Коллекторские свойства пород.

Для жидких и газообразных полезных ископаемых решающим для образования скоплений является способность породы вмещать, а при определенных условиях и отдавать эти полезные ископае­мые. Такие породы получили название коллекторов.

Определяющим для коллекторов является наличие в породе определенного пустотного пространства: пор, трещин, каверн, через которое возможна миграция этих полезных ископаемых. Сум­марный объем пустот в породе называют общей или абсолютной по­ристостью, а отношение этого объема ко всему объему породы, вы-

раженное в процентах называют козффициентом общей пористости.

Однако, в породе не все пустоты сообщаются между собой. Часть из них остается закрытыми для проникновения флюидов. По­этому суммарный объем пор и пустот породы, сообщающихся между собой, получил название открытой пористости. Кроме того, вели­чина и форма пор существенно влияет на способность пропускать через себя жидкость и газ. Часть жидкости связывается породой, остается на стенках каналов, в мелких порах. Эти привело к вы­делению эффективной ( полезной ) пористости. Она равна открытой пористости за вычетом остаточной (связанной) жидкости. Эффек­тивная пористость отсутствует при диаметре капилляров менее 0,1 мкм (0,0001 мм).

Характер образования пустотного пространства зависит от происхождения породы. Поэтому по происхождению коллекторы раз­деляют на:

терригенные, в которых пустотное пространство образовано

порами между обломочными зернами, слагающими породу, и

карбонатные, в которых пустотное пространство образовано

трещинами и кавернами, образующимися в результате выщела­чивания.

В терригенных коллекторах на величину эффективной порис­тости влияет размер обломочных зерен, характер их взаимного расположения, равномерная зернистость.

Другой не менее важной характеристикой коллектора являет­ся его проницаемость - способность пропускать через себя жид­кости и газы при гидростатических давлениях. Проницаемость - мера фильтрационной проводимости трещинновато-пористых сред. Эта мера определяется как коэффициент пропорциональности в уравнении Дарси, описывающем фильтрацию жидкости в пористой среде:

Dp

V = Kпр----,

где m7DL

V - скорость фильтрации, м/сек; m- динамическая вязкость, Па7сек;

Dp - перепад давления на отрезке DL, Па7м. Из уравнения Дарси следует, что

V

Кпр = -- 7m7DL.

Dp

Коэффициент пропорциональности имеет размерность площади (м2) и является отражением площади сечения пор. Обычно его вы­ражают в микрометрах, 1мкм = 10-12 м2 (что приблизительно со­ответствует ранее употреблявшейся внесистемной единице прони­цаемости дарси; 1Д = 1,02 мкм2). Проницаемость снижается про­порционально квадрату уменьшения диаметра пор (или размера частиц), т.е. при уменьшении размера частиц в 10 раз проницае­мость уменьшается в 100 раз. По проницаемости коллекторы (Тео­дорович Г.И.) делятся на 6 классов: от очень хорошо проницае­мых (Кпр> 1 мкм2) до практически непроницаемых (Кпр< 0,0001 мкм2). Наиболее распространенные значения проницаемости кол­лекторов нефти и природного газа составляют 0,05 - 0,5 мкм2.

Образование и сохранение скоплений нефти и природного га­за зависит от наличия над коллектором пород, препятствующих их уходу. Такие породы получили название флюидоупоров или покры - шек. Понятие флюидоупор - относительное, так как в уравнение Дарси входят величины вязкости жидкости и перепада давления, то проницаемость породы зависит от этих параметров.

Флюидоупорами могут быть сульфатно-галогенные породы, глинистые и известковистые (нетрещинноватые пелитоморфные из­вестняки) породы. Одним из важных свойств флюидоупора является способность к пластическим деформациям, так как растрескивание породы ведет к образованию наиболее проницаемых зон миграции УВ. Наиболее часто встречающийся вид флюидоупора в нефтегазо­носных комплексах - глинистый.

Глины и глинистые породы весьма различны по своим экрани­рующим свойствам, что связано с разнообразием их гранулометри­ческого и минералогического состава, физико-химических харак­теристик. Наименьшей диффузионной и фильтрационной проницае­мостью обладают глины монтморилонитового состава, наибольшей - глины каолинитового состава. Высота экранируемой залежи и мощ­ность глинистой покрышки также влияют на экранирующие свойства глинистых толщ. Увеличение мощности покрышки улучшают ее изо­ляционные качества и способствуют удержанию залежи с большими высотами. Ухудшают экранирующие свойства глинистых покрышек присутствие алевритовой и песчанистой примеси.

