Схарактеризуйте колектори нафти і газу: поняття та класифікації

В природі найчастіше колекторами нафти і газу бувають піски, пісковики, вапняки і доломіти. Па їх частку припадає понад 95% випадків знаходження нафти і газу. Решта прппадаг па ангідрити, сланці, тріщинуваті магматичні породи і і. п.

Неднвлячнсь па значний обсяг досліджень порід колекторів, до сьогоднішнього дня немає розробленої загальноприйнятої класифікації колекторів, яка б відповідала всім теоретичним і практичним вимогам. І Ісрша класифікація була запропонована в 1938 р. П.П.Авдусіним і М.А.Цвєтковим. Вони в основу класифікації поклали дві характеристики: ефективну пористість і так звану гідравлічну характеристику. Ефективна пористість визначалась під мікроскопом за шліфами порід, які попередньо були насичені під вакуумом забарвленою смолою бакелітом. Бралось відношення площі, зайнятої бакелітом, до площі шліфа. Гідравлічна характеристика визначалась за тими ж шліфами, як відношення периметра циліндричного каналу з площею, рівною сумі площ всіх nop в шліфі, до суми периметрів всіх nop, заповнених бакелітом.

За величиною ефективної пористості (П_Сф) всі колектори поділяються па 5 класів:

клас А – П_еф > 20% _{колектори великої ємності}

клас В-Пеф 15-20%

клас С — П_еф 10-15% колектори середньої ємності

клас Д-Пеф 5-10%

клас Е — П_еф < 5% колектори малої ємності

Кожний клас за величиною гідравлічної характеристики (Ф)

розділяється на три групи:

I група Ф> 0.2 — швидкість руху значна.

II група Ф=0_.2 - швидкість руху середня.

III група Ф< 0.1 - швидкість руху незначна.

У зв'язку з трудністю визначення запропонованих характеристик і їх недостатності для характеристики всіх різновидностей порід-колекторів, ця класифікація в паш час майже не використовується.

Досить вдала класифікація для зернистих порід-колекторів була запропонована А.А.Ханіним, в якій враховується гранулометричний склад, пористість, проникність і на цій основі виділяються класи.

Найбільш загальною є класифікаційна схема А.І.Крінарі. Він всі колектори за генезисом порового простору поділив на три типи: порові, кавернозні, тріщинні. Ці типи за величиною проникності (К) ділять на 5 класів:

І клас-дуже високопропикпі К> 1 мкм²,

II клас — високопроникні К= 1 —0.5 мкм²,

III клас -середиьопропикпі К= 0.5-0.1 мкм²,

IV клас — низькопроникні К=0.1 —0.001 мкм².

V клас дуже низькопроникні К < 0.001 мкм².

В свою чергу ці класи за величиною пористості (т) поділяються на 5 класів:

1 - дуже високоємні. m > 25%.

2 - високоємні. m = 25 — 20%,

3 - середньоємні, m = 20 -15%.

4 - малоємні. m = 15 - 10%.

5 - дуже малоємні, m < 10%.

Одним з недоліків цігї класифікації с відсутність змішаних (перехідних) типів. Такі змішані типи виділяє Е.М.Смєхов в своїй класифікації, але не наводить строгих критеріїв для віднесення до кожного з них.

Порові колектори характерні для піщаних порід, які за своїм складом бувають моиоміисральпі. олігоміперальпі (тобто з незначними домішками зерен іншого складу) і поліміктові (складені зернами різних мінералів і порід). До цього ж типу колекторів належать і карбонатні породи, зерна котрих складаються з черепашок. їх уламків, оолітів і т.п. Вони часто бувають сильно-зцементовані, так що їх важко відрізнити від хемогенних вапняків і доломітів.

Колектори кавернозного типу пов'язані з карбонатними або сульфатними породами. Каверни бувають як первинні (у рпфогепппх вапняках), так і вторинні. Вторинні каверни здебільшого виникають внаслідок розчинення частини скелету породи. Ці процеси особливо інтенсивно проходять, коли ці породи піддавались денудаційним процесам.

Колектори тріщинного типу пов'язані з щільними породами різною літологічного складу (сильнозцементовані пісковики, вапняки, доломіти, кристалічні породи та інші).

Всі перехідні типи колекторів, не дивлячись на досить широке розповсюдження, вивчені слабо. При їх вивченні слід звертати особливу увагу на те. яку частку до загальної пористості і проникності вносять окремі види пустот (пори, каверни, тріщини). Коли йдеться про порово-тріщинний колектор, то мається на увазі, що пустотний простір складається переважно з nop. а частка тріщин у ньому незначна. Зате тріщини є основними провідниками рідин і газів і їх частка в проникності є головною.

До складних типів колекторів нафти і і азу відносять часто карбонатні і сульфатні породи. Вони піддаються різним процесам, що призводять до розчинення карбонатного і сульфатного матеріалу з виносом його за межі породи або перевідкладення його в них. Це і є дуже важливим процесом, що зумовлює формування пустотного простору карбонатних та сульфатних порід.

Па відміну від теригенних порід, де пустої ний простір створюється, в основному, порами у карбонатних та сульфатних породах пустотний простір створюється різними морфологічними та генетичними типами пустот.

.Для правильної оцінки співвідношення ємнісних та фільтраційних характеристик карбонатних та сульфатних порід-колекторів важливо розуміти роль тріщин в них. Для більшості із них тріщинуватість є характерною рисою. Тріщини вносять вагомий внесок у загальну величину пористості (пустотності). яка є дуже складною. Тріщинна пористість карбонатних та сульфатних порід рідко перевищує 0.1%. Крім тріщин і nop, тут зустрічаються каверни, печери, щілини, канали та інше. За своїм походженням вони можуть бути седиментогенними, діагенними. катагенними та гіпергенними.

Дуже ефективним для формування колекторів у карбонатних та сульфатних породах с тектонічні рухи, за яких підняття змінюються опусканнями, та ще в умовах поєднання зі сприятливими гідрогеологічними факторами.

Недавно було виявлено існування дуже складної групи колекторів, які пов'язані з глинистими породами, хоч вони були відомі ще на початку століття. Зустрічаються вони у багатьох регіонах світу.

Глинисті колектори нафти і газу є складними природними системами, що складаються з глинистих та акцесорних мінералів, органічної речовини та води. Характерною особливістю є полімінральнсть та тонка дисперсність складників.

До складного типу колекторів відносяться також породи-колектори. що виникають у зонах вивітрювання з різних порід, особливо кристалічних. При цьому проходять процеси дезінтеграції материнського субстрату, що призводить до виникнення різних пустот. При сланцевій структурі вихідних порід пористість може досягнути навіть 30%. У більшості випадків пористість не перевищує 10-12%.

.Для всіх складних типів колекторів характерна значна мінливість за площею та розрізом.

14. Охарактеризуйте флюїдоупори: поняття, класифікація, їх роль в розподілі нафти і газу в земній корі.

Породи, які практично непроникні для нафти і газу і які перешкоджають їх перетокам вгору по розрізу, називають породами-покришками або флюїдоупорами.

Породи-покришки диктують розподіл скупчень нафти та газу в земній корі, зберігають ті скупчення від розсіювання. Породі-покришки – це переважно паски, рідше окремі пласти порід різного літологічного складу і генезису. Найважливішою рисою яких є мала (практично відсутня) проникність для нафти і газу. Покришками виступають глини, аргіліти, глинисті алевроліти, солі, гіпси, хемогенні вапняки та деякі інші породи. Ці породи є не зовсім непроникні для флюїдів, вони можуть бути частковонепроникними для води, а при великих перепадах тиску можуть пропускати через себе навіть нафту і газ.

Найбільше поширені глинисті покришки. Це пов’язано з тим, що їх мінерали обєднуються в агрегати, а між монокристалами та агрегатами створюється поровий простір. Пори переважно субкапілярні та капілярні. Значна кількість пор не пов’язана між собою. На глинистих мінералах утворюються за рахунок адсорбції малорухомі плівки води. Це ще більше утруднює переміщення флюїдів. Відомо, що в субкапілярних порах з капілярними силами діють також молекулярні та електростатичні сили, які досягають значних величин.

Соленосні (евапоритові) породи, такі як гіпс, ангідрит, галіт, мірабіліт та інші утворюються за рахунок випадіння з водних розчинів. При цьому виникають кристали, які щільно прилягають один до одного. Не дивлячись на це, вони також характеризуються відповідною пористітю, яка в більшості випадків не перебільшує 10%. Евапоритові покришки мають досить широке поширення в окремих областях.І з ними нерідко пов’язане виникненя великих родовищ нафти і газу.

