Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

Разгрузка глубинных  флюидов до уровня приповерхностных вод в настоящее время подтверждается гелиевой съемкой, позволяющей установить проницаемость глубинных разломов. К некоторым из этих зон приурочены месторождения газа с повышенным содержанием паров ртути.

На примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна А.Е.Розин  показало, 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 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.

Пример таких коллекторов  в породах кристаллического фундамента детально изучен на месторождении Белый  Тигр на шельфе Вьетнама. Здесь получены промышленные притоки нефти из пород фундамента, трактовавшегося как кора выветривания. При минералого-петрографическом изучении пород выявились четкая зональность вторичных преобразований гранитов, зоны каолинизации, цеолитизации с образованием вторичных пустот. Установлены рудные минералы - самородное серебро, цинковая медь, а также барит, пирит, новообразованный кварц и альбит, что указывает на привнес рудных и других элементов глубинными флюидами. Интересно, что присутствие самородных рудных элементов характерно для гидротермальных систем, богатых углеводородами.

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.

 

4. СВОЙСТВА  КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

 

Условия залегания нефти и газа в пласте и физические свойства пластовых жидкостей являются важными исходными данными, которые используют и учитывают при разработке и эксплуатации залежи. Основные физические свойства пород и жидкостей, характеризующие нефтяную или газовую залежь, которые необходимо знать для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений, следующие:

1) гранулометрический  состав пород;

2) пористость пласта;

3) проницаемость пород коллектора;

4) удельная поверхность пород пласта;

5) карбонатность пород;

6) механические свойства  пород и сжимаемость пластовых  жидкостей;

7) насыщенность пород  газом, нефтью и водой;

8) физические и физико-химические  свойства нефти, воды и газа (вязкость, плотность, растворимость  газа в нефти и в воде, поверхностные свойства нефти и воды).

Рассмотрим вначале  основные свойства горных пород, слагающих  нефтяные и газовые месторождения.

1) Гранулометрический (механический) состав пород

Пласты, сложенные песками, состоят из зерен неправильной формы  и самых разнообразных размеров. Количественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим (механическим) составом.

Исследования показывают, что гранулометрический состав —  важная характеристика, от него зависят  многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи, и поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород должен быть гранулометрический анализ их.

Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава  пород зависит количество нефти, которое остается в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического  анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений подбирают фильтры для забоев нефтяных скважин, предотвращающие поступление песка в скважину.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частиц до галечника и валунов. Однако исследования показывают, что гранулометрический состав большинства нефтесодержащих пород определяется в основном частицами размерами от 1 до 0,01 мм.

Наряду с обычными зернистыми минералами в природе  широко распространены глинистые и  коллоидно-дисперсные минералы с размерами  частиц меньше 0,1 мкм (0,001 мм). Значительное количество их содержится в глинах, лёссах и других породах.

В составе нефтесодержащих  пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследствие огромной величины их общей поверхности составом коллоидно-дисперсных минералов определяются процессы поглощения катионов (и анионов).

От их количества в  значительной степени зависит степень  набухаемости горных пород в воде. Коллоидно-дисперсные минералы имеют  большое значение для решения  практических вопросов нефтяной геологии.

Предполагается также, что коллоидно-дисперсные минералы могут быть использованы в качестве геологических термометров. Например, монтмориллонит при нормальном давлении разрушается при температуре выше 725°С, а галлуазит при 50°С. Следовательно, можно предполагать, что глины, содержащие галлуазит, образовались при температурах ниже 50°С.

Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовой анализ сыпучих  горных пород применяется для  рассева фракций песка размером от 0,05 мм и больше. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации.

