Коллекторы и флюидоупоры. Введение. Изучение породколлекторов нефти и газа и процессов движения через них жидких и газообразных флюидов придается большое значение в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 41.51 Kb.
|
|
ТИТУЛ СОДЕРЖАНИЕ Введение Изучение пород-коллекторов нефти и газа и процессов движения через них жидких и газообразных флюидов придается большое значение в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений. Для познания процессов аккумуляции нефти и газа в ловушках и движения этих флюидов через пустотное пространство горных пород необходимо иметь данные о геологическом строении продуктивных пластов, составе, характере и свойствах слагающих и перекрывающих их пород, свойствах пористой среды и жидкостей, их взаимодействии в статическом и динамическом состояниях и др. Процессы разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений тесно связаны с физическими и химическими свойствами пород-коллекторов. Не возможно оценить запас нефти и газа, если нет информации о таких понятий как пористости, нефтенасыщенности, газонасыщенности. Бурение, выбор способа эксплуатации, выбор методов интенсификации добычи, выбор методов повышения коэффициента извлечения нефти и газа в какой-то степени зависит от свойств горных пород-коллекторов и их поведения при различных воздействиях. Коллекторы Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа - его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде - типом коллектора. Коллекторы нефти и газа бывают в основном трех типов: гранулярные и трещинные и смешанным. Обычно гранулярными коллекторами являются песчано-алевритовые породы, характеризующиеся гранулярной пористостью и межзерновой проницаемостью; часть известняков и доломитов с оолитовой и трубчатой структурой пор подобны гранулярным коллекторам. 1.2 Виды коллекторов Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы. По минеральному составу терригенные коллекторы делятся на: Кварцевые: Образуются в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. Песчаная основа до 95-98%. Это хороший коллектор с высокой пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность 80-95%. Насыщенность по воде — 5-20%. Полимиктовые: Образуются, если при осадконакоплении полимозерен кварца — большой процент зерен полевого шпата и продуктов их химического преобразования, имеется примесь глинистых разновидностей до 25-50%, которые ухудшают коллекторские свойства. Начальное водонасыщение 30-40%. Пористость- 25-26%, до 12-14%.Проницаемость от 3-5 до 0,0001-0.001 мкм2 Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами. Коллекторские свойства горных пород в первую очередь обусловливаются наличием в них пустот (пор, трещин и каверн). К отличительным особенностям коллекторов карбонатного вида относятся их ранняя литификация, склонность к 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. Проницаемость до 0,3 — 1 мкм 2 , пористость до 20-30%. Обычно породы комковатые, рыхлые, слабосцементированные, цемента до 10%. Начальная водонасыщенность не превышает 5-20%. Показатель трещиноватости может доходить до 1,5 – 2,5 процентов. 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. Менее распространены и относятся к нетрадиционным. Они состоят из тонкодисперсных глинистых частиц, способных в силу своей гидрофобности создавать условия для миграции углеводородов. Примером являются глинистые коллекторы баженовской свиты в Западно-Сибирском нефтегазовом бассейне. Их довольно низкие фильтрационные и емкостные свойства объясняются микрослоистостью, микротрещинноватостью и наличием субкапиллярных пор. Пористость некоторых коллекторов такого типа может достигать 15%, а проницаемость при это составлять всего доли миллидарси. В породах такого типа участки с увеличенной пористостью и повышенной проницаемостью образуются как результат процесса катагенеза. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа является следствием миграции их в выветрелую часть породы, в которой в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов Возраст нефтегазовых коллекторов, глубина залегания Скопления нефти и газа установлены как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. Нефтяные и газовые месторождения на Земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах. По глубине залегания залежи УВ распределяются: до 600 м – 14% залежей; 600-2100 м – 62% залежей; 2100-3700 м – 24% залежей. Малая доля залежей на глубине до 600 м объясняется менее благоприятными условиями для сохранности залежей, на глубине более 3000 м – меньшей степенью разбуренности по причине увеличения финансовых затрат. Коллекторские свойства горных породНа формирование геометрии порового пространства коллекторов и, следовательно, на их фильтрационные характеристики влияют структура и текстура пород. Структура осадочных горных пород — размеры и форма слагающих породу минеральных зерен или условных неделимых (биоморфных или детритовых остатков, скелетов организмов, оолитов и т. п.). Текстура — характер взаимного расположения компонентов породы и их пространственная ориентация. Емкостное пространство включает емкости двух видов: седиментационные и постседиментационные, в которых все изменения протекают с разной интенсивностью, определяемой в первую очередь типом коллектора. Основное свойство пород–коллекторов – наличие пустотного пространства, которое может быть представлено: – порами; кавернами; трещинами; биопустотами (раковины, отмершие организмы в рифтовых известняках). Пустоты подразделяются по размерам и видам: 1. субкапиллярные – 0.005 мм и менее (жидкость в виде пленок и практически не движется) 2. капиллярные 0.005 – 0.1 мм на перемещение действуют силы капиллярного воздействия 3. сверхкапиллярные >0.1 мм движение жидкости под действием силы тяжести. Поры – это пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе. Пористость называется межзероновой матрицей. Каверны – это пустоты, возникшие в результате растворения цемента, выщелачивания какого–либо минерала и (или) их перекристаллизации. Особенно каверны характерны для карбонатных пород, а их размеры различны. В отличие от пор в них не проявляются капиллярные силы. Трещины – это совокупность разрывов, рассекающих горные породы, они разрывают сплошность горных пород. Выделяются две группы: литологические (диагенетические и катагенетические) тектонические (дизъюнктивы) трещины. По протяженности и раскрытости бывают микротрещины (<0.1 мм) и макротрещины (>0.1 мм). Пустоты могут быть изолированными или объединены в общую систему каналами с разной протяженностью, сечением или формой. Все эти параметры или емкостно–фильтрационные свойства зависят от многих условий: состава пород; формы и размера зерен; характера их укладки; наличие, вида, состава и свойства цемента и др. Емкостно-фильтрационные свойства породы характеризуются основными параметрами – пористостью, проницаемостью и водонасыщенностью. Пористость это отношение объема пустот к общему объему породы. Различает 3 вида пористости: Общая пористость (полная, абсолютная) объем всех пустот породы, включая поры, каверны и трещины, связанные и несвязанные между собой. Коэффициент Коп = Vп / V – где Vп объем пустот, V объем породы. Открытая пористость – объем сообщающихся между собой пор. Она меньше общей пористости на величину изолированных пор. Определяется при помощи насыщения высушенной породы керосином. Много изолированных пор в известняках, доломитах и туфах. Разница между общей пористостью и открытой пористостью увеличивается в ряду песок–песчаник–алевролит. Коэффициент используют при подсчете запасов. Эффективная пористость (динамичная, полезная) пористость – объем нефтенасыщенной части свободного пустотного пространства. Используется при подсчете запасов. Величина пористости зависит от формы, укладки, сортировки зерен и не зависит от их размеров. Так для очень хороших сортированных песков Кп = 43 %; а нижней предел Кп 6–8%, ниже порода уже не коллектор. Суммарный объем трещинных пустот невелик – 0.1–1% (иногда 2–3%), но он оказывает существенное влияние на фильтрационные свойства. Проницаемость – свойства коллектора пропускать (фильтровать) жидкости и газ при перепаде давления. Различают абсолютную проницаемость, измеренная при прохождении через породу флюида любого фазового состава в условиях полного насыщения пор породы этим флюидом, и фазовую (или эффективную)проницаемость, определенная по какому–либо флюиду в присутствии другого флюида. Например, через водонасыщенную породу проходит газ или нефть. Отношение фазовой проницаемости, измеренной по какому-либо флюиду, к абсолютной в условиях полного насыщения породы этим флюидом, называется относительной проницаемостью. Абсолютная проницаемость определяется по закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации (объем проницаемости веществ) в нормальной среде при струйном ламинарном