Коллекторы и покрышки нефти и газа

Нефть и природный горючий газ находятся в горных породах, называемых коллекторами, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке (извлечение на дневную поверхность)

Любая порода, содержащая поры, пустоты итрещины, может считаться коллектором нефти и газа. По генезису эта порода может быть: осадочной, магматической или метаморфической. Однако, выявленные в земной коре скопления нефти и газа в подавляющем большинстве (более 90%) содержатся в осадочных породах.

Коллектор нефти и газа обладает двумя свойствами: пористостью и проницаемостью.

Пористость характеризует емкость коллектора и выражается отношением объема пор и пустот к объему породы. Величина объема пор, выраженная в % ко всему объему породы, называется коэффициентом пористости. При этом выделяют коэффициэнты пористости: абсолютной (общей), открытой (действительной) и эффективной. Коэффициент общей пористости включает в себя отношение объема всех пустот, пор и трещин к объему породы.

Коэффициент открытой пористости меньше,чем абсолютной, так как он учитывает только объем связанных (открытых) пор, пустот и трещин, по которым возможно движение флюидов.

Коэффициент эффективной пористости меньше, чем открытой пористости, за вычетом объема связанной (остаточной), реликтовой воды, которая осталась в коллекторе, т.е. не полностью отжатая вода при уплотнении осадка и превращения его в породу.

Поровые каналы в породах могут быть различными по величине. Сверхкапиллярные каналы имеют размеры больше 0,5 мм, капиллярные –от 0,5 до 0,0002 мм и субкапиллярные- меньше 0,0002 мм. Макропоры: БОЛЕЕ 1 ММ, МИКРОПОРЫ: МЕНЕЕ 1 ММ.

Движение нефти, газа и воды может происходить свободно по крупным (сверхкапиллярным каналам), а по капиллярным только при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах движение флюидов в природных условиях практически невозможно, например в глинах. Хорошими коллекторами, обладающими капиллярными и сверхкапиллярными порами, являются пески, песчаники, алевролиты, а также другие обломочные породы и некоторые разновидности карбонатных пород органогенного генезиса (рифогенные известняки и доломиты, известняки-ракушечники). В ракушняках поровые каналы образованы пустотами между органическими остатками, а также пустотами внутри раковин.

Теоретически возможная величина пористости, полученная при моделировании рыхлого однородного коллектора с наименьшей степенью уплотнения зерен их одинакового размера, равняется 47,6%. Однако, в природных условиях в земной коре такие коллекторы не встречаются. В лучших песчано-алевролитовых коллекторахобычно общая пористость редко превышает 30%, а открытая колеблется от 15 до 25-29%.

Второе свойство коллектора-проницаемость- характеризует фильтрационную способность коллектора, т.е.. способность породы пропускать через себя жидкость или газы.

Как правило, между пористостью и проницаемостью колдлекторов нефти и газа существует прямая зависимость, т.е. коллекторы, имеющие высокую пористость, обладают и высокой проницаемостью, и наоборот. Обычно высокими ихорошими коллекторскими свойствами обладают пески, песчаники, алевролиты.

За единицу проницаемости принят 1в системе СИ (или 1Д-дарси). Это очень высокая проницаемость, которая редко встречается в районах нефтегазовых объектов, поэтому чаще используют для расчета екоэффициэнта проницаемости (К пр.)- единицу 1 мд=0,001Д или о,001

К хорошо проницаемым относятся коллекторы с =100-500 мд (0,1-0,5 мкм² ), к высокопроницаемым –более 500 мд (более 0,5 мкм²), к низкопроницаемым- менее 10 мд (менее 0,01 мкм²).

Наличие хороших коллекторов в разрезе отложений исследуемых территорий является первым признаком возможного нахождения нефти игаза. Однако, этого еще недостаточно. Для нахождения УВ в коллекторе необходимо их надежное перекрытие плотными практически непроницаемыми породами, которые называются покрышками.

Покрышки посвоим свойствам являются антиподами коллекторов. Покрышками могут быть глины, аргиллиты (уплотненные глины), каменная соль, гипс и ангидрит, глинистые известняки, мергели.

Покрышки различаются по удерживающей способности. Некоторые однородные глинистые или соленосные (соль, ангидрит, гипс) покрышки могут удерживать большое количество газа, который обладает значительно большей миграционной способностью, чем нефть.

Коллекторы и покрышки нефти и газа входят в состав регионально нефтегазоносных комплексов (РНГК), которые представляют собой определенные литолого- стратиграфические подразделения, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий.

В состав РНГК входят нефтегазоматеринские (НМ) и нефтегазопродуцирующие (НП) толщи, в которых образуются УВ. Диагностическими особенностями этих толщ являются: 1) накопление в водной среде с анаэробной (без доступа воздуха) обстановкой, 2) накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации, 3) наличие повышенного содержания органического вещества (ОВ), способного преобразоваться в УВ нефтяного ряда.

НМ НП толщи могут быть глинистыми, карбонатными, или глинисто-карбонатными. Обычно НМ толщи относят к НП толщам при наличии в них ОВ более 0,5% по весу породы.

Таким образом, если на исследуемой территории проводится прогноз нефтегазоносности недр, необходимо выявить в разрезе отложений наличие РГНК, в составе которых необходимо найти нефтепродуцирующие толщи, а также коллекторы и покрышки. Наличие собственного источника УВ в исследуемом регионе в определенных стратиграфических подразделениях разреза отложений позволяет прогнозировать высокие перспективы нефтегазоносности недр данного региона.

Коллекторы и залегающие непосредственно над нимипороды- покрышки вместе формируют природные резервуары, т.е. природные емкости для нефти и газа, принципиальные схемы которых рассмотрены в следующем подразделе.