Повышение эффективности разработки карбонатных трещинно-поровых коллекторов нестационарным гидродинамическим воздействием

Анализ большого фактического материала, проведенный в научно-исследовательских  организациях, позволил установить, что  проницаемость трещиноватых пород  обусловливается системами развитых в них трещин и в общем случае пропорциональна их густоте.

Благодаря распределению  трещин в горной породе по системам можно определить густоту трещин, которая дает возможность определить объемную и поверхностную плотности  трещин.

Необходимые сведения о трещиноватости пород могут быть получены в процессе наблюдений в обнажениях на дневной поверхности, а затем экстраполированы на глубину -- на участки со сходным геологическим строением. Такие наблюдения представляют большой практический интерес не только для территорий, где отсутствует глубокое бурение, но и для площадей, недра которых вскрыты скважинами.

Другим важным параметром трещиноватости горных пород является раскрытость (ширина) трещин. В зависимости от величины раскрытости (ширины) микротрещины делятся на очень узкие (капиллярные) 0,005--0,01 мм, узкие (субкапиллярные) 0,01--0,05 мм и широкие (волосные) 0,05--0,15 мм и более.

При исследовании трещиноватости пород, помимо густоты трещин и величины их раскрытости, следует изучать форму трещин (линейные или извилистые), степень выполнения их минеральным или битуминозным веществом и т. п.

По степени выполнения трещин различают открытые, частично выполненные и закрытые. Исследования различных лито логических разностей  трещиноватых пород показали, что:

в песчаниках и алевролитах  преобладают открытые микротрещины, реже появляются закрытые;

в глинах и аргиллитах также  преобладают открытые микротрещины;

в мергелях имеются открытые и закрытые микротрещины;

в органогенных доломитовых  известняках наряду с открытыми широко развиты закрытые микротрещины;

в доломитах наблюдается  широкое развитие закрытых микротрещин  с менее значительным распространением открытых; форма их извилистая, часто  зазубренная.

Как известно, основными  коллекторскими свойствами горной породы, характеризующими ее способность аккумулировать и отдавать флюиды, являются ее пористость и проницаемость. Пористость трещиноватой породы можно разделить на межзерновую и трещинную. Первая характеризует объем пустот между зернами (кристаллами) породы, вторая обусловлена объемом пустот, образованных трещинами. Объем полостей трещин называют трещинной пористостью (или иногда полостностью), а объем полостей трещин в единице объема трещиноватой породы -- коэффициентом трещинной пористости (или полостности).

Кроме того, в карбонатных  породах имеются пустоты, возникшие  в породе за счет процессов растворения (каверны, микрокарстовые и стилолитовые полости). Таким образом, под общей пористостью трещиноватой породы следует понимать отношение суммарного объема пустот, содержащихся в породе, к объему этой породы.

Таким образом, при определении  коллекторских свойств пород, очевидно, решающую роль имеет межзерновая пористость, а не трещинная.

В отличие от трещинной  пористости, обычно мало влияющей на величину общей пористости породы, трещинная  проницаемость фактически определяет величину общей проницаемости.

Трещины играют решающую роль в процессах фильтрации жидкости и газа в трещинных коллекторах. Это видно из того, что трещиноватые породы представлены обычно либо хрупкими, либо твердыми литологическими разностями, межзерновая проницаемость которых измеряется тысячными долями миллидарси. Между тем из таких пород в ряде отечественных и зарубежных месторождений получены весьма значительные притоки нефти и газа.

 

 

 

 

 

 

 