потоке прямо пропорциональна перепаду давлений и обратно пропорциональна динамической вязкости. Измеряется в дарси (Д) или миллидарси (мД). Порода, обладающая проницаемостью в 1Д, если однофазный флюид вязкостью в 1 сантипуаз (сп) фильтруется со скоростью 1 см/с с расходом 1 см3/с при площади поперечного сечения 1 см2 и перепаде давлений 1 атм. В международной системе СИ 1мД=10-15 м2. ФЛЮИДОУПОРЫ Пласты горных пород, практически не проницаемые для нефти, газа и воды называются флюидоупорами (покрышками, экранами, барьерами). Они являются препятствиями на путях миграции флюидов в условиях земных недр и способствуют образованию скоплений нефти и газа столько же, сколько и породы-коллекторы, ибо без пластов-покрышек нет ни природных резервуаров, ни ловушек. Роль их в образовании месторождений нефти стала ясна уже в 1865 году, когда Д.И.Менделеев высказал мысль о наличии под землей слоев пористых пород, пропитанных нефтью и всплывании нефти над водой. Тогда же по результатам бурения первых скважин на нефть утвердилась антиклинальная теория поисков нефтяных скоплений в недрах Земли. В учебнике "Учение о нефти" (1932) И.М.Губкин к непроницаемым породам отнес глины, мергели, соли, плотные известняки, но здесь же писал, что резкой границы между проницаемыми и непроницаемыми породами в природе не существует. Серьезное изучение пород - покрышек началось позже, когда появились электронные микроскопы и стало ясно, что качество покрышек существенно влияет на размеры и качественный состав углеводородных скоплений. 1.1 Классификация флюидоупоров. Э.А. Бакиров предложил классификацию флюидоупоров по масштабу распространенности. 1. Региональные покрышки - это непроницаемые толщи пород, распространённые на всей территории нефтегазоносной провинции (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция). 2. Субрегиональные покрышки - это непроницаемые толщи пород, к которым приурочены нефтегазоносные области (Туронские глины в Западно-Сибирской провинции). 3. Зональные покрышки - это непроницаемые толщи пород, распространение которых ограничивается зоной нефтегазонакопления (Кунгурские отложения в Прикаспийской впадине) 4. Локальные покрышки-это непроницаемые толщи пород, которые контролируют локальную структуру (Майкопские глины Журавского месторождения). Региональные и субрегиональные флюидоупоры (покрышки) имеют большие площади распространения (сотни тысяч квадратных километров). Толщина их меняется в широких пределах - от десятков до тысяч метров. Они образуются на трансгрессивной стадии седиментогенеза. В осадочном разрезе обычно присутствует несколько таких покрышек и делят его на несколько осадочных (нефтегазоносных) комплексов и подкомплексов. Они отличаются высокой степенью однородности и хорошими экранирующими качествами. Под ними локализованы крупные залежи и запасы нефти и газа. Зональные покрышки имеют меньшую площадь распространения - в пределах одного-двух сводов или куполов. Контролируют границу распространения скоплений нефти и газа на этой площади. Покрышки локального ранга в осадочных толщах широко распространены, но ввиду низкого качества и незначительных размеров они мало способны для экранирования промышленных скоплений нефти и газа в течение длительного геологического времени. По литологическому составу породы-покрышки делятся на: 1. Однородные покрышки, состоящие из пород одного литологического состава (глинистые). 2. Неоднородные покрышки, состоящие из пород различного литологического состава (глинисто-соляные). 2. По соотношению с этажами нефтегазоносности покрышки подразделяются на: Межэтажные – перекрывают этаж нефтегазоносности в моноэтаж-ных местоскоплениях или разделяют их в полиэтажных местоскоплениях, Внутриэтажные– разделяют продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности, 3.