Современные методы исследования горных пород

Породы-коллекторы

  Коллекторы  нефти и газа - горные породы, которые  обладают емкостью, достаточной для  того, чтобы вмещать УВ разного  фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

  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.

  Скопления нефти и газа установлены в  отложениях всех возрастов, начиная  от кембрия и кончая верхним плиоценом. Кроме того, известны скопления нефти  и газа как в более древних  докембрийских, так и в более  молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в разрезе  осадочного чехла на территории бывшего  СССР приходится на отложения каменноугольного (29 %), девонского (19 %) и неогенового (18 %) возраста.

  По  разным оценкам запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках - от 60 до 80 %; в известняках и доломитах - от 20 до 40 %; в трещиноватых глинистых  сланцах, выветрелых метаморфических  и изверженных породах - около 1 %. В странах Ближнего и Среднего Востока разрабатываются главным  образом карбонатные коллекторы мезозойского возраста. На территории бывшего Советского Союза более 70 % нефтяных и газовых залежей  приурочены к терригенным породам-коллекторам.

Основные  признаки пород-коллекторов

  К основным признакам, характеризующим  качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение  пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие  силы пласта. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы.

  Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с  другом. Понятие пористости соответствует  полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости:

  Кп = Vпор/Vпороды ∙ 100 %.

  Открытая  пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая  отношению объема сообщающихся пор  к объему породы.

  Эффективная пористость - совокупность пор, через  которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между  флюидами, физических свойств данного  флюида, самой породы. По А. А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем  поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.

  Наиболее  высокие значения характерны для  полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной  пористости.

  Полная  пористость может быть открытой в  песках и слабо уплотненных песчаниках. С увеличением глубины залегания  открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов.

  По  генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между  обломочными зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков - внутриформенными. Вторичные поры - трещины и каверны.

  Размеры порового пространства - от долей микрометров  до десятков метров. В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор  обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные < 0,0002 мм; ультракапиллярные < 0,1 мкм.

  Размеры и конфигурация внутриформенной  пористости определяется морфологическими особенностями фоссилизированных  органических остатков.

  Каверны - поры, образованные в результате растворения  составных частей хемогенных или  биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны  по размеру бывают от долей миллиметров  до нескольких километров и разделяются  на мелкие - 0,1-10 мм; крупные (микрополости) - 10-100 мм и пещеристые полости - > 100 мм.

  Склонность  породы к растрескиванию характеризуется  ее пластичностью. Пластичность - способность  твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без  нарушения связей между составляющими  частями. Коэффициент пластичности (Кпл) - отношение всей работы, затраченной  на разрушение образца, к работе, затраченной  на пластическую деформацию. Коэффициент  пластичности меняется от 1 до бесконечности (∞). По степени пластичности выделяются три группы пород (табл. 3).

  Таблица 3. Группы пород по степени пластичности

  Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов  образуются системы трещин, ориентированных  в определенной плоскости. Если вдоль  трещин не происходит смещение пород  или оно незначительно, то система  трещин называется трещиноватостью. В  одном пласте может быть несколько  систем трещин, обычно разновозрастных.

  Практический  интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3 %, иногда до 6 %.

  При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин - количество трещин на 1 м длины в направлении, перпендикулярном простиранию трещин. Плотность трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует  густоте. Раскрытость трещин - расстояние между стенками трещин.

  Трещинные поры разделяются по степени раскрытости. По К. И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-0,01 мм), узкие (0,01-0,05 мм), широкие (0,05-0,1 мм), очень широкие (0,1-0,5 мм) и макротрещины (> 0,5 мм). Е. М. Смехов (1974) предлагал различать  микротрещины (< 0,1 мм) и макротрещины (> 0,1 мм).

  Особую  значимость приобретает характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие  нескольких видов пористости. В табл. 2 приводится генетическая классификация  трещин ВНИГРИ (Методические рекомендации..., 1989).

  Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся  каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна  градиенту давления и обратно  пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при  условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и  горной породой. Величина проницаемости  выражается через коэффициент проницаемости (Кпр):

  Кпр = Q m L / D p F ,

  где Q - объем расхода жидкости в единицу  времени; D р - перепад давления; L - длина  пористой среды; F - площадь поперечного  сечения элемента пласта; m - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в  системе единиц СИ, получим: Q = м3/ с; D р = Н/ м2; L = м; F = м2; m = Н×с/ м2; Кпр = м2. Единица  проницаемости в системе СИ соответствует  расходу жидкости 1м3/с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного  сечения 1 м2 при вязкости жидкости н×с/м2 при перепаде давления 1н/м2.

  Практической  единицей измерения проницаемости  является дарси. 1 дарси - проницаемость  пористой системы, через которую  фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (сП), полностью насыщающая пустоты среды, со скоростью 1 см3/с  при градиенте давления 1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см2. 1 дарси = 0,981 × 10-12 м2.

  Различают несколько видов проницаемости.

  Абсолютная  проницаемость - это проницаемость  горной породы применительно к однородному  флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного  заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой  породе при пропускании через  последнюю сухого инертного газа (азота, гелия).

  В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой и  т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие  на фильтрацию других. Поэтому редко  можно говорить об абсолютной проницаемости  в природных условиях.

  Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость  горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии  в поровом пространстве газов (или  жидкостей). Этот вид проницаемости  зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений  между флюидами.

  Относительная проницаемость - отношение эффективной  проницаемости к абсолютной. Относительная  проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением  ее насыщенности этим флюидом.

  Все породы в той или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам  являются анизотропными, следовательно, и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В  обломочных породах Кпр по наслоению  выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах  по направлению трещин проницаемость  может быть очень высокой, а в крест простиранию трещин может практически отсутствовать.

  Максимальны значения проницаемости для трещинных  пород. Наиболее распространенное значение Кпр для промышленно продуктивных пластов от 1·10-15 до 1·10-12 м2. Проницаемость  более 1·10-12 м2 является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных  пород.

  Плотность породы - отношение массы породы (г) к ее объему (см3). Плотность зависит  от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков  породы, а также от пористости.

  Различные литологические типы пород с глубиной уплотняются по-разному. Кd - коэффициент  уплотнения породы, представляющий собой  отношение плотности породы (dп) к  плотности твердой фазы или минералогической плотности (dт). Коэффициент уплотнения - безразмерная величина, показывающая, во сколько раз плотность породы меньше плотности ее твердой фазы. По мере уплотнения dп®dт, а Кd®1. Коэффициент  уплотнения связан с величиной полной пористости соотношением Кs = 1-Кп. Глинистые  породы достигают Кd = 0,80-0,85 к глубине 1,5-2 км, затем темп уплотнения понижается. Песчаные и алевритовые породы достигают  Кd = 0,90-0,95 к глубинам 3,5-5 км. Быстро уплотняются  хемогенные известняки, для которых  уже на глубине 0,5-1 км Кd = 0,95-0,97.

  Нефтегазоносная свита

  oil-and-gas bearing set of rocks, oil-and-gas - Мощная толща  переслаивающихся пород регионального  или ареального распространения,  содержащая нефтяные и (или)  газовые пласты. Свита включает  коллекторы, флюидоупоры и часто  нефтегазоматеринские породы. Свита  может соответствовать ярусу,  отделу, системе или охватывать  части этих стратиграфических  подразделений. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

4. Список  литературы

1. Ломтадзе  В.Д. "Инженерная геология. Специальная инженерная геология" Л, Недра, 1978
2. Справочник по геологии нефти и газа. / Под ред. Н. А. Еременко. М.: Недра, 1984. 
3. Багринцева К. И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. 257 с.
4. Бурлин Ю. К. Природные резервуары нефти и газа. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1976. 136 с.
5. Геологический словарь: В 2 т. / Под ред. К. Н. Паффенгольца и др. М.: Недра, 1978. Т. 1. 486 с.; Т. 2. 456 с.
6. Методические рекомендации по изучению и прогнозу коллекторов нефти и газа сложного типа. / Под ред. М. Х. Булач, Л. Г. Белоновской. Л.: ВНИГРИ, 1989. 103 с.
7. Селли К. Введение в седиментологию М.: Недра, 1981. 370 с.
8. Смехов Е. М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1974. 200 с.