При проведении ситового анализа в лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных  или шелковых сит с размерами  отверстий (размер стороны квадратного  отверстия) 0,053, 0,074, 0,105, 0,149, 0,210, 0,227, 0,42, 0,59, 0,84, 1,69 и 3,36 мм. Существуют и другие разнообразные системы сит и всевозможных механических приспособлений для рассева. Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наиболее крупными размерами отверстий. В него насыпают навеску породы (50 г) ведут просеивание в течение 15 мин. После этого взвешивают породу, оставшуюся на каждом сите, и результаты ситового анализа записывают в таблицу.

Методы седиментационного  разделения частиц по фракциям основаны на различной скорости осаждения зерен разного размера в вязкой жидкости.

По формуле Стокса скорость падения в жидкости частиц сферической формы равна

 

 (1.1)

 

где d — диаметр частиц в м; u — скорость осаждения частиц в м/сек; r_ж — плотность жидкости в кг /м³; r_п — плотность вещества частицы в кг/м³; g — ускорение силы тяжести в м/сек²; n — кинематическая вязкость в м²/сек.

 

 

Формула (1.1) справедлива  при свободном нестесненном движении зерен; чтобы не было влияния концентрации частиц на скорость их падения в дисперсной среде, содержание твердой фазы в суспензии не должно превышать по весу 1 % .

Приложение формулы  Стокса для седиментационного анализа  рассмотрим на примере пипеточного  метода.

Из фракции песка, прошедшей  сито с наименьшими отверстиями, отбирают навеску в 10 г и перемешивают ее в воде в цилиндре емкостью 1 л, помещенном в баню (рис. 1). В цилиндр вставляется пипетка (2) с глубиной спуска ее кончика около h=30 см.

 

 

Допустим, что необходимо определить в песке количества частиц, меньших  d₁. Для этого при помощи формулы (1.1) вычисляют время t₁ падения частиц размером d₁ до глубины спуска пипетки h. Очевидно, что при отборе пипеткой пробы с глубины h через время t₁ в пипетку войдут только те частицы, диаметр которых меньше d₁, так как ко времени t₁ после начала осаждения частиц все более крупные зерна будут ниже кончика пипетки. Далее, высушив содержимое пипетки, определяют количество всех частиц, имеющих диаметр меньше или больше, чем d₁, находившихся в суспензии, что легко сделать, так как масса всей навески, объем пипетки, вес сухого остатка в ней и объем жидкости в цилиндре известны. Отбирая последующие пробы через другие интервалы времени от начала отстаивания суспензии, точно так же определяют в анализируемой пробе содержание более мелких фракций.

Существует большое разнообразие методов седиментационного анализа. Наибольшее распространение в лабораториях по исследованию грунтов получили методы отмучивания током воды, отмучивания  сливанием жидкости (метод Сабанина) и метод взвешивания осадка при  помощи весов Фигуровского.

При отмучивании током воды грунт  помещают в конический или цилиндрический сосуд, через который создают  ток воды, направленный снизу вверх. Регулируя скорость движения воды, добиваются выноса из пределов сосуда частиц определенного диаметра, величина которого также может быть определена при помощи формулы Стокса.

При отмучивании сливанием жидкости частицы разного размера разделяют  путем слива после определенного  времени отстаивания верхней  части столба суспензии с мелкими  частицами, не успевшими осесть на дно сосуда.

Наиболее совершенный метод  седиментационного анализа - взвешивание осадка. Хорошо перемешанную суспензию вливают в цилиндрический сосуд, в который опускают тонкий стеклянный диск, подвешенный на плечо седиментометрических весов Н. А. Фигуровского. Выпадающие частицы суспензии отлагаются на стеклянном диске. По мере отложения осадка равновесие весов нарушается и для восстановления его требуется дополнительная нагрузка. Регистрируя время и нагрузки, получают данные, которые затем обрабатывают и приводят в обычный для анализа вид: результаты анализа механического состава пород изображаются в виде таблиц или графиков суммарного состава и распределения зерен породы по размерам (рис. 2 и 3). Для построения первого графика по оси ординат откладывают массовые концентрации в процентах, а по оси абсцисс — диаметр d₁ или логарифм диаметра частиц l_g d.