Существует несколько классификаций флюидоупоров: по мак­симальному диаметру пор, по литологическому составу, по соот­ношению с этажами нефтегазоносности, по площади распростране­ния.

По площади распространения выделяют: региональные (расп­ространенные в пределах нефтегазоносной провинции) - с пло­щадью распространения в сотни тысяч квадратных километров, субрегиональные (в пределах нефтегазоносной области) - десятки тысяч квадратных километров, зональные (в пределах зоны или района нефтегазонакопления) - от 10000 до 1000 км2, локальные (в пределах отдельных месторождений) - сотни квадратных кило­метров.

Залежи нефти и газа.

Скопления нефти и газа в осадочной оболочке Земли получи­ли название залежей. Они образуются в той части природного ре­зервуара, в которой, благодаря структурному порогу, стратигра­фическому или тектоническому ограничению или другим барьерам создаются препятствия на пути миграции УВ. Такие участки при­родного резервуара получили название ловушек. Все части залежи в ловушке гидродинамически связаны между собой.

Характеристика залежей определяется типом и характером коллектора, формой и размерами ловушек, глубиной залегания, фазовыми состояниями флюидов, термобарическими условиями и другими параметрами.

В зависимости от формы резервуара наиболее часто выделяют залежи пластовые, массивные и ограниченные со всех сторон (линзовидные). Пластовые залежи представляют собой скопления нефти и (или) газа в пласте коллекторе ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами. Массивные залежи образуются чаще всего в выступах группы проницаемых пластов. Отличитель­ная их черта - единая поверхность раздела между отдельными фа­зами, покрышка перекрывает залежь только в кровле. Среди зале­жей, ограниченных со всех сторон, основное место занимают лин­зы песчаных пород, окруженных непроницаемыми для данного флюи­да отложениями. Это многочисленные песчаные береговые валы, русловой аллювий древних рек и другие образования.

Ловушка нефти и газа - часть природного резервуара (кол­лектора), условия залегания которого и взаимоотношения с экра­нирующими породами обеспечивают возможность накопления и дли­тельного сохранения нефти и газа. В самом общем виде ловушкой является любой резервуар одна часть которого приподнята отно­сительно другой и сверху перекрыта флюидоупором.

Образование ловушек связано с условиями формирования неф­тегазоносного комплекса, которые включают в себя как особен­ности осадконакопления, так и характер тектонических движений. Поиски залежей нефти и газа ориентированы в основном на выяв­ленные или предполагаемые закономерности в размещении и морфо­логии ловушек. Поэтому многие исследователи выдвигали класси­фикации ловушек, связывая условия образования и размещения за­лежей с формой ловушек (Губкин И.М., Брод И.О., Бакиров А.А., Габриэлянц Г.А. и др.).

Одной из наиболее распространенных классификаций является классификация Брода И.О., в которой залежи по форме ловушек делятся на три группы:

1. Пластовые:

1) Сводовые: а)ненарушенные, б)слабонарушенные, в)раз­битые на блоки.

2) Экранированные: а)тектонически, б)стратиграфически,

в)литологически, г)гидравлически.

2. Массивные в выступах:

а)структурных, б)эрозионных, в)биогенных.

3. Ограниченные со всех сторон:

а)непроницаемыми породами, б)водой и непроницаемыми по­родами, в)водой.

При этом в залежах нефть и газ могут находится в однофа­зовом (нефть или газ), либо в двухфазовом (одновременно и нефть и газ) состоянии. Кроме того, в газе могут быть раство­рены жидкие и твердые компоненты нефти, образующие при сниже­нии давления и температуры жидкую фазу - конденсат. Состояние пластовых углеводородных систем определяется соотношением в них газовых, жидких и твердых компонентов, а также термобари­ческими условиями в залежах. В предложенной Васильевым и др. (1966) классификации залежей УВ по фазовому состоянию и коли­чественному соотношению нефти, газа и конденсата выделяются однофазовые залежи: газовые, газоконденсатные и нефтяные и двухфазовые залежи: нефтегазовые, газонефтяные, нефтегазокон­денсатные, газоконденсатнонефтяные.

При исследовании залежей определяется форма и размеры ло­вушки: длина и ширина залежи, площадь, высота залежи, мощность нефтяного пласта, положение водонефтяного (газоводяного) и га­зонефтяного (если залежь двухфазовая) контактов, фазовое сос­тояние системы. Учитывая, что в коллекторе часть мощности мо­жет относится к участкам не заполненным нефтью (в силу литоло­гических, гидравлических или других условий) для подсчета за­пасов объемным методом определяют нефтенасыщенную мощность.