Коллекторы нефти м газа

Рубрики Статьи

Коллекторы нефти и газа

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА (от cp.-век. лат. соllector — собиратель * а. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и. rocas reservorios de gas у petroleo) — горные породы, способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений. Критериями принадлежности пород к коллекторам нефти и газа служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием пористости, трещиноватости, кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов, она зависит от состава флюида и типа коллектора.

Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: терригенные, карбонатные, глинисто-кремнисто-битуминозные, вулканогенно-осадочные и другие.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава, сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания. Особенности карбонатных пород — ранняя литификация, избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах. Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.

Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные коллекторы нефти и газа. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Наиболее значительные запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям. Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом всей геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов нефти и газа, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой метод, капиллярного насыщения пород люминофорами и другие методы.

Коллекторы нефти и газа

Коллекторами нефти и газа называются породы, слагающие природные резервуары, способные вмещать подвижные вещества (воду, нефть, газ) и отдавать их в естественном источнике или в горной породе при разработке в данной термобарической и геохимической обстановках. В качестве коллекторов могут выступать все известные разновидности горных пород (в одном из месторождений Восточной Туркмении даже в толще соли содержится небольшое скопление газа).

Различают гранулярные (межзерновые), трещинные, кавернозные и биопустотные коллекторы. Часто встречаются промежуточные разности, особенно трещинно-кавернозные и гранулярно-трещинные.

Гранулярными являются в основном песчано-алевритовые породы и некоторые разности карбонатных – оолитовые, обломочные известняки, а также остаточные породы (дресва выветривания). Пустоты коллекторов представлены порами.

Трещинными коллекторами могут быть осадочные породы, изверженные и метаморфические. Трещины определяют, главным образом, проницаемость этих образований.

В качестве трещинных коллекторов среди осадочных пород чаще всего выступают карбонатные, но бывают и песчано-алевритовые и даже глинистые, которые ранее могли являться нефтегазопроизводящими. Кавернозные коллекторы чаще всего связаны с зонами выщелачивания с образованием пустот (каверн, пещер) в карбонатных и эвапоритовых толщах. В качестве основного процесса, образующего пустоты, чаще всего выступает карстообразование.

Биопустотные коллекторы связаны с органогенными карбонатными породами, пустоты носят внутрискелетный и межскелетный характер. Характеризуя породу-коллектор, необходимо, прежде всего, учитывать ее емкость, т.е. способность вмещать в себя определенный объем нефти и газа, и способность отдавать – пропускать через себя нефть и газ. Первое свойство контролируется пористостью пород, а второе – ее проницаемостью.

Пористость горных пород

Суммарный объем всех пустот в породе, включая поры, каверны, трещины, называют общей или абсолютной (теоретической) пористостью. Общая пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или процентах. Часть пор в породе оказывается не связанной между собой. Такие изолированные поры не охватываются потоком флюида при разработке. Кроме того, изолированные поры могут быть заполнены водой или газом. Поэтому выделяют открытую пористость – отношение объема открытых пор к объему породы.

Открытая пористость всегда меньше теоретической. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости стенок канала и т.д. Отношение объема эффективных пор к объему породы называется эффективной пористостью, которая выражается в долях единицы или процентах. Эффективная пористость всегда должна определяться по отношению к конкретному флюиду и к пластовым условиям. Ее определение возможно методами ГИС или специальными промысловыми исследованиями. Иногда используется понятие приведенной пористости, представляющей отношение объема пор к общему объему матрицы породы.

В природных условиях пористость песчано-алевритового коллектора зависит прежде всего от характера укладки зерен, от степени их отсортированности, окатанности, наличия, состава и качества цемента. Кроме того, пористость зависит от проявления и сохранения разного размера каверн и трещиноватости вследствие вторичных процессов − выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации и др. Большое влияние на геометрию порового пространства оказывают структура и текстура пород-коллекторов. Под структурой пород понимаются внешние особенности зерен породы: их форма, характер поверхности зерен и т.д.; под текстурой − характер взаимного расположения зерен породы и их ориентация. В частности, слоистость является одним из важнейших и широко распространенных признаков текстуры.

Существенное влияние на взаимодействие пород-коллекторов с флюидом оказывает величина поверхности пор. В обломочных породах общая поверхность пор находится в обратной зависимости от размера частиц и характеризуется величиной удельной поверхности:

где f – коэффициент пористости; D – средний диаметр зерен, см.