По литологическому составу Однородные(глинистые, карбонатные; галогенные) - состоят из пород одного литологического состава Неоднородные: смешанные (песчано-глинистые; глинисто-карбонатные; терригенно-галогенные и др.) - состоят из пород различного литологического состава, не имеющих четко выраженной слоистости. расслоенные - состоят из чередования прослоев различных литологических разностей пород. По горнопородному составу различаются покрышки, состоящие из: эвапоритов - каменная соль, гипс, ангидриты; . глинистых пород; карбонатных пород – мергели, микрозернистые плотные известняки; плотные породы магматического и метаморфического происхождения. Экранирующие свойства флюидоупоров определяются главным образом их литологическим и минеральным составом и зависящими от них физико-химических особенностями, а также выдержанностью по площади распространения и мощностью. По литологическому составу различают: глинистые, соляные, карбонатные и смешанного состава. Лучшими покрышками являются соленосные толщи, наиболее распространёнными – глинистые. Экранирующие свойства глинистых и соляных пород объясняются их повышенной пластичностью. Другие разновидности пород обладают изолирующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки. Глинистые флюидоупоры наиболее изучены, контролируют св. 70% запасов нефти и газа. Экранирующие свойства глин зависят от их минерального состава, мощности и выдержанности пласта, количества терригенной примеси (снижает качество покрышки), вторичных изменений, трещиноватости, количества связанной воды и тонкодисперсного органического вещества нефтяного ряда, сорбированного глинистыми минералами. В глубоких горизонтах проницаемость глин увеличивается из-за потери ими пластичности. Минеральный состав породы-покрышки является важнейшим показателем, определяющим ее качество. Более всего способствуют надежности экранирующих свойств минералы группы монтмориллонита, слабее – гидрослюды и каолинит. Эта особенность предопределяется тем, что глинистые минералы обладают различной способностью к набуханию. Терригенные примеси ухудшают изолирующие свойства пород благодаря возникающим вокруг них зонам повышенной проницаемости. Ухудшение показателей экранирующей способности глинистых покрышек связано с количеством, минеральным составом и структурой терригенных минералов-примесей, причем степень зависимости определяется взаимоотношением основных компонентов породы друг с другом, т.е. текстурами. Органическое вещество участвует в формировании текстурного облика породы и структуры порового пространства, т.е. в формировании экранирующих свойств. По классификации Т.Т.Клубовой (1968-1970 гг.) рассеянное ОВ делится на три типа: 1) Углефицированные органические остатки, лишенные подвижных компонентов – не участвуют в формировании флюидоупорных свойств, служат матрицей, по которой образуются такие аутогенные минералы как пирит, сидерит, анафаз, графит. 2) Растительные остатки со значительным количеством гидролизуемых компонентов – способствуют образованию характерных для пород-покрышек слоистых и петельчатых мезотекстур. Покрышки с такими мезотектстурами обладают повышенной прочностью и пониженной проницаемостью в направлении, перпендикулярном к напластованию. 3) Сорбированное глинистыми минералами ОВ, которое снижает проницаемость и повышает прочность пород-покрышек, не влияя на пластичность пород. Сорбированное ОВ служит как бы цементом, сокращающим размер пор, в первую очередь мелких. Итак, уменьшение размера пор особенно значительно, когда ОВ относится к третьему типу (олеиновая кислота, сине-зеленые водоросли), и меньше, когда ОВ содержит значительное количество компонентов, не способных сорбироваться глинистыми минералами. Текстуры пород-покрышек. Различие в фильтрационных характеристиках пород с разными текстурами обусловлено тем, что зоны текстурного сочленения микроблоков глинистых минералов, действующих как один монокристалл, микролинз и слойков алевритового материала, стяжений карбонатных минералов и ОВ образуют уже не поры, а полосы повышенной проницаемости. Здесь необходимо отметить одну особенность. У пород с беспорядочными (массивными) мезоструктурами фильтрационные свойства во всех направлениях одинаковы, тогда как при слоистых мезоструктурах и аксиальных микротекстурах в породах фиксируется анизотропия фильтрационных свойств. Уплотнение пород-флюидоупоров. Характер изменения структуры порового пространства и проницаемости, а следовательно, экранирующая способность флюидоупоров в значительной степени обусловлены изменением плотности пород, которая прежде всего зависит от литологического состава и глубины залегания. Соляные покрышки (гидрохимические, или эвапоритовые) представлены преим. каменной и калийными солями, гипсом и ангидритом. Хрупкие в поверхностных условиях каменная соль, гипс и ангидрит приобретают пластичность при погружении и увеличении термобарических параметров. Каменная соль обладает значительно более высокой пластичностью и наиболее надёжными изолирующими свойствами. Пластичные свойства каменной и