žКоллекторами называются горные породы, которые могут служить вместилищем нефти, газа и воды и в то же время обладать достаточной проницаемостью, чтобы отдавать их в скважины при создании перепада давления.  
žПо составу скелета породы-коллекторы в осадочных отложениях могут быть кварцевыми (песчаниковыми), кварц-полевошпатовыми (песчано-глинистыми), карбонатными и эвапоритовыми (гипсангидритовыми).  
žКварцевые коллекторы характеризуются хорошей отсортированностью и окатанностью зерен. Последнее способствует их слабому уплотнению и минимальной анизотропии. Цемент в этих коллекторах образуется за счет вторичных кристаллов кварца. В поровом пространстве выпадают халцедон, опал, кальцит и доломит.  
žКварц-полевошпатовые коллекторы (полимиктовые) сложены зернами минералов и продуктами разрушения горных пород. Они содержат кварц, обломки полевых шпатов, слюды, пироксена, известняков, доломитов и других пород; характеризуются плохой окатанностью, способностью сильно уплотняться при диагенезе и высокой анизотропностью.  
žБольшая группа карбонатных коллекторов образуется органогенным и хемогенным путем. Кальцит, выпадая из растворов, цементирует эти осадки, вследствие чего формируются толщи монолитных пород со слабо развитыми и зачастую не сообщающимися порами. Матрица в таких породах будет непроницаемой.  
žЭвапоритовые (хемогенные) коллекторы связаны в основном с гипсами и доломитами. Проницаемое пустотное пространство в них также вторично. Оно формируется в результате растворения матрицы водами, которые циркулируют по образовавшимся при диагенезе трещинам, создавая карстовые полости и каверны.  
žВесьма важным фактором, влияющим как на емкостные, так и на фильтрационные свойства коллекторов, является глинистость пород. Она не только снижает эти свойства в процессе формирования коллекторов, так как способствует заполнению пустотного пространства, но и оказывает отрицательное воздействие на фильтрационные свойства прискважинной зоны при вскрытии пласта на слабоминерализованном растворе и на эти же свойства пласта в целом при закачке в него пресной воды в процессе разработки залежи с заводнением.  
žПо типу порового пространства основными В. Н. Дахнов считает классы, коллекторов: межзерновых, межзерново-трещинных, трещинных, трещинно-каверновых и каверновых.  
žПо составу цемента выделяются: коллекторы с глинистым цементом, представленным гидроокислами металлов и цеолитами; коллекторы с карбонатным и опалово-халцедоновым цементом.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Коллекторами газа и нефти являются горные породы, обладающие

способностью вмещать эти флюиды и отдавать их при разработке.

Горные породы расчленяются на три  основные группы: извер­

женные, осадочные и метаморфические. Последние являются резуль­

татом более или менее глубокого  изменения изверженных и осадочных

пород.

В природных условиях залежи нефти  и газа чаще всего приуро­

чены к терригенным и карбонатным отложениям. Породы, образовав­

шиеся при высокой температуре (изверженные и метаморфические),

не могут служить коллекторами для углеводородов. Нахождение

в этих породах нефти и газа является следствием миграции их в вы-

ветрелую часть пород, в которых в результате выщелачивания или

выветривания, а также действия тектонических сил могли образо­

ваться вторичные поры и трещины. Коллекторы изверженных и мета-

морфизованных пород относят к группе смешанных коллекторов.

Коллекторы нефти и газа бывают в основном двух типов: грану­

лярные и трещинные. Обычно гранулярными коллекторами яв ­

ляются песчано-алевритовые породы, характеризующиеся грануляр­

ной пористостью и межзерновой проницаемостью; часть известняков

и доломитов с оолитовой и  трубчатой структурой пор подобны грану­

лярным коллекторам.

Большая часть нефтяных и газовых  подземных резервуаров сло­

жена породами осадочного происхождения: песчаниками, известня­

ками и доломитами. Другие горные породы только иногда служат

коллекторами нефти. Так, на Шаимском месторождении в Западно-

Сибирской низменности нефть обнаружена не только в песчаниках,

но и в выветрелой части фундамента, сложенного гранитами. На

месторождении Литтон-Спрингс (Техас) нефть получают из пори­

стого и трещиноватого серпентина. На месторождении Панхендл

(Техас) нефть была обнаружена  в размытом граните, базальном  кон­

гломерате. На месторождениях Колорадо (Флоренс, Тоу-Крик,

Ренджели и др.) и Калифорнии (Санта-Мария, Буена-Виста-Хилс)

5 нефть получена из трещиноватых  глинистых сланцев. В Западном 

Техасе, на известном месторождении  Спраберри, газ получен из

трещиноватых аргиллитов, сланцев  и алевролитов пермского воз­

раста.

