Типы коллекторов и флюидоупоров

По литологическому составу выделяют два основных типа коллекторов – терригенные (песчано-алевритовые) и карбонатные. Кроме того, выделяют коллекторы связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.

Терригенные коллекторы занимают главное место среди других: с ними связано 58 % мировых разведанных запасов нефти и 77 % газа. Достаточно сказать, что в таком уникальном бассейне, каким является Западно-Сибирский, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных, обломочных коллекторах. Литологически терригенные коллекторы (пески, песчаники, алевролиты) характеризуются гранулометрией – размером зерен.

Размер частиц

крупнозернистых песков —                     1-0,25 мм;

мелкозернистых песков —                     0,25-0,1 мм;

алевролитов —                     0,1-0,05 мм.

Емкостно-фильтрационные свойства терригенных отложений очень разные. Пористость нефтеносных песчаных коллекторов составляет в среднем 15-20%, проницаемость – обычно десятые и сотые доли, редко единицы квадратных микрометров (мкм2).

Коллекторские свойства терригенных пород определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью. Глинистые минералы, вообще глинистость ухудшают коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы по значимости занимают II место. С ними связано 42% мировых запасов нефти и 23% запасов газа.

Карбонатные коллекторы принципиально отличаются от терригенных тем, что в них, во-первых, всего два основных породообразующих минерала – кальцит и доломит. Во-вторых, в карбонатных коллекторах фильтрация нефти и газа обуславливается преимущественно трещинами, кавернами. Основные процессы, формирующие пустотное пространство в карбонатах, связаны либо с биогенным накоплением, либо с выщелачиванием и карстообразованием, либо с тектоническими напряжениями, приведшими к образованию развитой сети трещин, микротрещин и т.д.

С карбонатными коллекторами связаны крупнейшие месторождения, расположенные в бассейне Персидского залива, во многих нефтегазоносных бассейнах США и Канады, в Прикаспийском бассейне.

Коллекторы обнаружены в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах. Представлены они эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками). Коллекторы в эффузивных породах связаны в большинстве случаев с ультраосновными породами. Пустоты в них возникли при дегазации излившейся магмы либо в процессе эрозии, тектонического дробления и др. Имеются месторождения на Кубе, связанные с туфопесчаниками, месторождение Келебия в Югославии – в риолитового типа эффузивах. Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин. В целом эти коллекторы слабо изучены.

Глинистые коллекторы. Месторождения нефти и газа, связанные с глинистыми коллекторами, были известны давно в США, в Калифорнии в бассейне Санта-Мария еще в начале XX в. Коллекторы представлены там кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена.

Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири. На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750-3000 м при пластовой температуре 120-128ºС, имеют мощность 40 м. Возраст – волжский век и берриас (юра и мел). Дебиты нефти – от 0,06 до 700 м3/сут. Проблема глинистых коллекторов очень интересна не только в связи с характером и генезисом пустот, но и с точки зрения изучения происхождения нефти и формирования залежей.

Непроницаемые породы – «покрышки». Покрышки, или флюидоупоры, – это породы, которые препятствуют уходу нефти, газа и воды из коллектора. Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта.

Понятие «покрышка» – относительное, потому что если покрышка не пропускает жидкость (нефть и воду), то одновременно может пропускать через себя газ, который имеет меньшую вязкость. В то же время при больших перепадах давления жидкости будут фильтроваться через непроницаемую породу – покрышку.

По площади развития выделяют региональные и локальные покрышки. Например, кыновские (тиманские) глины являются региональным флюидоупором, покрышкой девонских залежей по всему Волго-Уральскому бассейну.

По литологическому составу покрышки представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород. Наиболее полно изучены глинистые покрышки
(Т.Т. Клубова), затем карбонатные.

Наилучшие по качеству покрышки – это каменная соль и пластичные глины, так как в них нет трещин. В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа. Но если в каменной соли есть примесь песчаника, то фильтрация газа возможна в надсолевые отложения. У гипсов и ангидритов экранирующие свойства хуже, чем у каменной соли.

Глинистые покрышки наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах. Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения.

По мере погружения происходит обезвоживание глин, снижается их пластичность, увеличивается трещиноватость пород. Иногда глина – аргиллит – превращается в трещинный коллектор. Пример такого коллектора – баженовская свита верхней юры Западной Сибири. Мелкозернистые известняки и доломиты также экранируют, служат покрышкой для залежей нефти, но примесь небольшого глинистого и песчаного материала в несколько раз ухудшает их экранирующие свойства.

На глубинах более 4,5 км надежными «покрышками» могут служить, в основном, мощные толщи каменной соли и сульфатно-галогенных пород, обладающих высокой пластичностью.

Усиливает экранирующие свойства покрышки превышение напоров вод в пласте над покрышкой, затрудняя вертикальную миграцию; обратное соотношение, т.е. превышение напоров воды в пласте под покрышкой, наоборот, ухудшает экранирующее качество покрышки над залежью.

Таким образом, экранирующие свойства покрышек зависят от литологии пород, тектонической, гидрогеологической обстановок, от свойств нефти, газа, градиента давления и других факторов.

При изучении коллекторских свойств нефтегазоносных комплексов важным является параметр гидропроводности, который характеризует фильтрационные свойства коллектора: Кпр·h/μ – где Кпр – коэффициент проницаемости, м2; h – мощность коллектора, м; μ – динамическая вязкость, Па·с.

Физическая величина параметра гидропроводности показывает способность пласта –коллектора пропускать жидкость определенной вязкости в единицу времени при перепаде давления
0,1 МПа. Сведения о гидропроводности пласта получают промысловыми исследованиями (по кривым восстановления давления или индикаторным кривым), но часто это невозможно. Тогда у каждой скважины на плане расположения надписывают сведения о проницаемости пласта, эффективной мощности пласта, вязкости пластовой нефти и по этим данным строят изолинии гидропроводности.

Ссылка на основную публикацию
Adblock detector