Карбонатные коллекторы нефти и газа
Карбонатные коллекторы содержат 42% разведанных запасов нефти и 23% запасов газа. Они представлены рядом пород: известняки – доломитистые известняки – доломиты. В них пустотное пространство относится к каверновому и трещинному типу, поэтому причинами формирования пористости являются вторичные процессы: 1) выщелачивание, 2) перекристаллизация, 3) доломитизация известняков, 4) тектонические нагрузки.
Пористость карбонатных пород ниже чем у терригенных (у промышленных коллекторов - до 3% и менее), но проницаемость, при прочих равных условиях, может быть и выше. Среди карбонатных пород, ракушечники близки по коллекторским свойствам песчаникам.
Хемогенные породы-коллекторы – это осадочные образования, сложенные в основном хемогенными и биохемогенными осадками. Они состоят из минерального вещества, выпавшего из раствора на месте их формирования и не подвергшегося переносу, подобно обломочным зернам, хотя материал, из которого состоят эти зерна, может тоже первоначально отлагаться в виде хемогенного осадка и уже после этого в результате переработки преобразовываться в обломочные частицы. Наиболее распространены хемогенные коллекторы – известняки и доломиты.
Хемогенные карбонатные коллекторы обычно представлены кристаллическими известняками и доломитами, но иногда они могут состоять из мергеля и мела.
Кристаллическая структура – мелко-, средне-, крупнокристаллическая.
С увеличением содержания в карбонатах кремнистых компонентов образуются песчанистые, кремнистые или глинистые известняки и доломиты.
Карбонатное вещество … почти полностью представлено кальцитом (CaCO3) и доломитом [CaMg(CO3)2], а в отдельных породах – только одним из этих минералов.
Биохемогенные карбонаты наряду с обычным химически осажденным материалом содержат значительные количества органических остатков. Особенно активно биохимическое карбонатообразование происходило в местах формирования органогенных рифов (биогермов, биостромов), роль которых как коллекторов УВ все время возрастает.
Главными биохимическими агентами карбонатообразования являются водоросли, бактерии, фораминиферы, кораллы, мшанки, брахиоподы, моллюски. Наиболее важные породообразующие организмы – водоросли; по мнению ряда геологов, их следует рассматривать вообще как самый главный агент выделения и отложения извести.
Карбонатное вещество, выделяемое живыми организмами, представлено в основном CaCO3.
К группе пород-коллекторов смешанного происхождения относятся изверженные и метаморфические породы, а также различные их ассоциации. Они интересны в геологическом отношении, но довольно редко имеют значение как промышленные коллекторы нефти и газа. В тех случаях, когда из изверженных или метаморфических пород получают промышленные притоки УВ, природный резервуар располагается вверх по восстанию от трансгрессивно перекрывающих или подстилающих его осадочных образований, из которых, как предполагаются, мигрируют в него УВ. Путями миграции УВ служат, очевидно, поверхности напластования или несогласия, а местами их скоплений (резервуарами) - трещины и зоны трещиноватости в хрупких породах фундамента.
Осадочные породы-коллекторы могут быть подразделены на образования морского и неморского (континентального) происхождения. Между этими классами наблюдается большое количество переходных и смешанных разностей.
Генезис коллекторов обычно распознается по следующим критериям:
1. Содержание окаменелостей морского и неморского происхождения.
2. Наличие хорошо развитых идиоморфных кристаллов полевых шпатов (морские).
3. Нарастание вторичного полевого шпата вокруг обломочных зерен полевых шпатов (морские).
4. Наличие агрегатов, состоящих из зерен полевых шпатов и кварца, сцементированных
вторичным полевым шпатом (морские).
5. Широкое распространение по площади «покровных» песков с одинаковой слоистостью
(морские).
6. Мощные толщи переслаивания неотсортированных обломочных пород, лишенных
органических остатков и образующих линзы (неморские).
7. Тиллиты, крупнозернистые песчаные породы и эрратические образования (неморские,
возможно ледниковые отложения, подводнооползневые – морские подводные оползни).
8. Пласты угля, толщи, содержащие обломки костей и линзовидные песчаные породы
(неморские).
9. Заполняющие желоба шнурковые песчаные породы (неморские).
Порода-коллектор – природный материал, в котором находятся нефть и газ; это преимущественно песчаники, известняки и доломиты. Они наиболее благоприятны для накопления УВ; содержат наиболее крупные залежи нефти и газа.
Важным критерием в оценке нефтегазоносности является не только коллектор, как часть резервуара, но и объём, характер и изменчивость осадков, распространенных в данном районе.
Предполагается, что если имеется большой объём осадков, то в нем обязательно найдется место потенциальной толще-коллектору. Коллекторами служат столь разнообразные осадочные породы, что вряд ли какой-либо седиментационный бассейн не содержал хотя бы несколько типов пород-коллекторов.
Коллектор – основным физическим свойством его является пористость, т.е. породы должны содержать поры или пустоты таких размеров и характера, которые бы обеспечили концентрацию УВ в ЗАЛЕЖЬ. Однако наличия одной пористости еще недостаточно; поры должны быть сообщающимися, чтобы обеспечить фильтрацию флюидов сквозь породу, другими словами должны быть созданы условия для миграции (перетоков) нефти и газа в коллекторе. Таким образом, порода должна быть проницаемой, т.е. обладать проницаемостью.