калийных солей более высоки, чем у ангидритов и гипсов, но соли быстрее растворяются на больших глубинах. Соли являются, по-видимому, наилучшими покрышками, хотя и сквозь их толщу может проходить медленный, но постоянный поток УВ. С этими покрышками связано существование гигантских по запасам скоплений газа (например, Вуктыльское и Оренбургское в Предуралье под пермской соленосной толщей). Более пластичные покрышки каменной соли являются лучшими по качеству, чем ангидриты и гипсы. По мере увеличения глубины возрастает пластичность солей, в связи с чем улучшаются и их экранирующие свойства. Плотностные покрышки образуются обычно толщами однородных, монолитных, лишенных трещин тонкокристаллических известняков, реже доломитов, мергелей, аргиллитов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей, для условий пологого залегания пород. Карбонатные покрышки часто ассоциируются с карбонатными коллекторами, границы между ними могут иметь весьма сложную поверхность. Для карбонатных покрышек характерно быстрое приобретение ими изолирующей способности в связи с быстрой литификацией и кристаллизацией карбонатного осадка. Для плотностных покрышек большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород. Плотностные покрышки теряют свою герметичность на больших глубинах за счет появления трещин механического образования. Криогенные покрышки – обычно песчано-алевритовые породы с льдистым цементом. Формируются в зонах развития многолетнемерзлых пород. Карбонатные покрышки относятся к разряду плотностных, образуются толщами однородных, монолитных, лишённых трещин, тонкокристаллических известняков, реже доломитов, мергелей. Карбонатные флюидоупоры часто ассоциируются с карбонатными коллекторами, границы между ними имеют сложную поверхность. По экранирующим свойствам значительно уступают глинам и солям. Под карбонатными покрышками могут сохраняться в основные нефтяные скопления, которые чаще представлены тяжёлой нефтью (лёгкие фракции теряются из-за недостаточно надёжной изоляции). Газовые скопления, экранируемые карбонатными породами, встречаются крайне редко и, как правило, бывают небольшими по размерам и запасам. При погружении карбонатных пород их изолирующие свойства снижаются быстрее, чем у солей и глин. Кроме глинистых пород, соленосных толщ и карбонатов покрышки могут быть и др. плохо проницаемые породы (аргиллиты, кремнистые и др. осадочные, а иногда и магматич. породы). При любом литологич. и минер. составе надёжность покрышек возрастает с увеличением мощности и отсутствием трещиноватости. В большинстве случаев мощность П. составляет 10–70 м, однако при больших её значениях запасы углеводородов в залежах заметно возрастают. К факторам, снижающим экранирующие свойства пород-флюидо-упоров, относятся: Трещиноватость. Снижает экранирующие свойства флюидоупоров. Возникающие трещины повышают проницаемость горной породы, что ухудшает удержание углеводородов. Неоднородность. Присутствие прослоев алевролитов и песчаников оказывается влияние на структуру пористости породы-флюидоупора, ухудшая её экранирующие свойства. Мощность. Абсолютно непроницаемых покрышек в природе не существует, но изолирующие свойства флюидоупора увеличиваются с увеличением его мощности Глубина расположения. Некоторые горные породы, например, глины, при увеличении глубины из-за потери воды теряют свои экранирующие свойства и трансформируются в породы-коллеткоры. Заключение В настоящей работе кратко рассматривается лишь ограниченный круг вопросов, связанный с породами-коллекторами нефти и газа - основные свойства, петрографические признаки, некоторые классификации. Большое количество последних свидетельствует о разностороннем подходе к изучению коллекторов (петрографическом, генетическом, емкостно-фильтрационном и др.) и сложности самого объекта исследований. Следует признать, что до сих пор не разработана систематика пород-коллекторов, основанная на анализе зависимостей между структурно-текстурными и фильтрационно-емкостными параметрами, не всегда удается достаточно надежно увязывать характер пористого пространства с определенными геологическими процессами и стадиями литогенеза. Изложенные принципы типизации терригенных и карбонатных коллекторов и простейшие приемы их петрографического определения - это первый шаг в освоении сложного вопроса изучения и прогноза природных резервуаров нефти и газа. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ |