Состав и строение нефтегазоносных толщ.
Лекция 4
Состав и строение нефтегазоносных толщ.
Нефтегазоносные комплексы - коллекторы и покрышки
Залежи – скопления нефти и газа
Залежьвсегда представляет собой нефть или газ (или то и другое одновременно), находящиеся в пористой и проницаемой массе горных пород, называемой коллектором. Эти породы-коллекторы, как правило, деформированы и ограничены непроницаемыми породами (именуемыми покрышкой) таким образом, что возникает ловушка, в которой и аккумулируются названные флюиды.
Чтобы не происходила их утечка, контакт пористых пород-коллекторов и непроницаемой покрышки должен быть изогнут и обращен выпуклой стороной вверх. Такой благоприятный для аккумуляции нефти и газа участок структуры (container) называют ловушкой (trap), а часть ловушки, содержащую нефть и газ – резервуаром (reservoir). Резервуары могут быть образованы разными породами, иметь различную форму, размеры и происхождение.
По И.О.Броду и Н.А.Ероменко, наоборот, ловушка является частью резервуара. Последний же представляет собой вместилище для флюидов, образованное породой-коллектором, ограниченной слабопроницаемыми пород.
Терригенные коллекторы нефти и газа
Терригенные коллекторы - основной их тип, с ними связаны 58% запасов нефти и 77% запасов газа. В их составе преобладают песчаные и алевритовые частицы, в подчиненном количестве - глинистые фракции. Бывают и чисто песчаные коллекторы, сцементированные и несцементированные (песок - песчаник). Разная пористость связана с разной укладкой зерен в терригенной породе. Теоретическая пористость (при идеальной шарообразной форме зерен и равном их диаметре) может составлять 25,8; 36,7 и 47,6% (максимум!). Реальная пористость существенно меньше из-за разных размеров частиц, присутствия цемента. Максимальная пористость – у хорошо окатанного отсортированного несцементированного песка. Обычная величина пористости промышленных коллекторов 10-20%, минимальная - около 5%.
На больших глубинах (свыше 4-5 км) отмечается значительное повышение пористости даже в глинистых коллекторах. Оно обусловлено действием высоких давлений и температур: 1) развитие трещиноватости, 2) частичное растворение зерен цемента. Такая пористость называется вторичной, с ней связываются значительные перспективы, т.к. распространяется она на большие глубины, чем первичная пористость – до 5-7 км.
Проницаемость песчанистых коллекторов составляет от десятых и сотых долей до первых единиц дарси (редко). Поэтому измеряется она обычно в миллидарси: 1 мд = 10-3 дарси. Для пород-коллекторов учитывается раздельно проницаемость для нефти, газа и воды, обладающих различными фильтрационными свойствами. Максимально возможные глубины формирования залежей углеводородов – до 9-10 км. Такое ограничение связано в первую очередь с глубинами возможного распространения пористости и проницаемости пород (из-за возрастающего давления). Причем, на таких максимальных глубинах можно рассчитывать лишь на обнаружение газовых залежей. Для нефти возможные глубины ее залегания ограничиваются геотермическими градиентом - предельными температурами ее синтеза.
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.
Нефтегазоносные комплексы
Нефть и газа пространственно и генетически связаны с осадочными бассейнам (ОБ). Состав и структура пород в ОБ разнообразны. Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы (НГК), которые отражают разные этапы развития и отличаются по составу пород, степени их преобразования и, как следствие, - характером нефтегазоносности. НГК обычно отличаются сходными особенностями продуктивных пластов. Комплексы разделены между собой мощными толщами слабопроницаемых пород. В пределах НГК продуктивные пласты имеют не только некоторые общие внутренние свойства, но сходны и формами тел (пласты, линзы, различные выступы-блоки, штоки и др.), которые они образуют в геологическом разрезе. Форма тел зависит от обстановки, в которой эти породы образовались.
Природные резервуары - под этим термином И.О.Брод понимал природное тело определенной формы, во всем объеме которого происходят циркуляция флюидов и их дифференциация с выделением скоплений нефти и (или) газа в определенных местах – ловушках
А.И.Леворсен под резервуаром понимал только ту часть пласта, которая занята залежью УВ.
Подход И.О.Брода, по-видимому, является более широким и правильным. Он выделил три крупных группы природных резервуаров: пластовые, массивные и литологические ограниченные со всех сторон.
Под пластовыми резервуарами понимаются тела в слоистой толще, контролируемые различными антиклиналями, протяженность которых по латерали намного больше их мощности. Протяженность таких тел - десятки километров, а мощность (толщина) – первые или десятки метров. В кровле и подошве они ограничены плохопроницаемыми породами. Гидро-динамический потенциал таких резервуаров очень велик; отбор флюидов в нескольких локаль-ных участках слабо сказывается на его общих энергетических ресурсах (достаточно быстро восстанавливаются пластовые давления и др.). Основная циркуляция флюидов происходит вдоль пласта.
Под массивными природными резервуарами понимаются такие тела (рифовые массивы, своды крупных складок, горстовые блоки и др.), размер которых (от десятков метров до десятков километров) по разным направлениям примерно сопоставим. Циркуляция флюидов происходит по горизонтали, вертикали и в других направлениях. Основное значение имеет перекрытие непроницаемыми или плохопроницаемыми породами сверху.
Резервуары, литологически ограниченные со всех сторон, образуют наиболее крупную группу природных резервуаров – это песчаные линзы в глинистых толщах, участки повышенной трещиноватости или кавернозности в массивах осадочных или изверженных пород, погребенные речные долины, выполненные песчано-алевритовыми аллювиальными осадками, песчаные валы (бары), косы, пляжи, дюны и другое.
Коллекторами нефти и газа, слагающими природные резервуары, называются породы, способные вмещать флюиды (воду,нефть, газ) и отдавать их в естественном источнике или горной выработке (шахте, скважине и др.). Основным свойством пород-коллекторов является наличие пустотного пространства, которое и заполняют флюиды.
Пустоты – первичные и вторичные – характерны для всех видов(типов) пород; подразделяются по размерам и видам.
По размерам наиболее простым является их деление на три категории:
· субкапиллярные с сечением пор менее 0,002-0,001 мм,
· капиллярные с сечением пор от 0,002-0,001 до 0,1 мм,
· Сверхкапиллярные - крупнее 0,1 мм.
По видам пустоты различаются более условно: поры – каверны – биопустоты – трещины.
Поры – пустоты в обломочных породах между зернами (гранулами) – пористость межзерновая (межгранулярная); коллектор - поровый, межзерновой (межгранулярный).
Каверны – пустоты, возникающие в результате растворения цемента, выщелачивания каких-либо минералов; особенно характерны для карбонатных пород. Размеры каверн различны.
Биопустоты – внутриформенные (пустоты в раковинах – камеры аммонитов, фораминифер, коралловые скелеты и др.) и межформенные (пустоты между раковинами в известняках-ракушняках).
Трещины – разрыв сплошности пород - литогенетические и тектонические; подразделяются по протяженности и раскрытию: менее 0,1 мм – микротрещины, более 0,1 мм – макротрещины.
Классификация пустот
| Типы коллекторов | Межгранулярные (поровые) | Трещинные | Каверновые | Биопустотные | ||
| Пустоты | Порово-трещинные | Трещинно-каверновые | Внутрискелетные и межскелетные | |||
| поры | трещины | каверны | ||||
| Породы | О б л о м о ч н ы е | |||||
| К а р б о н а т н ы е | ||||||
| и з в е р ж е н н ы е | кремнистые | |||||
| г л и н и с т ы е м е т а м о р ф и ч е с к и е | ||||||
Лекция 4
Состав и строение нефтегазоносных толщ.