Зрідка породами-покришками можуть бути і інші породи. Якість покришок контролюється літолого-фаціальною характеристикою порід, товщиною, однорідністю, розміром пор, інтенсивністю тріщинуватості, глибиною залягання (щільністю) та деякими іншими факторами.

Мінералогічний склад порід безумовно має вплив на екрануючі властивості порід, але він не є вирішальним. Тут відіграють роль також і розміри зерен, від яки в свою чергу залежать і розміри порового простору.

Умови седиментації впливають на якість покришок, оскільки від них залежить і однорідність порід, потужність та інше. Всякі домішки, особливо піщано-алевролітового матеріалу, погіршують якість покришок внаслідок виникнення пор більшого розміру.

Важливим фактором який визначає якість покришок є пластичність. За рахунок пластичності в земній корі може проходити “заліковування” тріщин, які виникли в наслідок різних процесів. Різні домішки також знижують пластичність. Збільшення глибини залягання соленосних порід призводить до зростання пластичності. Глини з глибиною залягання міняють також свої властивості. Цей процес проходить за рахунок епігенезу та ущільнення. Як це впливає на екрануючі властивості, достеменно невідомо, але імовірність виникнення тріщин із зростанням глибини залягання збільшується, зменшується здатність до набухання у водному середовищі.

Товщина покришки не повинна відігравати якоїсь істотної ролі. Зі зростанням товщини зменшується імовірність існування тріщин по яких можливий був рух флюїдів. При великих потужностях існують кращі умови для заліковування тріщин. Зі зростанням товщини зменшується імовірність існування з’єднаних між собою пор, які пересікали всю товщину покришки.

Товщина порід-покришок коливається в дуже значних межах від 1-2 до сотень, а іноді і тисяч метрів.

Для оцінки екрануючих властивостей порід-покришок використовується тиск, при якому нафта або газ входить в породу-покришку або прориває її.

В останні роки виявлені родовища газу, покришками для яких є вічно мерзлі породи. Такого типу покришки названі кріогенними і можуть зустрічатись тільки в районах вічної мерзлоти.

Породи, що не є колекторами і водночас не є покришками, називають напівпокришками. Такі пороли є досить поширені в природі і впливають на розподіл нафти і газу в земній корі.

15. СХАРАКТЕРИЗУЙТЕ ПРИРОДНІРЕЗЕРВУАРИ НАФТИ І ГАЗУ: ПОНЯТТЯ, КЛАСИФІКАЦІЯ ТА СХЕМАТИЧНІ ГРАФІЧНІ МОДЕЛІ.

В чемній корі вмістилищами нафти, газу і води виступають
породи-колектори, які є частково чи повністю обмежені

слабопроппкппмп породами. Саме ці вмістилища І. О. Брод назвав Природними резервуарами.

Природним резервуаром називається таке вмістилище для нафти, газу і води, в межах якого є можливе їх переміщення, форма і розміри якого зумовлені співвідношенням порід-колекторів і слабопроникних порід. І. О. Брод запропонував поділяти природні резервуари за формою і умовами виникнення на гри типи:

1 тип пластові резервуари.

2 тин — масивні резервуари.

3 тип резервуари неправильної форми, літологічно обмежені з усіх сторін.

Пластові природні резервуари (рис. 4.17) — це. як випливає вже з назви, пласти порід-колекторів. які обмежені в покрівлі і підошві слабопроникними породами при збереженні пластового характеру на значній площі. Таким чином, основними рисами природних пластових резервуарів г: а) обмеження в покрівлі і підошві слабопроникними породами, б) збереження пластового характеру, а також частково товщини і літологічного складу на великій площі.

Пласти, які виклинюються в одному напрямі, але в інших мають значну протяжність, належать до пластових (рис. 4.17).

Більш дрібний поділ резервуарів пластового типу на класи чи види в даний час не є доцільним.

Масивні природні резервуари — це потужні товщі проникних порід однорідного чи неоднорідного складу, які перекриті зверху і юродами-покришками.

Масивні резервуари залежно від літологічного складу порід-колекторів. а. значить, і від умов виникнення резервуарів, можна поділити на однорідні (рис. 4.18) і неоднорідні (рис. 4.19).