Плотность осадочных горных пород определяется в пределах от 1,5 до 2,6 г/см3 и для обломочных образований находится в обратной зависимости от пористости.

Карбонатные породы, как уже отмечалось, часто являются коллекторами. Первичная пористость характерна для биогенных пород, обломочных известняков, онколитовых, сферолитово-сгустковых и оолитовых их разностей. Она существенно изменяется уже в диагенезе − когда происходит выщелачивание, перекристаллизация и доломитизация. Первый их этих процессов имеет определяющее значение для карстообразования. Карстообразование может начаться еще в зонах повышенной трещиноватости пород. Кавернозные известняки являются наиболее емкими коллекторами. К сожалению, часто образовавшиеся каверны заполняются кальцитом позднейшей генерации и другими новообразованиями. Процессы доломитизации могут увеличить емкость коллектора до 12%, а процессы сульфатизации и окремнения существенно ее снизить. В массивных известняках и доломитах основная емкость коллектора формируется, как правило, благодаря трещиноватости, достигая 2 − 3%.

Наиболее распространенным методом определения пористости является объемный метод, основанный на точной фиксации объема заполняющей поры жидкости.

Проницаемость горных пород. Под проницаемостью понимается способность пород пропускать через себя флюиды. Опытным путем было определено (Дарси), что скорость установившейся фильтрации пропорциональна перепаду давления:

где V – скорость фильтрации, м/с; m – динамическая вязкость, Па с; Δр – перепад давления на отрезке А1, Па/м; Кп – коэффициент проницаемости, м2. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости Кп, м2. Определение проницаемости горных пород, наряду с указанным характером размерности (Кп, м2), может выполняться также в Д (Дарси) и мД; при этом для перевода используется соотношение: 1Д = 10-15 м2.

Проницаемость зависит от размера пор, их взаимосообщаемости и конфигурации, размера зерен, плотности их укладки и взаимного расположения, отсортированности, цементации и трещиноватости. Величина коэффициента проницаемости не зависит от природы фильтрующейся жидкости через образец пористой среды и от времени фильтрации. Однако в процессе эксперимента наблюдаются и некоторые отклонения. Так, при фильтрации жидкостей в рыхлых коллекторах и наличии весьма мелких фракций песка возможна перегруппировка зерен породы (суффозия) и забивание поровых каналов мелкими частицами, изменяющими проницаемость среды. Частицы, находящиеся в нефти во взвешенном состоянии, при выпадении вызывают частичное закупоривание пор, снижая проницаемость.

Читайте так же:  Требования к котельным на газе в частном доме

В результате выделения смолистых веществ, содержащихся в сырой нефти, происходит отложение их на поверхности зерен породы-коллектора, что приводит к уменьшению поперечного сечения поровых каналов. При фильтрации воды в коллекторах, содержащих небольшой процент глинистого материала в составе песчаника, глины разбухают, что вызывает уменьшение сечения поровых каналов. При воздействии пластовых вод, особенно агрессивных, на кремнезем возможно образование коллоидального кремнезема в поровых каналах – это также ведет к их закупориванию. Из глинистых минералов, по данным Т.Т. Клубовой (1984), максимально снижают проницаемость пород минералы монтмориллонитовой группы. Примесь 2% монтмориллонита к крупнозернистому кварцевому песчанику снижает его проницаемость в 10 раз, а 5% монтмориллонита − в 30 раз. Этот же песчаник с примесью каолинита до 15% все еще сохраняет хорошую проницаемость (соответственно 150 и 100-110 мД).

Вопрос о связи между собой двух основных параметров коллекторов – пористости и проницаемости пор – достаточно сложен. Проницаемость наиболее тесно связана с размерами пор и их конфигурацией, в то время как общая пористость по существу не зависит от размера пор. Если в поровых коллекторах проницаемость пропорциональна квадрату диаметра пор, то в трещинных коллекторах она пропорциональна кубу раскрытости трещин. Проницаемость и пористость в зоне разрывных дислокаций зависят от условий и степени заполнения их при перекристаллизации и вторичной цементации.

Подавляющая часть коллекторов представлена породами осадочного происхождения, но встречаются среди них и другие типы. Так, например, на Шаимском месторождении в Западной Сибири нефть залегает в выветрелых гранитах эрезионного выступа фундамента. В месторождении Литтон-Спрингс в Техасе нефть залегает на контакте серпентинитов и вмещающих их известняков (рис. 22).

На Кубе нефть получают из серпентинитов. В месторождении Фибро в Мексике часть подземного резервуара образована изверженными породами основного состава. В Японии некоторые залежи газа связаны с туфами и лавами. Залегает нефть и в коре выветривания фундамента, сложенного изверженными и метаморфическими породами.

По данным, полученным в результате изучения свыше 300 крупнейших месторождений в мире, запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках – 57%; в известняках и доломитах – 42%; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах – 1%.

Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла территории СССР приурочено к основным продуктивным пластам терригенного состава (меловые отложения Западной Сибири, карбон и девон Русской плиты). Из литолого-фациальных разновидностей среди терригенных пород в качестве нефтегазоносных наиболее часто встречаются нормальные морские мелкозернистые песчаники и алевролиты. Реже всего нефтегазоносность связана с конгломератами и породами частого флишевого переслаивания.

С карбонатными коллекторами в настоящее время связано меньше разведанных запасов нефти и газа, чем с терригенными. Отчасти это может быть объяснено недостаточной разведанностью карбонатных пород. Широкое развитие карбонатных коллекторов предполагается в пределах Восточно-Сибирской платформы.

Как следует из сказанного выше, глинистые толщи имеют весьма широкое распространение. Глины выполняют роль вмещающей среды или локальных покрышек, роль коллекторов − заключенные в них прослои или линзы песков, песчаников, карбонатных пород. Однако еще в начале XX столетия были получены притоки нефти и газа и непосредственно из глин в Калифорнии (США), затем в других районах мира и, наконец, из битуминозных глин баженовской свиты Западной Сибири. Как правило, глины, выполняющие роль коллектора, подверглись существенным изменениям в процессе литогенеза (в основном различных уровней эпигенеза), что идентифицируется нами с процессами катагенеза органического вещества.

Эти глинистые породы по существу занимают промежуточное положение между собственно глинами и глинистыми сланцами. По мнению Т.Т. Клубовой (1984), они преимущественно гидрослюдистые, содержат значительное количество рассеянного ОВ, окремнелые. Наличие жесткого каркаса из кремнекислоты и сорбированного глинистыми минералами ОВ, гидрофобизировавшего поверхность монтмориллонитов из частиц глинистых минералов, а значит и зоны контакта их друг с другом и с другими микрокомпонентами пород, обусловливают их промышленную емкость. Именно гидрофобизация зон контактов предопределила их достаточно легкое разъединение, а впоследствии и отдачу той нефти, которая в них заключалась (Т.Т. Клубова, 1984). Формированию емкостного пространства способствует также тектоническая активность.

Пористость коллекторов обусловлена наличием пор различного размера или трещин. Выделяются макропоры (>1 мм). Среди последних различают сверхкапиллярные размером от 1 до 0,5 мм, капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм и субкапиллярные поры размером Буду благодарен, если Вы поделитесь этой статьей в социальных сетях:

Коллектор нефти и газа

КОЛЛЕКТОР нефти и газа, горная порода, способная вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки. Коллекторы подразделяются на промышленные, из которых возможно получение достаточных по величине притоков флюидов, и непромышленные, из которых получение таких притоков на данном этапе невозможно. Нижние пределы параметров коллекторских свойств (проницаемости и полезной ёмкости), определяющие промышленную оценку коллектора, зависят от состава флюида (для газа в связи с его подвижностью они значительно ниже, чем для нефти) и типа коллектора (поровый, биопустатный, кавернозный, трещинный или смешанный).

Формирование коллектора начинается со стадии седиментогенеза породы. Степень сохранности седиментационных признаков зависит, прежде всего, от минерального состава породообразующей части (матрицы) коллектора, минерального состава и формы распределения в поровом пространстве цемента, а также от мощности коллектора. Постседиментационная эволюция коллектора определяется новыми признаками, формирующимися под влиянием увеличивающихся давления и температуры, повышения концентрации флюидов, перераспределения цементирующего материала, изменения структуры пустотного пространства, растворения неустойчивых и образования стабильных минералов. Изменения протекают с разной интенсивностью, определяемой в первую очередь литологическим типом породы.

Наиболее распространены терригенные и карбонатные коллекторы, с которыми связаны основные извлекаемые запасы углеводородов, реже встречаются глинисто-кремнисто-битуминозные, вулканогенные и вулканогенно-осадочные, магматические и др.

Основной масса терригенных коллекторов относится к поровому типу, характеризующемуся межзерновым пустотным пространством, их называют межзерновыми (гранулярными); встречаются также коллекторы со смешанным характером пустотного пространства (трещинно-поровые и даже кавернозно-поровые разности — если часть зёрен сравнительно легко выщелачивается). Свойства терригенных коллекторов зависят, прежде всего, от гранулометрического состава, формы и характера поверхности, слагающих породу зёрен, степени их отсортированности, окатанности, вида упаковки обломочных зёрен; количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам коллекторов порового типа. На фильтрационную способность терригенных коллекторов влияет также количество, минеральный состав и характер распределения глинистой примеси, снижающей проницаемость. Среди множества классификаций терригенных коллекторов наиболее популярная построена с учётом их гранулометрического состава, эффективной пористости и проницаемости. По этим параметрам различают шесть классов терригенных коллекторов с проницаемостью соответственно свыше 1000 мД (миллидарси), 1000-500, 500-100, 100-10, 10-1 и менее 1 мД (1 мД≈ 1·10 -3 мкм 2 ). Каждому типу песчано-алевритовых пород в пределах того или иного класса соответствует своя величина эффективной пористости. Породы, относящиеся к классу с проницаемостью менее 1 мД, в естественных условиях обычно содержат 90% и более остаточной воды и не являются коллекторами промышленного значения. Лучшими фильтрационными свойствами обладают кварцевые пески вследствие низкой сорбционной способности кварца. Наличие трещин спайности и таблитчатый габитус (облик) большинства минералов, слагающих полимиктовые песчаники, а также их более высокая сорбционная ёмкость значительно снижают коэффициент фильтрации флюидов.

Для карбонатных коллекторов характерен наиболее широкий спектр типов: гранулярные (оолитовые и обломочные известняки), трещинные (плотные известняки и доломиты), кавернозные (результат карста), биопустотные (органогенные известняки). Особенности карбонатных коллекторов — ранняя литификация, избирательная растворимость, склонность к трещинообразованию — обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот. Качество карбонатных коллекторов определяется первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются дополнительные поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания. Карбонатные коллекторы характеризуются крайней невыдержанностью свойств и их значительным разнообразием в зависимости от фациальных условий образования, что затрудняет их сопоставление. Фациальные условия образования карбонатных пород в большей мере, чем в терригенных, влияют на формирование коллекторских свойств. По минеральному составу карбонатные породы менее разнообразны, чем терригенные, но по структурно-текстурным характеристикам имеют гораздо больше разновидностей. Влияние вторичных преобразований особенно велико в породах с первично неоднородной структурой порового пространства (органогенно-обломочные разности). По характеру постседиментационных преобразований карбонатные породы отличаются от терригенных, прежде всего степенью уплотнения. Остатки биогермов с самого начала представляют практически твёрдые образования, и далее уплотнение идёт уже медленно. Карбонатный ил и мелкообломочные, комковато-водорослевые карбонатные осадки быстро литифицируются, пористость несколько сокращается, но значительный объём порового пространства «консервируется». Трещиноватость, как правило, составляющая в породах 0,1-1%, в карбонатных коллекторах может достигать 1,5-2,5%. При значительной мощности трещиноватых продуктивных горизонтов ёмкость трещин имеет существенное значение для оценки полезного объёма пластов. Дополнительная ёмкость карбонатных коллекторов трещинного типа создаётся также стилолитовыми швами, образование которых связано с неравномерным растворением под давлением. Глинистая корочка на поверхности стилолитовых швов представляет нерастворимый остаток породы. Часто горизонты развития стилолитов являются наиболее продуктивными в разрезе, что обусловлено вымыванием глинистых корочек. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в кавернозно-поровом и поровом типах карбонатных коллекторов. Лучшими карбонатными коллекторами являются рифовые известняки, из которых были получены и рекордные дебиты нефти (десятки тысяч тонн в сутки).

Читайте так же:  Лицензия нефтедобычи

В глинисто-кремнисто-битуминозных коллекторах преобладают трещинные и порово-трещинные типы. Породы характеризуются значительной изменчивостью минерального состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом. Микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли мД. В таких породах участки с повышенной пористостью и проницаемостью разнообразной формы возникают в процессе катагенеза (синхронно с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой структурно-текстурных особенностей минеральной матрицы породы). Считают, что в седиментогенезе образуются микроблоки породы, покрытые плёнкой сорбированного органического вещества. Колломорфный кремнезём, обволакивая агрегаты глинистых минералов, создаёт на их поверхности сложные комплексы с участием органического вещества и кремнезёма (возникают так называемые кремнеорганические рубашки). Процессы трансформации глинистых минералов и выделения связанной воды приводят к образованию мелких послойных трещин. Отдельные участки породы вследствие роста внутреннего давления пронизываются системой трещин вдоль поверхности «рубашек». При вскрытии таких коллекторов, как правило, отмечаются разуплотнение и аномально высокое пластовое давление. Повышению трещиноватости породы способствуют и тектонические процессы. При отборе нефти из таких пород трещины смыкаются — это коллекторы «одноразового использования». В них нельзя закачать газ или нефть, как это делают при строительстве подземных хранилищ в других типах пород.

Среди вулканогенных и вулканогенно-осадочных коллекторов наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы. Эти коллекторы отличаются большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Нефть и газ в туфах, лавах и других разностях связаны с пустотами, которые образовались при выходе газа из лавового материала, или с вторичным выщелачиванием и трещиноватостью. Нефтеносность этих пород всегда вторична. Особенность таких коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах.

Формирование коллекторов в магматических и метаморфических породах связано с метасоматозом и выщелачиванием в результате гидротермальной деятельности, контракцией (усадкой) при остывании породы, дроблением по зонам тектонических нарушений. Основной объём пустот в магматических коллекторах принадлежит микротрещинам и микрокавернам. Пористость пород в большинстве случаев не превышает 10-11%. Проницаемость матрицы невысока, но в результате развития кавернозности и трещиноватости в целом проницаемость достигает сотен мД.

Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фото и ультразвуковой каротаж, метод капиллярного насыщения пород люминофорами и др.

Лит.: Справочник по геологии нефти и газа / Под редакцией Н. А. Еременко. М., 1984; Геология и геохимия нефти и газа / Под редакцией Б. А. Соколова. 2-е изд. М., 2004.

Типы коллекторов нефти и газа

Этим термином называют горную породу, которая способна вмещать в себя (собирать) углеводородные соединения в жидком и газообразном виде, а в процессе переработки – отдавать их.

Коллектор нефти и газа бывает промышленным, из которого есть возможность получать достаточные по величине притоки флюидов, и, соответственно, не промышленным, получение таких притоков из которого на этом этапе не представляется возможным.

Основными свойствами коллекторов, которые используются для их промышленной оценки, являются полезная ёмкость и проницаемость.

Нижние пределы этих параметров зависят от:

Поскольку газ отличается от нефти своей подвижностью, то значения этих нижних пределов у него значительно ниже, чем у нефти-сырца.

Первой стадией формирования природного накопителя является седиментогенез породы. Насколько сохранятся седиментационные признаки, зависит от минерального состава матрицы (породообразующей части), формы распределения в порах и минерального состава цемента, а также от коллекторной мощности. Эволюция породы после стадии седиментогенеза определяется новыми признаками, которые формируются под действием возрастающих значений температуры и давления, увеличения концентрации флюидов, перераспределения цемента, изменения пустотной структуры, а также под влиянием растворения неустойчивых минералов и формирования стабильных. Такие изменения происходят с разной степенью интенсивности, которая, прежде всего, зависит от литологического типа породы.

Типы коллекторов

Нефтяные и газовые коллекторы бывают:

Основные запасы углеводородного сырья извлекают из карбонатных и терригенных коллекторов, имеющих наибольшее распространение.

Реже можно встретить природные накопители глинисто-кремнисто-битуминозной, магматической, вулканогенной и вулканогенно-осадочной природы.

Терригенные породы

Большая часть коллекторов терригенной природы – порового типа, который характеризуется межзерновыми пустотами, которые еще называют гранулярными. Помимо поровых. встречаются и так называемые смешанные терригенные коллекторы: трещинно-поровые или кавернозно-поровые (образующиеся в случае выщелачивания части зёрен).

Свойства коллекторов терригенного вида зависят от:

Перечисленные параметры характеризуют геометрию расположения пор, величину эффективной проницаемости и пористости, а также принадлежность горной породы к тому или иному классу. Фильтрационная способность терригенных пород зависит также от минерального состава, количества и характера распределения снижающей проницаемость породы глинистой примеси.

Классификаций коллекторов терригенной природы существует множество, но самая популярная основана на следующих критериях:

  • гранулометрический состав;
  • эффективная пористость;
  • эффективная проницаемость.

С учетом перечисленных параметров выделяют шесть классов таких коллекторов:

  • проницаемость более 1 тысячи миллидарси (мД);
  • проницаемость от 500 до 1 тысячи мД;
  • от 10-ти до 100 мД;
  • от 1-го до 10-ти мД;
  • меньше 1-го мД.

Один миллидарси примерно равен 1·10 -3 микрометра в квадрате.

Каждый тип песчано-алевритовой породы внутри одного класса характеризуется своим значением эффективной пористости. Породы, которые относятся к классу с показателем проницаемости меньше 1-го мД, как правило, содержат от 90 процентов остаточной воды, поэтому относятся к непромышленным коллекторам. Самые лучшие фильтрационные свойства показывают кварцевые пески, поскольку сорбционная способность кварца очень низкая. Полимиктовые песчаники, вследствие своего таблитчатого облика, наличия трещин спайности и повышенной сорбционной емкости слагающих их минералов, обладают значительно более низкой способностью фильтрации флюидов.

Карбонатные коллекторы

Спектр их типов наиболее широк:

  • гранулярные, представленные обломочными и оолитовыми известняками;
  • трещинные, к которым относятся доломиты и плотные известняки;
  • кавернозные, образующиеся в результате карста;
  • биопустотные, представленные органогенными известняками.

К отличительным особенностям коллекторов карбонатного вида относятся их ранняя литификация, склонность с образованию трещин, а также избирательная растворимость. Эти факторы обусловливают разнообразие генезиса и морфологии пустотного пространства.

Качественные характеристики карбонатных коллекторов зависят от первичных условий седиментации, а также от интенсивности и направления постседиментационной эволюции. Эти факторы влияют на развитие дополнительных пор, трещин, каверны и более крупных полостей выщелачивания.

Для свойств карбонатных коллекторов характерны крайняя невыдержанность и большое разнообразие, которое зависит от фациальных условий, при которых происходило их образование. Это делает их сопоставление довольно затруднительным. Фациальные условия при формировании пород карбонатной природы на свойства коллекторов влияют в гораздо большей степени, чем при формировании терригенных пород.

По своему минеральному составу породы карбонатного типа отличаются меньшим разнообразием по сравнению с терригенными, однако имеют больше структурно-текстурных разновидностей. Отличаются карбонатные коллекторы от терригенных и по характеру происходящих в них преобразований в постседиментационный период. Это отличие заключается в степени уплотнения.

Поскольку остатки биогермов в карбонатных породах твердые с самого начала процесса эволюции, то дальнейшее уплотнение протекает очень медленно. Карбонатный ил и комковато-водорослевые карбонатные осадки с мелкими обломками литифицируются достаточно быстро. В результате пористость немного сокращается, однако значительное поровое пространство как бы «консервируется».

Показатель трещиноватости, который в большинстве пород составляет от 0,1 до 1 процента, в коллекторах карбонатной природы может доходить до 1,5 – 2,5 процентов.

Этот показатель, при значительной мощности продуктивных горизонтов весьма значим при оценке величины полезного объёма пласта. Дополнительную ёмкость таких коллекторов обеспечивают стилолитовые швы, которые образуются вследствие неравномерного растворения минералов под действием давления. Глинистая корка на таких швах является нерастворимым остатком породы. Зачастую стилолитовые горизонты наиболее продуктивны в разрезе, из-за процессов вымывания глинистых корок.

Читайте так же:  Заявление в прокуратуру образец трудовые споры

Основные углеводородные запасы карбонатных коллекторов в их поровых и кавернозно-поровых видах. Самыми лучшими коллекторами карбонатной природы считаются рифовые известняки, из которых в сутки получают десятки тысяч тонн нефти.

Глинисто-кремнисто-битуминозные коллекторы

Среди таких коллекторов в основном встречаются трещинные и порово-трещинные. Для их пород характерны значительная изменчивость состава минералов и разная степень обогащённости органическими веществами.

Их довольно низкие фильтрационные и емкостные свойства объясняются микрослоистостью, микротрещинноватостью и наличием субкапиллярных пор. Пористость некоторых коллекторов такого типа может достигать 15-ти процентов, а проницаемость при это составлять всего доли миллидарси. В породах такого типа участки с увеличенной пористостью и повышенной проницаемостью образуются как результат процесса катагенеза.

Считается, что на этапе седиментогенеза формируются породные микроблоки, которые покрываются плёнкой органического вещества (их еще называют кремнеорганическими рубашками). Мелкие послойные трещины образуются в процессе трансформации минералов глинистой природы и в процессе выделения связанных вод.

Во время вскрытия коллекторов такого типа в большинстве случаев отмечают высокую степень разуплотнения и аномально большое давление пласта. На образование трещин также влияют и тектонические процессы.

Такие коллекторы являются «одноразовыми», поскольку после забора нефти их трещины смыкаются.

Обратно закачать в них нефть, газ или нефтепродукт уже нельзя, как это практикуется при организации хранилищ подземного типа в других породах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные типы коллекторов

В основном представлены порово-трещинным и трещинным типами. К таким породам относятся застывшая лава, туф и прочие вулканические образования.

Пустоты, из которых добывают газ и нефть, образуются при выходе газа или как результат вторичного выщелачивания. Особенность коллекторов такого типа – несоответствие между достаточно низкой ёмкостью и проницаемостью и высоким дебитом скважин, которые в них вскрывают.

Магматические породы

Пустоты в этих породах образуются в процессе выщелачивания и метасоматоза как результат деятельности гидротермального характера, усадки в процессе остывания пород и дробления в зонах тектонических нарушений. Основные пустоты – микротрещины и микрокаверны. Пористость – не более 10-ти – 11-ти процентов. Проницаемость – невысока, однако за счет трещинноватости кавернозности в целом может доходить до нескольких сотен миллидарси.

Коллекторы нефти и газа выявляют с помощью целого комплекса геофизических исследований с помощью бурения скважин, а также путем и анализа лабораторных данных, учитывающих геологическую информацию о месторождении.

Техническая библиотека

Геологоразведка и геологоразведочное оборудование // Коллекторы и флюидоупоры

Коллекторы — это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке.

Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение.

По литологическому составу коллекторами нефти и газа являются терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, мел, доломиты), вулканогенно- осадочные и кремнистые породы.

Основные типы коллекторов — терригенные и карбонатные.

Менее значимые коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.

Терригенные коллекторы занимают 1 е место.

На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа.

К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах.

Литологически, терригенные коллекторы 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 различны.

Пористость составляет 15-20%, проницаемость — 0,1-0,01 (редко 1) квадратных микрометров (мкм2).

Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.

Глинистость ухудшает коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы занимают 2 е место.

На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа.

Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных:

— Наличие, в основном, только 2 х основных породообразующих минерала — кальцита и доломита;

— Фильтрация нефти и газа обусловлена, в основном, трещинами, кавернами.

— Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.

Коллекторы, обнаруженные в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах, представлены эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками).

Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин.

Эти коллекторы слабо изучены.

Глинистые коллекторы 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 120-128 ºС, имеют мощность 40 м.

Возраст — волжский век и берриас (юра и мел).

Дебит нефти — в интервале 0,06 — 700 м 3 /сутки.

По строению коллекторы делятся на 3 типа — гранулярные, трещиноватые и смешанные.

Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.

Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы — трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.

Около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% — к карбонатным отложениям, 1% — к выветренным метаморфическим и изверженным породам, что делает породы осадочного происхождения — основными коллекторами нефти и газа.

Пористость горной породы — наличие в ней пор (пустот), характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

Проницаемость — способность горных пород пропускать флюиды, зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины.

Непроницаемые породы 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.

Флюидоупоры могут не пропускать жидкость (нефть и воду), могут пропускать газ, который имеет меньшую вязкость.

По литологическому составу флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород.

Наилучшие по качеству флюидоупоры — 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.

Глинистые флюидоупоры наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах.

Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения.