Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

Ярким примером приуроченности залежей нефти к вторичной емкости в карбонатных коллекторах могут служить месторождения Припятской впадины. Все выявленные здесь залежи контролируются зонами субширотных разломов. Тектонически экранированные залежи локализуются в карбонатных породах, которые наряду с солью и эффузивами составляют основную часть продуктивного разреза верхнего девона.

Во многих работах, описывающих  структуры порового пространства коллекторов  в Припятской впадине, показано, что  основной емкостью нефти являются вторичные  поры и каверны выщелачивания, которые соединены трещинами в единую систему. Преобладающие нефтеносные породы - доломитизированные известняки и метасоматические доломиты с реликтовой органогенной структурой. Для всех изученных месторождений характерны процессы вторичной ангидритизации по трещинам и порам, а также фрагментарное и зональное замещение ангидритом первичной минеральной матрицы карбонатных пород. В трещинах и порах выявлен большой комплекс эпигенетических минералов, представленных сульфидами (пирит, марказит, халькопирит, галенит, арсенопирит, клейофан). Отмечаются также флюорит, барит, анатаз, магнетит, кальцит, кварц и др. Здесь установлено, что породы с улучшенными коллекторскими свойствами приурочены к разрывным нарушениям - зонам повышенной проницаемости.

Пример карбонатного коллектора, емкостные  возможности которого определило воздействие  внедряющихся глубинных флюидов, - Тенгизское месторождение в Казахстане. Здесь  агрессивные газы, в составе которых  на сероводород и углекислоту  приходится иногда более 20 %, способствуют растворению карбонатов каменноугольного и нижнепермского комплексов и даже требуют специального оборудования для проведения буровых работ. Массив контролируется разломами, а проницаемость разрывных нарушений до поверхности подтверждается геохимической съемкой. Воды четвертичных отложений над месторождением характеризуются высоким содержанием гелия. При повторных геохимических наблюдениях над месторождением обнаруживаются временные вариации содержаний углеводородов и гелия на площадях аномалий, свидетельствующие о том, что месторождение "дышит", т.е. разгрузка глубинных флюидов происходит и в настоящее время. Многими исследователями в керне скважин над залежью отмечены процессы вторичной ангидритизации и окварцевания, а в верхней части залежи, высота которой более 1200 м, обилие твердых углеродистых минералов (кериты, антраксолиты) и сульфидов, а также повышенная радиоактивность. Последняя проявляется и в четвертичных отложениях в зоне наиболее проницаемых разрывных нарушений. Все эти явления указывают на то, что закарстованность коллекторов связана не столько с их фациальными особенностями (рифовый массив), сколько с современным гидротермальным процессом.

Аналогичное гидротермальное  карстообразование при формировании коллекторов наблюдается и на Оренбургском месторождении. Развитие закарстованных зон контролируется разломами. Ассоциации аутигенных минералов  свидетельствуют о наложенных гидротермальных  процессах.

О том, что рассолы  и газы, сопровождающие нефтяные месторождения, во многом сходны с гидротермальными рудоносными растворами глубинной  природы, высказывалось многими  исследователями. В пределах нефтегазоносных  территорий следы гидротермальной  деятельности встречаются повсеместно.

Примеры современной  гидротермальной деятельности на древних  платформах, в частности на Сибирской, приводит А.А.Дзюба (1978). На примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна А.Е.Розин (1977) убедительно показал, что химизм, изменчивость и газовый состав нефтяных вод, а также взаимодействие их с вмещающими породами свидетельствуют об интенсивной гидротермальной деятельности.

Гидротермальная природа  явлений, связанных с формированием  вторично-поровых коллекторов и  самих залежей углеводородов, их приуроченность к разломам позволяют понять многие факты, которые трудно объяснить с других позиций. Так, в свете изложенного материала представляется естественным залегание нефти в серпентинитах месторождений Кубы; залежи нефти в эоценовых андезито-базальтовых туфах Грузии, являющихся хорошими коллекторами в местах их проработки гидротермальными растворами с развитием зон хлоритизации и цеолитизации и образованием вторичных пустот, которые вместе с трещиноватостью обеспечивают высокие притоки нефти в скважинах (Самгори, Ниноцминда и другие месторождения); продуктивность кремнисто-глинистых битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири в зонах внедрения высоконапорных кислых флюидов, гидротермальная природа которых недавно подтверждена химико-минералогическими исследованиями.

Особенно интересны  коллекторы, формирующиеся в кристаллических  породах фундамента древних платформ. В настоящее время известно уже  много фактов нефтегазоносности  фундамента в разных нефтегазоносных  районах. На наш взгляд, важно то, что зоны дезинтеграции кристаллических пород, приуроченные к разломам, представляют собой участки интенсивной гидротермальной проработки пород и изменений их вещественного состава с образованием дополнительной емкости, которая наряду с трещинами создает коллекторы для скопления воды, нефти и газа. Особенно четко это установлено на Татарском своде в глубоких скважинах, вскрывших фундамент на 2-3 км от его поверхности. По данным В.Г.Изотова, Р.Х.Муслимова, И.Х.Кавеева и др. (1986) на глубоких горизонтах фундамента (тектонических швах) проявляются наложенные гидротермальные преобразования кристаллических пород. Последние характеризуются высокими коллекторскими свойствами. Установлены и сами флюиды - рассолы, насыщенные газами разного состава, в том числе и углеводородами.

Если до недавнего  времени считалось, что залежи нефти  в фундаменте могут быть встречены  лишь в верхней его части, в  зоне дезинтеграции кристаллических  массивов - коре выветривания, сформированной в допалеозойское время, то глубокое бурение фундамента на Татарском своде, а также результаты по сверхглубокой Кольской скважине и глубокого бурения за рубежом показали, что зоны дезинтеграции и гидротермальной проработки пород создают вторичную порово-трещинную емкость на различных гипсометрических уровнях и могут представлять интерес как объект поисков залежей углеводородов.

Однако в настоящее  время масштабы гидротермальной  деятельности еще недооцениваются  в полной мере. Сравнительно недавно  мощные гидротермальные процессы были обнаружены на дне океанов в зонах разломов и срединно-океанических хребтах, что привело к существенному пересмотру многих представлений об океаническом осадконакоплении, образовании рудных концентраций на дне океанов, тепловом режиме вод, глубинном источнике солей. На континентах деятельность современных гидротерм не менее активна, а разгрузка глубинных флюидов происходит не в водную массу, как в океанах, а в толщи осадочных пород по наиболее проницаемым участкам глубинных разломов, нередко достигая поверхности. Разгрузка глубинных флюидов определяет повышенный геотермический режим нефтегазоносных территорий, привнес большого числа глубинных элементов, создавая концентрации руд (полиметаллов, урана, ванадия, никеля и многих других несвойственных осадочным толщам элементов в нефтях, битумах, углях).

Углеводородные соединения, так же как углекислый газ, азот, сероводород, фтористый водород, вода и растворенные в ней соли, представляются единой флюидной системой, разгружающейся из глубинных сфер Земли по проницаемым системам зон разломов и отражающей процессы развития глубинных слоев Земли, дегазацию ее недр, перераспределение элементов. Эти процессы определяют формирование многих полезных ископаемых.

Понимание гидротермальной  природы пластовых флюидов нефтегазоносных территорий имеет большое значение для совершенствования поисково-разведочных работ на нефть и газ. Важным становится изучение глубинных разломов, вулканизма, сейсмичности, геотермического режима, современной динамики разрывных нарушений и зон разгрузки флюидов. Это связано с применением новых геофизических и геохимических методов, пересмотром методических подходов в сейсмических, гравиметрических, магнитометрических и электроразведочных исследованиях.

6. НЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ

Физические свойства коллекторов нефти в объеме резервуара (нефтяного пласта) изменяются в широком диапазоне случайным образом. Они могут изменяться по простиранию пласта и по вертикали. Для характеристики этих изменений используется аппарат математической статистики и теории вероятности.

Для отображения и  учета неоднородности пород строится статистическая модель фильтрационного поля пласта при условии представительности выборки той или другой случайной оставляющей (пористости, проницаемости и т.д.).