Однорідні масивні резервуари складені однотипними породами, наприклад: карбонатними або метаморфічними. Ці породи не обов'язково повинні б\ пі однорідними за колекторе ь ким и властивостями, але вони мусять бути проникними, і таким чином всі пласти резервуара створюють єдину гідродинамічну систему.

Неоднорідні масивні резервуари зустрічаються в природі дещо рідше, ніж однорідні. Породи-колектори. які їх складають, можуть бути найрізноманітнішими, наприклад: вапняки, пісковики, сланці і т.д. Для віднесення до цього типу резервуарів потрібно, щоб в його розрізі було не менше двох літологічних різновидностей порід. Такі резервуари характеризуються значною неоднорідністю колекторів за розрізом і площею. В них здебільшого зустрічаються всі види пустот пори, каверни, тріщини. Окремі зони характеризуються високими колекторськими властивостями, в той час як інші можуть мати низькі.

В масивних резервуарах рух рідин і газів може проходити у всіх напрямах, оскільки всі породи є проникні.

Резервуари неправильної форми, літологічно обмежені з усіх сторін. — це ділянки порід-колекторів серед непроникних порід. Вони пов'язані з місцевими змінами петрографічного і гранулярного складу або локальними ділянками інтенсивної тріщинуватості чи кавернозності порід, які не мають значного поширення по площі.

Такі резервуари являють собою замкнуту гідродинамічну систему. Вони можуть виникати при обмеженій зі всіх сторін породами іншого літологічного складу породи-колектори. або бути пов'язані з невеликими змінами в колекторських властивостях одних і тих же порід. До перших відносяться, наприклад, лінзи пісків та пісковиків серед глинистих або хемогенних порід (рис.4.20аб). До других відносяться зони підвищеної пористості в піщано-алевролітових пластах, зони первинної і вторинної кавернозності або тріщинуватості в різних органогенних або хемогенних породах (рис.4.20в, г), а іноді в тріщинуватих сланцях, метаморфічних породах. Цей тин резервуарів може мати найрізноманітнішу форму як у плані, так і в розрізі.

Рисунок 4.20 - Схематичні

розрізи деяких МОЖЛИВИХ

варіантів резервуарів неправильної форми

/ - зона підвищеної пористості і про­никності: 2 зона підвищеної тріщи­нуватості і кавериозності; 3 ■ - стра­тиграфічне неузгодження: 4 ■ ■ текто­нічні порушення

Виділення трьох типів резервуарів не виключає, а, навпаки, передбачає можливість існування різних перехідних форм між ними. Так, наприклад, можливе існування перехідного типу резервуарів між пластовими і масивними. Це виникає, коли кілька пластів-колекторів розділені малопотужними і неякісними або несуцільними перемичками, і пласти колектори з'єднуються між собою, утворюючи пластово-масивний резервуар. Ще один приклад: досить часто в біогенних виступах резервуар є перехідного типу між масивними і неправильної форми. В цих умовах окремі ділянки кращої пористості і проникності в загальній масі виступу з'єднуються між собою і створюють цей перехідний тип резервуарів.

Виділення резервуарів пластових, масивних і неправильної форми проведено І. О. Бродом за формою і умовами виникнення. їх також слід поділяти на три групи і за гідродинамічними умовами, які зустрічаються в природних резервуарах. Виділяють: 1 - групу резервуарів відкритого типу; 2 - групу резервуарів напівзакритого типу; 3 - групу резервуарів закритого (ізольованого) типу.

До резервуарів відкритою типу належать всі резервуари, які мають прямий зв'язок з денною поверхнею, або виходять під проникні породи (рис. 4.21).

Рисунок 4.21 - Приклали резервуарів

відкритого типу

/- пісок, 2 - вапняки, 3 - глини, 4 - денудаційна поверхня. 5 - поверхня грунту.

Це можуть бути резервуари пластові, масивні або неправильної форми. Виділення цієї групи резервуарів викликане тим, що умови знаходження нафти в них будуть значно відрізнятись від резервуарів закритого і напівзакритого типів. До резервуарів напівзакритого типу належать більшість пластових і масивних, які не мають прямого зв'язку з поверхнею. До резервуарів закритого (ізольованого) типу відносяться резервуари неправильної форми, (крім тих. які ввійшли в першу групу), а також пластові або масивні, які обмежені по площі, наприклад, тектонічними порушеннями. Таким чином, створюються ізольовані ділянки, які не мають гідродинамічного зв'язку з рештою частини резервуара.