//Пемза не является хорошим коллектором, хотя большая часть её занимают поры (коэффициент пустотного пространства высокий!), но эти поры не сообщаются между собой и пористотсь поэтому не эффективна//.
Пористые и слабо проницаемые породы переслаиваются между собой, выклиниваются, литологически замещаются, образуя сложную картину внутреннего геологического строения залежи. В зависимости от литологии широко изменяются и коллекторские свойства. В целом, практически любой продуктивный горизонт может рассматриваться как резко изменчивая физическая анизотропная система. Изучение ее неоднородностей имеет важное практическое значение, так как учитывается при подсчете запасов нефти и газа, при определении норм отбора нефти, при проектировании методов воздействия на пласт. Обычная величина пористости промышленных коллекторов - 10-20%, минимальная (для продуктивных терригенных горизонтов) - до 5%. Пористость промышленных карбонатных коллекторов может быть и ниже - до 3%.
Количественной характеристикой фильтрационных свойств коллектора является коэффициент проницаемости kпр, величину которого рассчитывают в соответствии с линейным законом фильтрации Дарси (D). В соответствии с этим законом, kпр является константой пропорциональности - характеристикой пористой среды, величина которой в идеальном случае не зависит от типа фильтруемой жидкости. В классическом варианте (линейные размеры выражены в сантиметрах, абсолютная вязкость - в сантипуазах) величина проницаемости оценивается в миллидарси (1 дарси = 1000 миллидарси). Проницаемость песчаных коллекторов может иногда составлять до 2-3 дарси, проницаемость песчаников, алевролитов, карбонатных пород обычно составляет десятки и сотни миллидарси (μD).
В публикациях последних лет принято выражение физических величин в системе СИ (линейные размеры - в метрах, вязкость - в Па·с), в этом случае kпр имеет размерность площади (м2).
1 дарси = 1,02 х 10-12 м2 ≈ 1 мкм2
0,1 – 0,5 мкм2 = 100 – 500 μD
Проницаемость
| 1 μD = 10-15 м2 = 1 х 10-3 мкм2 | 0,1 μD =1 х 10-5 мкм2 |
| 10 μD = 0,01 мкм2 = 1 х 10-2 мкм2 | 0,01 μD = 1 х 10-6 мкм2 |
| 100 μD = 0,1 мкм2 | 0,001 μD = 1 х 10-7 мкм2 |
| 1000 μD = 1 мкм2 = 1D |
Пористость (А):
Общая = Vпор / Vпороды (х 100%);
открытая = Vсообщающихся пор / V породы (х100%) – для песчаных коллекторов
примерно равна общей пористости;
эффективная (нефтенасыщенная) = Vпор с нефтью и газом / Vпороды (х100%)
Проницаемость (Б):
Отражает способность породы пропускать через себя флюиды – К проницаемости (kпр ).
1 D – проницаемость, при которой через 1 см2 при давлении = 1 атм на расстоянии 1 см
проходит 1 см3 флюида с вязкостью 1 сантипуаз.
А и Б строго не связаны, но для однотипных пород корреляция между ними линейная и
прямая.
А = f , (1/ρ); ρ = f ,, (Н); А = f ,,, (1/Н), где ρ – плотность флюида, Н – глубина.
Реальные значения проницаемости одной и той же породы, определяемые по фильтрации разных флюидов (нефть, газ, вода), различаются между собой. Кроме зависимости от фазы, эффективная проницаемость зависит также от пластовой температуры и давления: вязкость флюида повышается с возрастанием температуры, но понижается с увеличением давления. Поэтому в промысловых условиях проницаемость определяют по кривым восстановления давления (при неустановившемся режиме), а также по геофизическим данным.
Свойства коллекторов нефти и газа – пористость, проницаемость, структура порового пространства, остаточная водонасыщенность, физико-химические свойства поверхности пустот и другое. При погружении пород на всё большие глубины пористость в целом убывает, хотя и неравномерно; в разной степени уменьшаются и различные виды пористости. Цементация породы также снижает её пористость.Емкостные свойства породы-коллектора, слагающей природный резервуар, определяется важным параметром – эффективной ёмкостью ( q ) по формуле: q = Кп х Нэф , де Кп – средняя пористость породы в пределах исследуемой части пласта, Нэф – средняя эффективная толщина пласта.
Поиски и разведка залежей на больших глубинах (свыше 4 км), где давление в породе превышает 100 МПа, показали особый феномен изменения емкостных и фильтрационных свойств пород. Коллекторскими свойствами в зоне высоких давлений могут обладать и глинистые горизонты. Обычная для терригенных пород межзерновая пористость на таких глубинах уменьшается, но развивается трещиноватость, причем, тем больше, чем больше глинистость пласта. Такая пористость называется вторичной, и с ней связывают перспективы глубоких горизонтов в нефтегазоносных областях с запасами углеводородов, отработанных на глубинах до 2-3 км. Вместе с тем, керн поднятый с больших глубин - извлеченный из равновесных пластовых условий – на поверхности оказывается в состоянии разгрузки внутренних напряжений. Измеряемые в лабораторных условиях параметры пористости и проницаемости оказываются завышенными. Для их объективной оценки необходимо использовать понижающие поправочные коэффициенты. Так, для глубины 4000 м их величина составляет, для пористости: 0,98 – для песчанистых и 0,93 - для глинистых пластов; для проницаемости - 0,84 и 0,64, соответственно.