Исследуемые свойства пласта принимаются за случайные величины с определенной функцией распределения или интегральным законом распределения F(x). Производная от функции распределения называется плотностью распределения:

f(x)=F'(x).                                                                   (6.1)               

Чаще эти функции  используют для отображения неоднородности пород по проницаемости. Пусть X1, X2, Х3...Xn - свойства среды, появляющиеся в генеральной совокупности признака с вероятностью P1, P2, Р3…Рn, тогда средневзвешенное значение свойства среды можно вычислить по формуле:

,                                       (6.2)                                     

Так как  , имеем

,                                                                                       (6.3)

Приняв исследуемое  свойство пород за непрерывную случайную  величину, получим:

,                                                                                 (6.4)

где f(x) - плотность распределения свойства.

Для конкретных задач  можно использовать ряд других показателей  распределения, чаще это среднеквадратическое отклонение - s(х), коэффициент вариации V(x) = s(x)/M(x) и пр.

В результате изучения какого-либо свойства получают статистический ряд с заданными исследователем границами разделов (классов). Графически эти результаты отображаются на гистограммах (полигонах распределения):

                      

Рис. 6.1. Гистограмма распределения  проницаемости

Графическое изображение накопленной  частоты встречаемости признака представляет собой кумулятивную кривую. При увеличении числа разрядов (уменьшении шага классов) гистограмма приближается к графику плотности распределения случайных величин, а кумулятивная кривая - к функции распределения.

Практически редко достигают  по объему выборки условия достаточности генеральной совокупности, поэтому подбираются теоретические главные кривые распределения, наилучшим образом описывающие полученное статистическое распределение (используют специальные коррелляционные методы). Теоретические распределения характеризуются формулами, приведенными в математических справочниках. Например, плотности нормального и логарифмически нормального законов распределения имеют соответственно запись:

,                                                             (6.5)

,                                                   (6.6)

Законы распределения  имеют также аналитические выражения:

,                                                  (6.7)

,                                                  (6.8)

где       

erf(x) -интеграл вероятности, значения которого табулированы в математических справочниках.

В практике отображения  неоднородностей пород помимо вероятностно-статистических методов используют детерминированные методы на базе корреляции разрезов, когда применяют коэффициенты песчанистости, расчлененности, слияния и пр.

7. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ТРЕЩЕНОВАТЫХ ПОРОД

Практикой разработки нефтяных месторождений установлено, что  коллекторские свойства пластов  характеризуются не только обычной  меж

черновой пористостью, но в значительной степени наличием трещины. Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти в нем определяются преимущественно объектом трещин. Чаще всего залежи нефти приурочены к карбонатным трещиноватым коллекторам, структуру которых определяет, помимо пористости и трещиноватости, кавернозность.

Большинство исследователей емкость трещиноватого коллектора связывают с пустотами трех видов:

1) межзерновым поровым пространством - пористость 2-10%;

2) кавернами и микрокарстовыми пустотами - 13-15% полезной емкости трещиноватого коллектора;

3) пространством самих трещин в десятые и сотые доли процентов. Однако приведенные сравнения дают парадоксальный эффект в процессах фильтрации: 10-15% трещинного пустотного объема фильтрует до

80-90% объемов жидкостей.

Отсюда выделяют виды коллекторов:

1) коллектора кавернозного типа;

2) коллектора трещинного типа;

3) коллектора смешанные (в том числе порово-трещиноватые).

Специальные исследования показали, что ориентированность  проницаемости отдельных участков продуктивных пластов относительно залежи обусловлена наличием ориентированной системы трещин по отношению к простиранию складок. Однако отмеченные участки чаще распределены спорадически, преимущественно на периклиналях пологих структур и на сводах структур с крутыми крыльями.

О раскрытии трещин на глубине также существуют различные мнения. В шахтах на небольших глубинах иногда встречаются трещины с рас-крытостью до 10 см (шахты Норильска, Ухты, Борислава). На больших глубинах раскрытость составляет 10-20 мкм, но в условиях выщелачивания пород могут встречаться и карсты. При бурении скважин на месторождении Надьлендел в Венгрии наблюдались зависания бурового инструмента в карбонатных коллекторах до 2-3 м на глубине около 3000 м.

Методика исследования коллекторских свойств трещиноватых пластов имеет свои особенности. Во-первых, даже при самых точных методиках для кернов исследования не дают объективной картины из-за разрушения его при бурении в интервалах наибольшей трещиноватости. Отсюда замеры по шлифам под микроскопом не решают проблемы. Поэтому для определения параметров трещиноватости используются в комплексе геологические, гидродинамические и геофизические исследования.