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.

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 (мкм 2 ).

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 м 3 /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, м 2 ; 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.