Основные изверженные породы образуют часть подземного нефтя­

ного резервуара на месторождении Фэрбро (Мексика). К месторожде­

ниям с промышленной нефтеносностью в трещиноватых породах

фундамента относят следующие: Орт в Канзасе, Санта-Каунти и Эль-

Сегандо в Калифорнии, Ла-Пас в Венесуэле и др. На некоторых

нефтяных месторождениях Канзаса и Оклахомы нефть добывается

из пористой окремнелой брекчии.

Скопления нефти и газа установлены  в отложениях всех воз­

растов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом включи­

тельно. Кроме того, известны скопления нефти и газа 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 в предгорных прогибах.

Наибольшее количество залежей  в разрезе осадочного чехла 

на территории СССР приходится на отложения каменноугольного

( 2 9 % ), девонского (19%) и неогенового (18%) возраста. К этим же

стратиграфическим комплексам приурочено наибольшее количество

продуктивных пластов терригенного состава: к девонским и каменно­

угольным — по 17,5% и неогеновым — около  1 8 %.

По данным изучения 236 крупнейших месторождений  мира,

не считая СССР и стран народной демократии, запасы нефти распре­

деляются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках

5 9 % , известняках и доломитах 4 0 % , трещиноватых глинистых

сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах 1 % .

Если из 236 месторождений исключить 21 месторождение Среднего

и Ближнего Востока, где добыча нефти  осуществляется главным 

образом из карбонатных пород мезозойского возраста, то запасы

нефти распределяются следующим образом: в песках и песчаниках

около  7 7 %, известняках и доломитах 2 1% и остальных породах 2%

(Knebel et al., 1956).

По Г. Кнебелу и Г. Эрасо (1956), рассмотренные ими нефтяные

месторождения содержат  8 2 , 5% запасов. Оказалось, что  1 4 , 1%

месторождений характеризуются глубиной продуктивных горизон­

тов до 600 м от поверхности земли,  6 2 , 1% — глубиной 600—2140 м и 2 3 , 8% — глубиной 2140—3650 м и более. Сравнительно меньшее

число месторождений, где глубина  залегания продуктивных гори­

зонтов до 600 м, объясняется менее  благоприятными условиями 

сохранности залежей на небольших  глубинах. Меньшее число зале­

жей на глубинах от 2140 до 3650 м и ниже по сравнению с числом

залежей на глубинах 600—2140 м, по нашему мнению, нельзя объяс­

нить только относительно меньшей разбуренностью недр в интервале

С указанных глубин (Двали, Белонин, 1965). Это, по-видимому, также

связано с меньшей изолирующей  способностью глинистых покрышек.

На глубинах более 2140—3650 м глинистые  толщи более уплотненные 

и дегидратированные, в результате чего их пластичные свойства

уменьшаются, породы делаются более  хрупкими и склонны 

к растрескиванию.

Распределение залежей нефти и  газа в СССР и США по страти­

графическим комплексам примерно одинаково (рис. 1). Промышлен­

ная нефтегазоносность в пределах территории СССР установлена

в разрезе отложений от кембрия  до кайнозоя включительно.

В ряде районов промышленные притоки  газа получены из тре­

щиноватой и выветрелой части пород фундамента, например на не­

которых площадях Северо-Сосьвинского свода (Тюменская область)

и в пределах Ейско-Березанской зоны дислокаций (Краснодар­

ский край).

В СССР на долю нефтяных и газовых  залежей, приуроченных

к породам-коллекторам терригенного состава (песчаники, пески,

алевролиты, алевриты), приходится  7 4 %, к карбонатным коллекто­

рам (известняки, доломиты) — 18% и к  терригенно-карбонатным —

Рис. 1.  Р а с п р е д е ­

л е н и е з а л е ж е й  н е ф ­

ти и г а з а в С С С Р

и  С Ш А п о с т р а т и ­

г р а ф и ч е с к и м к о м ­

п л е к с а м .

1-в США (на 1950 г. 

по У. Гопкинсу); г —

в СССР (на начало

1965 г. по В. Г. Ва­

сильеву и A. A. Xa-