Коллекторами нефти и газа, слагающими природные резервуары, называются породы, способные вмещать подвижные вещества (воду, нефть, газ) и отдавать их в естественном источнике или в горной выработке (колодце, шахте, скважине и др.).
По условиям образования и петрографическому составу породы-коллекторы осадочного происхождения бывают терригенные (песчаник, песок, алевролит, гравелит), карбонатные (известняк, мергель, доломит) и смешанные (терригенно-карбонатные
Основным свойством пород-коллекторов является наличие пустотного пространства, которое и заполняют флюиды.
Пустоты могут быть первичными, образовавшимися при формировании самой породы (камеры в раковинах, поры между зернами и кристаллами) и вторичными, возникшими в процессе дальнейшей жизни пород. Пустотами обладают все типы горных пород в той или иной степени, но отдавать флюиды могут не все. В существующих классификациях пустоты подразделяются по размерам и видам. По размерам наиболее простым является их деление на три категории: 1) субкапиллярные с сечением около 0,005 мм, в них жидкость связана в виде пленок на стенках и не двигается; 2) капиллярные с сечением от 0,005 до 0,1 мм, в которых на перемещение действуют силы капиллярного давления и 3) сверхкапиллярные - крупнее 0,1 мм, в которых возможно движение жидкости под влиянием силы тяжести. По видам пустоты различаются более условно. Обычно выделяются поры, каверны, биопустоты и трещины. Если исключить трещины, то другие категории различаются не вполне четко. Порами принято называть пустоты в обломочных породах между зернами (гранулами), пористость называется межзерновой (межгранулярной), а соответственно и коллекторы. Кавернами называются пустоты, возникшие в результате растворения цемента, выщелачивания каких-либо минералов. Особенно они характерны для карбонатных пород. Размеры каверн различны. К своеобразным пустотам выщелачивания относятся пустоты в оолитовых известняках, когда оолиты полностью или частично выщелачиваются и может остаться скелет из скрепляющего их цемента. Такая структура коллектора называется отрицательно оолитовой.
Характеристика пород-коллекторов проводится по их основным свойствам: пористости (%), проницаемости (мкм2), структуре порового пространства, остаточной водонасыщенности, физико-химическим свойствам поверхности пустот.
Под пористостью горных пород понимается наличие в них пустот. Величина пористости показывает, какую часть объема образца породы занимают пустоты. Пористость m определяется как отношение объема пустот в образце породы Vпороды к объему образца Vобразца:
| m = Vпороды ·100 % / Vобразца | (1) |
Как показывают исследования, не все поры и каверны в породах заполнены флюидом, т. к. часть из них изолирована. При определении коллекторских свойств пород интерес представляют только те пустоты, которые заполнены жидкостью или газом и по которым может двигаться флюид. Поэтому различают общую (абсолютную), открытую и эффективную пористости. Общая пористость – это суммарный объем всех пор, каверн, трещин (открытых и закрытых). Открытая пористость – объем сообщающихся между собой пор, каверн, трещин, заполненных флюидом (нефтью, газом или водой). Открытая пористость всегда меньше общей на величину объема изолированных (замкнутых) пор и пустот. Эффективная пористость – суммарный объем сообщающихся пор, занятых нефтью или газом.
Коэффициентом общей пористости называется отношение суммарного объема всех пор к общему объему породы. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема сообщающихся пор, каверн, трещин к общему объему породы. Коэффициентом эффективной пористости называется отношение объема сообщающихся пор, каверн, трещин занятых нефтью или газом к общему объему породы. Пористость выражается в процентах, коэффициент пористости в долях единицы.
Отношение объема нефти, содержащейся в поровом пространстве породы, к объему всех пор нефтеносного пласта называется коэффициентом нефтенасыщенности. Аналогично определяется коэффициент газонасыщенности – отношение объема пор, занятых газом, ко всему объему пор пласта. Нефте- и газонасыщенность также выражаются в процентах, коэффициент – в долях единицы
Другим, исключительно важным физическим параметром, характеризующим коллекторские (прежде всего, фильтрационные) свойства горных пород и их промышленное значение, является проницаемость – свойство горных пород пропускать (фильтровать) сквозь себя флюиды при наличии перепада давления. Наряду с пористостью проницаемость является важнейшим емкостно-фильтрационным свойством пород-коллекторов.
Проницаемость зависит от размеров и формы открытых пор породы, а также от свойств жидкостей или газов.
Для оценки способности горных пород пропускать через флюиды используют линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость линейной фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости.
Различают абсолютную, эффективную (фазовую) и относительную проницаемость. Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость химически инертного по отношению к породе газа (сухой инертный газ, воздух). Эффективная проницаемость – это проницаемость пористой среды для данной жидкости или газа при одновременном наличии в породе другой жидкости или газа. Величина эффективной проницаемости зависит от физических свойств горной породы, от свойств и процентного соотношения насыщающих поровое пространство жидкостей и газов. Эта величина всегда меньше абсолютной проницаемости. Относительная проницаемость – это отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.
Структура порового пространства зависит от размера пор, отсортированности материала, типа цементирующего вещества, вида скелетных остатков, извилистости поровых каналов и многих других факторов.
В породе-коллекторе вместе с нефтью и газом содержится вода. Такая вода называется остаточной, т. к. она образуется за счет воды, которая первоначально полностью насыщала породу в период ее образования, но затем была частично вытеснена при формировании залежей нефти и газа. Выделяют две категории остаточной воды: несвязанная и связанная. Несвязанная вода может перемещаться вместе с нефтью и газом и в процессе эксплуатации залежи извлекаться на поверхность. Связанная вода находится в пластовых условиях в виде пленки на частицах породы, удерживается поверхностно-молекулярными силами или заполняет субкапиллярные поры. Связанная вода в процессе эксплуатации залежи не может быть извлечена.