ПОРОДИ-КОЛЕКТОРИ

Основні параметри колекторів

Гірські породи, що володіють здатністю вміщати нафту, газ і воду і віддавати їх в промислових кількостях при розробці, називаються колекторами. Більшість порід-колекторів мають осадочні походження. Колекторами нафти і газу є теригенні (пісковики, алевроліти і деякі глинисті породи), карбонатні (вапняки, доломіт), крем'яні (радіолярити, спонголіти) породи. У рідкісних випадках колекторами можуть служити виверження вулканів і метаморфічні породи. Характер пустотного простору в породах визначається текстурними особливостями породи, розмірами і формою мінеральних зерен, складом цементу, здатністю порід до тріщинуватості.

Основними параметрами колекторів є пористість і проникність.

Пористістю називається частка пустотного простору в загальному обсязі породи. Величина пористості може бути виражена у відсотках або частках одиниці.

Розрізняють загальну, відкриту та ефективну пористість. Загальна (повна, абсолютна) пористість - це обсяг всіх пір в породі.

При промислової оцінці покладів нафти і газу приймається до уваги відкрита пористість - обсяг тільки тих пір, які пов'язані, з'єднуються між собою.

У нафтовій геології поряд з поняттями загальної та відкритої пористості існує поняття ефективної пористості, яка визначається наявністю таких пір, з яких нафта може бути залучена при розробці. Неефективними вважаються субкапіллярние і ізольовані пори.

Іншим важливим параметром, що характеризує фільтраційні властивості порід-колекторів, є проникність - властивість порід пропускати крізь себе рідини і гази. Проникність виражається в частках квадратного метра. Зазвичай проникність, виміряна паралельно шаруватості, вище проникності, визначеної перпендикулярно до нашарування.

Розрізняють декілька видів проникності: абсолютну, фазову (ефективну) і відносну [9].

Абсолютна проникність - проникність, виміряна в сухий породі при пропущенні через неї сухого інертного газу (азоту, гелію); часто вона вимірюється по повітрю.

Фазова (ефективна) проникність - здатність породи пропускати через себе один флюїд у присутності інших; для окремих флюїдів залежить від їх кількісного співвідношення. Особливо це помітно при розробці родовища. При відкачці та зменшенні кількості нафти в пласті її фазова проникність поступово падає.

Відносна проникність - відношення величини ефективної проникності даного флюїду до величини проникності при 100% насиченні породи даними флюїдом. Вона безперервно змінюється при експлуатації поклади, т. К. Змінюється співвідношення флюїдів. Відносна проникність породи для будь-якого флюїду зростає зі збільшенням її насиченості цим флюїдом.

Пластові флюїди - нафта, газ, вода - акумулюються в пустотном просторі породи-колектора, представленому порами, кавернами і тріщинами. За переважному увазі пустот породи-колектори діляться на порові, кавернозні, трещинние і біопустотние [9, 10].

Поровимі (гранулярними) є в основному песчаноалеврітовие породи і деякі різниці карбонатних - оолітові, уламкові вапняки. Порожнечі колекторів представлені порами, розміри їх не перевищують 1 мм (рис. 89).

Мал. 89. поровим коннектори

Тріщини колекторами можуть бути осадові породи, виверження вулканів і метаморфічні. Тріщини визначають головним чином проникність цих утворень. Як тріщинних колекторів серед осадових порід найчастіше виступають карбонатні, але бувають і песчаноалеврітовие і навіть глинисті, які раніше могли бути і видобувають нафту (рис. 90).

Мал. 90. Тріщинні колектори

Кавернозні колектори найчастіше пов'язані з зонами вилуговування з утворенням порожнин (каверн) в карбонатних товщах. Розміри каверн перевищують 1 мм. Пустотное простір утворюється також при метасомагіческом заміщення кальциту доломітом (рис. 91).

Мал. 91. Кавернозні колектори

Біопустотние колектори пов'язані з органогенних карбонатними і кременистими породами, порожнечі носять внутріскелетний і межскелетний характер (рис. 92).

За часом формування всі види пустот можуть бути первинні, що утворилися разом з породою, і вторинні, що утворилися вже в готовій породі. Пори частіше бувають первинні, а каверни і тріщини - вторинні. У карбонатних породах можуть існувати ще реліктові порожнечі, наприклад, порожнечі раковин.

Мал. 92. Біопустотние колектори

Вплив постседіментаціонних процесів на зміну пустотного простору

Після завершення седиментации пористість утворився піщаного осаду називається гіпергенні-седиментаційних. Наступні процеси діагенеза і катагенеза (ущільнення, цементація, регенерація) сприяють зменшенню, скорочення вільного порового простору (рис. 93).

Мал. 93. Скорочення норовить простору в пісковиках за рахунок вторинних процесів. шліфи

Поряд зі зменшенням пористості порід на глибині іноді розвиваються процеси, які сприяють збільшенню порового простору: розчинення, вилуговування, перекристалізація, утворення тріщин, метасоматоз (рис. 94).

Мал. 94. Процеси, що сприяють формуванню вторинної пористості в породах-колекторах. шліфи

ПОРОДИ-ФЛЮІДОУПОРИ

Збереження скупчень нафти і газу в породах-колекторах неможливе, якщо вони не будуть перекриті непроникними для флюїдів (нафти й газу та води) породами - флюідоупорамі (покришками, екранами). Кращими покришками вважаються соленосних товщі, але найбільш поширені в цій якості глини.

Екранують властивості глин залежать від їх складу, потужності і витриманості, песчанистости або алеврітістие, вторинних змін, тріщинуватості. Велике значення також мають знаходяться в глинах вода і органічна речовина.

Найважливішим якістю глин для формування екранують властивостей є пластичність - найважливіша якість глин, що забезпечує здатність до перебудови структури під впливом прикладеного навантаження без порушення цілісності складеного глинами пласта. Вона виключає механічне пошкодження при прориві нафти і газу під надлишковим тиском (до певної межі). Однак при зростання тиску протягом досить тривалого часу межа пластичності може бути пройдений, глина стає ламкою і крихкою і втрачає свої екранують властивості.

Солі, гіпси і ангідриту є покришками, хоча крізь їх товщу проходить повільний, але постійний потік вуглеводнів. Більш пластичні покришки кам'яної солі є кращими за якістю, ніж ангідрити і гіпси. Зі збільшенням глибини зростає пластичність солей і сульфатних порід, в зв'язку з чим поліпшуються і їх екрануючі властивості.

Покришки, що відносяться до розряду плотностних, утворюються зазвичай товщами однорідних монолітних, позбавлених тріщин тонкокрісталліческіх вапняків , рідше доломіту , мергелів , аргілітів. Карбонатні покришки характерні для нафтових покладів платформних областей, для умов пологого залягання порід.

За площею поширення розрізняються регіональні, зональні і локальні покришки. Регіональні покришки мають широке майданні поширення, характеризуються значною потужністю і литологической витриманістю. Вони зазвичай витримуються в межах окремих нафтогазоносних областей. Зональні покришки бувають витримані як мінімум в межах однієї зони нефтегазонакопления. Локальні покришки мають обмежене поширення, часто займають площу одного або декількох родовищ. Вони обумовлюють збереження окремих покладів і характер їх розподілу в розрізі родовища.

Карбонатні покришки часто асоціюються з кабонатнимі ж колекторами, кордони між ними мають досить складну поверхню. для

карбонатних покришок характерно швидке придбання ними ізолюючої здатності (у зв'язку зі швидкою літіфікаціей і кристалізацією карбонатного осаду). Для плотностних покришок велике значення має потужність, що збільшує в цілому фортеця порід.

Плотностние покришки втрачають свою герметичність на великих глибинах за рахунок появи тріщин механічного освіти.