Классификации коллекторов нефти газа
Коллекторы широко различаются между собой по размерам отдельных пор и взаимному их расположению. Эти различия называются первичными, если контролируются:
1) обстановкой осадконакопления;
2) степенью однородности размера частиц;
3) природой слагающего породу материала.
Различия именуютсявторичными, когда они обусловливаются процессами, воздействовавшими на осадок после его отложения; к ним относятся:
1) образование трещин и раздробление;
2) растворение;
3) переотложение и цементация;
4) уплотнение под влиянием возрастающей нагрузки перекрывающих отложений.
Каждая пора в коллекторе – микроскопическая лаборатория-модель резервуара с заключенной в нем залежью УВ, где протекают многие физические процессы и химические реакции [29].
Условия, контролирующие проницаемость, в значительной мере отличаются от тех, которые определяют пористость. Геологические факторы, влияющие на проницаемость коллекторов [55].
: * температура
* гидравлический градиент
* форма зерен и упаковка
Карбонатные коллекторы больше, чем песчаные, характеризуются вторичной пористостью; трудно провести различие между первичной и вторичной пористостью, хотя некоторые карбонаты бесспорно обладают первичной пористостью, представленной, как [39]:
1/. Поры внутри и между раковинами, ядрами ископаемых, их обломками, остатками фораминифер, водорослей, поры в ракушняке.
2/. Поры между карбонатными кристаллами и по плоскостям спайности внутри них – межкристаллическая пористость.
3/. Поры, связанные с оолитами и оолитовыми известняками.
4/. Поры вдоль поверхностей напластования, образующиеся в результате изменения условий седиментации, отложения глинистого и алевритового материала.
5/. Трещины усыхания и уплотнения, возникающие в процессе седиментации.
Химическое осаждение цементирующих материалов в порах обломочных пород в течение диагенеза и катагенеза представляет собой фактор вторичного изменения их пористости и проницаемости. Наиболее распространенными цементирующими материалами в обломочных породах-коллекторах являются, в порядке убывания распространенности: кварц – кальцит – доломит – сидерит – опалхалцедон – ангидрит – пирит. Часто в составе цемента одной породы может присутствовать сразу несколько минералов.
Нефтегазовый природный резервуар (главные элементы):
1- коллектор, 3- флюиды (вода-нефть-газ), 4- ловушка.
4.2. Покрышки – породы – флюидоупоры, обеспечивающие сохранность
Залежей нефти и газа
Непроницаемый слой, перекрывающий коллектор (проницаемый слой), называется покрышкой. Покрышка препятствует миграции нефти и газа по вертикали и по горизонтали.
Проницаемость пород прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида. Порода может быть непроницаема для жидкости и проницаема для газа. При больших градиентах давления возможна фильтрация любых флюидов через любую породу. Основные свойства необходимые для экранирующих толщ: пластичность и низкая трещиноватость. Наиболее распространенные типы толщ-экранов: сульфатно-солевые и глинистые.
Сульфатно-солевые толщи представлены горизонтами каменной соли, переслаиванием солей, гипсов и ангидритов, переслаиванием солей и терригенных (глинистых) пород. Соли являются идеальным флюидоупором; 35% месторождений газа имеют солевые экраны. У гипсов и ангидритов экранирующие свойства хуже из-за развития в них трещиноватости. Непроницаемость солевых покрышек снижается при наличии терригенных прослоев.
Глинистые покрышки - наиболее распространенный тип экранов, качество глин, как изоляторов, снижается включениями зерен кварца и полевых шпатов. Для глинистых толщ может быть характерна достаточно низкая проницаемость при сравнительно высокой пористости. В этом случае размеры пор весьма мелкие - субкапиллярные, а капиллярные силы сцепления флюида с породой весьма велики [23, 29, 83].
Катагенез ведет к обезвоживанию и, как следствие, к снижению пластичности и росту трещиноватости - т.е. к снижению экранирующих свойств породы (бажениты). Иногда в качестве экрана выступают карбонатные толщи. В заполярной части Западной Сибири покрышки промышленных залежей образованы вполне пористыми породами, но с пористостью заполненной льдом и газогидратами - криогенные покрышки.На глубинах от 4-5 км и выше надежным экраном являются только солевые толщи.
Нефтегазоносные комплексы
Нефть и газ пространственно и генетически связаны с осадочно-породными бассейнами – ОПБ (нефтегазоносными бассейнами – НГБ). Состав и структура пород в ОПБ 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 [29]. НГК образует пара – коллектор + покрышка (НГК = К+П) (табл. 10).
Таблица 10. Определения нефтегазоносного комплекса
| №№ п.п. | Источник | Определение |
| 1. | Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988. – 679 с.: ил. C. 270-271. | Комплекс нефтегазоносный (НГК) – мощная толща осадочных пород, развитая в пределах большей части нефтегазоносного бассейна надрегионального (реже субглобального) порядка, характеризующаяся относительной гидродинамической изолированностью и единством условий формирования нефтяных и газовых месторождений. НГК состоит из про-ницаемой части, содержащей скопления УВ, и региональной покрышки, обеспечивающей относительную изолированность комплекса сверху. Снизу НГК изолируется региональной покрышкой нижележащего НГК или порода-ми фундамента (промежуточного комплекса). Латеральная изолированность НГК значи-тельно хуже. Лишь в зонах регионального вы-клинивания проницаемых тел при сохранении региональной покрышки существует относи-тельная латеральная гидродинамическая изо-лированность НГК. Нефть и газа могут гене-рироваться в самом НГК или быть чуждыми ему. По этому признаку НГК подразделяются на первично- и вторично-нефтегазоносные . |
| 2. | Баженова О.К. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник /О.К.Баженова, Ю.К.Бурлин, Б.А.Соколов, В.Е.Хаин; Под ред. Б.А.Соколова. – 2 –е изд., перераб. и доп. – М.: Изд. Моск. Ун-та, изд. Центр «Академия» – 2004.. – 415 с., ил. – (Классический университетский учебник). С. 229. | Нефтегазоносные комплексы – природные (материальные) системы, обладающие различ-ными способностями прежде всего аккумули-ровать УВ, а иногда и генерировать их. Комп-лексы состоят из главных элементов: пород-коллекторов, слагающих природные резервуа-ры, пород-флюидоупоров и (не всегда) нефте-газоматеринских пород. Иногда НГК отде-ляются друг от друга мощными толщами сла-бопроницаемых пород и представляют собой частично изолированнную, полузакрытую си-стему со своими внутренними связями, опре-деляющими распределение давлений, перето-ки флюидов и др. НГК, обладая определенны-ми индивидуальными чертами, тем не менее взаимодействуют и оказывают сильное влия-ние друг на друга, они являются частями еди-ного бассейна как природной системы. |
| 3. | Хайн Норман Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти /Пер. с англ. – М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004. – 752 с.: ил. С. 587. | Нефтеносный комплекс (play) – комбинация ловушки, породы-коллектора и перекрывающей породы, содержащая промышленные запасы нефти. |
Выделение нефтегазоносных комплексов (НГК) в осадочной толще нефтегазоносных бассейнов (НГБ) обусловлено двумя проблемами – неоднозначной трактовкой термина НГК и различными по форме и содержанию подходами к их обособлению в разрезе. Так, некоторыми исследователями признается необязательным присутствие в комплексе нефтегазогенерирующих пород [62]. Комплексы могут соответствовать одновозрастным формациям, хотя прямой аналогии между теми и другими не существует, выделяться в разведанных бассейнах по изменению запасов и накопленной добыче
Исходя из ведущих критериев проведенного исследователями нефтегазогеологического расчленения разреза, эти подходы можно обозначить как структурно-вещественный, эпигенетический и количественно-нефтегеологический.
Первый их них рассматривает НГК как часть исторически обусловленных структурно-формационных подразделений, обычно разделенных несогласиями с различающимися литолого-фациальными характеристиками состава, распространением и формированием коллекторов и покрышек. Именно в этом ключе проведено расчленение разреза Тимано-Печорской НГП в работах Г.Е. Дикенштейна (1987), Г.В. Важенина (1988), Е.Л. Власенко (1990), В.И. Громеки (1994), и их соавторов. Кроме единства условий формирования и характерного состава пластов иногда выдвигается требование единства процессов генерации, миграции и аккумуляции и в состав комплекса обязательно включаются нефтегазогенерирующие слои. При этом размываются важнейшие по значению отличительные грани между НГК и углеводородными системами. Возражение вызывает и возможность использования несогласий как границ НГК. Как справедливо отмечено Б.А. Лебедевым (1992), наиболее яркие и значительные несогласия предшествуют региональной покрышке и, таким образом, не ограничивают НГК, а усложняют его разрез.
Неясным оказывается и один из главных критериев рассматриваемого подхода – обязательная целостность и характерность формационного и литологического состава НГК. Два дополнительно выдвигаемых требования – общность свойств содержащихся в комплексе нефти и газа или условий формирования залежей обычно входят в явное противоречие с условием литогенетического единства комплекса.
Второй подход, несомненно, привлекателен, хотя и трудно реализуем на практике эпигенетический (генетический) принцип нефтегазогеологического расчленения разреза НГБ. Он достаточно подробно изложен в трудах Б.А. Лебедева (1992), П.Б. Кабышева (1979) и украинских геологов. Как правило, комплексы, выделяемые на основе приуроченности к определенным стадиям эпигенеза, должны располагать и вполне отчетливой гидродинамической изолированностью (покрышкой), а также взаимосвязанностью большинства элементов проницаемой части НГК. Именно последнее обстоятельство определяет единство условий формирования УВ внутри комплекса.
Некоторые исследователи считают присутствие региональной покрышки необязательным, однако именно с учетом этого характерного элемента типичного, полноценного НГК разработана одна из интереснейших классификаций НГБ (Б.А. Лебедев, 1992), а для Тимано-Печорской НГП декларирована (но, к сожалению, не обоснована) вполне удовлетворительная трехчленная схема районирования ее осадочного чехла (В.В. Меннер, 1989).
Анализируя стадиально-эпигенетическую зональность в осадочных бассейнах, Б.А. Лебедев (1992) приходит к выводу о трехчленном строении чехла на севере Тимано-Печорской НГП с выделением повторяющегося набора: проницаемая, флюидосодержащая толща и региональная покрышка. Ниже «аконсервационной» зоны им различаются: верхнепермско-юрский комплекс с верхнеюрско-неокомской региональной покрышкой, верхнедевонско-нижнепермский комплекс с нижнепермской покрышкой, ордовикско-верхнедевонский комплекс с верхнедевонской покрышкой. Юрские и триасовые отложения относятся к зонам слабого и умеренного уплотнения, породы среднего комплекса к зоне сильного уплотнения, нижняя региональная покрышка и изолируемая ею проницаемая часть разреза – к зоне очень сильного уплотнения. Подчеркивается решающая роль в нефтегазообразовании верхнедевонских (доманик) и раннепалеозойских отложений. Одновременно высказывается мысль о целесообразности разделения чехла большинства НГБ на две части: нижнюю - генерирующую и верхнюю – аккумулирующую (Б.А. Лебедев, 1992).
В то же время реальное воплощение эпигенетического подхода в нефтегеологическом районировании (НГГР) чехла вызывает существенные трудности. Границы эпигенетических зон ведут себя иначе и более латерально неустойчивы, нежели разделы свит и ярусов. Кроме того, в разрезах они почти всегда не совпадают с границами литолого-стратиграфических подразделений и проходят внутри них, что еще больше осложняет выделение и обоснование НГК. Не очень понятна схема воплощения методических рекомендаций генетического подхода в случаях сквозной вертикальной миграции УВ по всему чехлу, а также в отсутствие региональных покрышек, естественным образом разделяющих осадочный разрез.
Третий количественно-нефтегеологический подход использовался сравнительно небольшим числом исследователей. Е.Б. Грунис и др. (1996) и В.И. Богацкий (1999) пытались осуществить нефтегазогеологическое расчленение чехла Тимано-Печорской НГП по распределению залежей УВ в разрезе «… с учетом литофациального состава формаций, свидетельствующем о наличии нефтематеринских свит (НМС) и природных резервуаров…». Залежи УВ в Тимано-Печорской НГП установлены почти по всему чехлу – от силура до триаса включительно, что требовало применения количественного признака при вертикальном районировании. Однако таковой сформулирован не был и выделение НГК было проведено, главным образом, на основе дополняющих признаков: с учетом состава и особенностей накопления формаций. Это находит свое подтверждение в количестве и объемах выделенных НГК. И у Е.Б. Груниса и у В.И. Богацкого оно максимально и составляет 10 - 11 единиц в пределах фанерозойского чехла.
По замыслу, это направление представляется наиболее привлекательным в связи с попыткой использования максимально объективных результатов геологоразведочных работ (ГРР) и признака, достаточно четко связанного с онтогенезом УВ – количества и распределения залежей в осадочном чехле нефтегазоносной провинции.
5. Ловушки, контролирующие залежи – скопления нефти и газа
Ловушки нефти и газа
Ловушкой называют объем пород, могущей вместить нефть или газ вне зависимости от её формы и условий возникновения, но при наличии способности к аккумуляции и консервации нефти и газа в ней [55].
С ловушкой всегда связана залежь нефти и/или газа. Залежь нефти и/или газа всегда «ищет» удобную для себя ловушку.
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) [55].Резервуары могут быть образованы разными породами, иметь различную форму, размеры и происхождение. Ловушка является частью резервуара. Последний же представляет собой вместилище для флюидов, образованное породой-коллектором, ограниченной не(слабо)проницаемыми породами.
Различаются коллекторы и ловушки (как резервуары), в которых могут скапливаться или уже скопились нефть и (или) газ.
Любой отдельно взятый резервуар неповторим в деталях, однако могут быть подмечены и общие черты сходства, характеризующие особенности резервуаров [55]:
1. Порода-коллектор – вмещающий материал, характеризуется составом и структурой, непрерывностью или прерывностью его распространения в плане. Границы распространения коллектора могут совпадать в плане с контурами нефтяной (газовой) залежи …; в других случаях порода-коллектор, хотя и развита на обширной площади, может быть природным резервуаром только на отдельных благоприятных участках.
2. Поровое (пустотное) пространство – коллекторское пространство и степень свободы перемещения флюидов через соединяющиеся между собой поры породы выражаются через коэффициенты «пористости» и «проницаемости».Пористость и проницаемость – свойства породы, зависящие от наличия в ней порового пространства, определяют способность коллектора удерживать и отдавать нефть.
3. Флюиды (нефть, вода, газ) в эффективном поровом пространстве коллектора могут находиться в состоянии статического или динамического равновесия, обусловленного эрозией, осадконакоплением, деформацией пород, или в связи какими-то другими факторами, изменяющими давление, температуру, плотность, объем и химические свойства флюидов. Эти изменения заставляют флюиды перемещаться.
4. Ловушка, обусловливающая удержание нефти и газа в залежи. Ловушка – форма, которую принимает та или иная часть коллектора, благодаря чему создаются условия для формирования залежи УВ.
Первым существенным элементом резервуара является наличие породы-коллектора, вторым — сообщающегося порового пространства, третьим — ловушки. Сообщающиеся поры в коллекторе должны в совокупности удерживать и накапливать нефтяную залежь.
Нефть и газ легче воды. Поэтому нефть всплывает через воду, пока ее путь не преграждает непроницаемый слой кровли горной породы. Если кровля породы выгнута снизу вверх, она не дает нефти и газу улетучиваться в широтном направлении, и таким образом образует ловушку. Вода подпирает нефтегазовую залежь, а напор воды прижимает нефть кверху к ограничивающим поверхностям ловушки, тем самым удерживая ее на месте (рис.2).
Подстилающая поверхность воды называется водо-нефтяным разделом или газо-водяным разделом, а также водо-нефтяным зеркалом или водо-нефтяным уровнем залежи [55].
Поисково-разведочные работы на нефть, прежде всего, посвящены поискам ловушек в потенциальных коллекторах, так как ловушка соответствует месту, где нефть и газ, если только они присутствуют, скопляются в залежи.
Наиболее простым и распространенным способом превращения проницаемой глубинной формации в ловушку является образование антиклинали. Из обычных ловушек легче всего картируется антиклиналь и ее можно часто нанести на карту непосредственно по поверхности земли. Тесная связь нефтегазовых залежей с антиклинальными складками была обнаружена на раннем этапе развития нефтедобывающей промышленности и послужила обоснованием к развитию давно известной антиклинальной теории залегания нефти и газа. Геологи повсеместно вели поиски антиклиналей и куполов для постановки на них разведочного бурения, исключая почти полностью все другие виды ловушек. Антиклинальная теория играла преобладающую роль в поисках нефти [23, 26, 29, 83].
 |
Рис.2. Схема пластовой сводовой нефтегазовой залежи.
На территории России подавляющее большинство антиклинальных ловушек, особенно простых и в верхних горизонтах чехла, выявлено и разведано. Наступила пора открытия и освоения новых нефтегазогеологических объектов, связанных с обнаружением сложных резервуаров, продуктивность которых определяется неоднородностью нефтегазоносных комплексов (НГК) и, прежде всего, характером распределения коллектора. 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.
Решающим фактором нефтегазоносности становится неоднородность распределения коллекторов, контролируемая блоковым строением [5, 6]