Типы пород – коллекторов, гранулометрический состав пород, коллекторские свойства трещиноватых пород

К настоящему времени предложен ряд классификаций коллекторов терригенного (обломочного) и карбонатного состава, однако ни одна из них не получила практического применения. Это объясняется тем, что трудно создать универсальную классификацию коллекторов, которая отражала бы все их свойства и представляла бы не только академический интерес, но и удовлетворяла бы запросам промышленности, оказывая существенную помощь при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений.
В различных опубликованных классификациях рассматриваются самые разнообразные свойства коллекторов: в одних излагаются морфология и генезис поровых пространств (И.М. Губкин), в других коллекторы расчленяются по форме их поровых пространств (П.П. Авдусин и М.А. Цветкова), в третьих они расчленяются по проницаемости (А.Г. Алиев, Г. И. Теодорович), далее по признакам, характеризующим различные генетические типы коллекторов (Н. Б. Вассоевич), наконец, по эффективной пористости и проницаемости (А. А. Ханин) и т. д. Основываясь на данных о пористости и проницаемости горных пород, все известные коллекторы нефти и газа можно подразделить на две большие группы: межгранулярные (поровые) и трещинные. Основное их различие заключается в том, что емкость и фильтрационные свойства межгранулярных коллекторов (чаще всего песчаников) определяются в основном структурой порового пространства, тогда как в трещинных коллекторах фильтрация нефти и газа обусловливается главным образом трещинами. Основной емкостью для трещинных коллекторов служат те же, что и для межгранулярных, — межзерновые поры, а в карбонатных породах также и каверны, микрокарстовые пустоты и стилолитовые полости. Роль самих трещин в общей емкости трещинного коллектора, как правило, незначительна и лишь иногда возрастает в зонах дробления горных пород вблизи дизъюнктивных дислокаций. Трещинные коллекторы характеризуются разнообразием и сложностью их строения, наличием в них микротрещин, роль которых является ведущей в фильтрации флюидов. Однако не следует смешивать трещинный коллектор с трещиноватой породой, так как трещинный коллектор характеризуется лишь ему присущими специфическими особенностями, которые были указаны выше. Е.М. Смехов и другие по условиям фильтрации выделяют два типа коллекторов — межгранулярные и трещинные, — а по характеру их емкости — каверновый, карстовый, смешанный и порово-трещинный, которые, в свою очередь, подразделяются по преобладающему значению той или иной структуры пустот. Большая часть имеющихся в трещиноватых породах пустот, определяющих тип коллектора, сообщаются благодаря широко развитой в них сети микротрещин. Приведенная классификация трещинных коллекторов может оказаться полезной на практике, так как выделение в разрезе того или иного типа трещинного коллектора способствует выбору надлежащего метода разведки и разработки месторождения, а также учету необходимых параметров (пористость, коэффициенты нефтенасыщенности и нефтеотдачи) для подсчета запасов нефти и газа. Природные коллекторы весьма разнообразны по строению и чаще всего представлены смешанными типами с преобладанием того или другого основного типа. Во всех районах распространены преимущественно две системы трещин, одна из которых, как правило, имеет простирание, совпадающее с простиранием слоев, вторая — с направлением падения слоев. Спорадически появляются диагональные к ним системы трещин. Другой характеристикой трещиноватости является густота трещин, тесно связанная с литологией пород. Обычно наибольшей рас-тресканностью обладают кремнистые разности, затем глинистые и известковистые. В песчаных разностях в общем случае отмечены минимумы трещиноватости. Интенсивность трещиноватости не зависит от мощности слоя, что доказано на большом фактическом материале. При изучении трещин в шлифах отмечено, что микротрещины развиты в той или иной мере во всех литологических разностях горных пород. Наименьшее количество трещин имеют песчаники и алевролиты, однако и в них отмечены открытые трещины и трещины, заполненные желтым битумом. В то время как распределение трещиноватости в разрезе зависит от литологических разностей пород, распределение максимумов растресканности по площади тесно связано с тектоническими явлениями, контролируемыми упругостью породы. Имеются данные о том, что независимо от условий, максимумы трещиноватости преимущественно располагаются на периклиналях структур. Иногда они приурочены к изгибам слоев. В то же время структуры платформенного типа имеют максимумы трещиноватости, спорадически распространенные по крыльям складок, на структурах геосинклинального типа — вдоль осей. Согласно изложенной характеристике трещиноватых пород при определении их пористости (емкости) для подсчета запасов основное внимание должно быть уделено изучению межзерновой пористости. Однако в некоторых случаях при выяснении емкости коллектора необходимо учитывать и трещинную пористость, если межзерновая или вторичная равны первым единицам процента, а трещинная 1% и более. Гранулометрический состав пород. Гранулометрический анализ горной породы дает представление о количественном содержании в ней частиц различной величины. Количественное содержание и соотношение фракций частиц в известной мере определяют пористость, проницаемость и коллекторские свойства породы. Гранулометрический анализ выражается в определении процентного содержания фракций зерна различной крупности (в мм). Он производится различными методами, подробно описываемыми в специальной литературе. В промысловых условиях гранулометрический состав породы обычно определяют ситовым анализом, заключающимся в разделении частиц размером свыше 0,1 мм (0,074 мм). Для разделения частиц менее 0,074 мм применяют седиментационный и другие методы. Фракционный состав породы обычно записывают в таблицу (табл. 1). Скважина Участок № образца Глубина отбора, м Содержание фракций в % вес. при диаметре зерен, мм Ситовой анализ Седиментационный анализ 0,59-0,42 0,42-0,297 0,297-0,21 0,21-0,149 0,149-0,074 0,074-0,05 0,05-0,01 0,01-0,005 2/15 1 1000 - 2,7 4,5 6,5 70,8 10,4 1,5 2,0 1,6 По гранулометрическому составу выделяют разнообразные породы: глины, алевриты, пески и т. д. Характер дисперсности пород определяется не только их гранулометрическим составом, но и удельной поверхностью. Удельной поверхностью породы называется суммарная поверхность частиц, содержащихся в единице объема образца. Между гранулометрическим составом и удельной поверхностью существует определенная зависимость: чем больше мелких частиц в породе, тем больше ее удельная поверхность, и чем больше крупных частиц, тем меньше удельная поверхность. Таким образом, определение удельной поверхности породы дополняет данные гранулометрического анализа.
Наибольшую удельную поверхность имеют пелиты, меньшую — алевриты, а наименьшую — псаммиты. С увеличением удельной поверхности, как правило, ухудшаются коллекторские свойства породы. Помимо этого, на основании данных гранулометрического состава судят о характере однородности породы. Для этого строят кривые суммарного состава и распределения зерен песка по размерам, откладывая по оси ординат нарастающие весовые проценты фракций, а по оси абсцисс — диаметры частиц в логарифмическом масштабе. Построение указанной кривой в соответствии с примером гранулометрического состава илистого мелкозернистого песка, приведенного в таблице, ведется следующим образом. Данные таблицы преобразуют в удобный для графического изображения вид нарастающих процентов для соответствующих диаметров частиц. На основе указанных данных строят кривую суммарного грануло­метрического состава. По указанной кривой определяют коэффициент неоднородности породы, под которым понимают отношение диаметра частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 60% вес. от веса всего песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% вес. от веса песка, т.е. Для однородного по составу песка коэффициент неоднородности равен единице. Коэффициент неоднородности пород нефтяных месторождений России колеблется в пределах 1,1 – 20. Знание однородности пород позволяет получить относительное суждение о его коллекторских свойствах, которые улучшаются для однородных песков (и песчаников) по сравнению с неоднородными. Наряду с этим знание гранулометрического состава пород позволяет выбрать размер щелей фильтров в эксплуатационных колоннах для предотвращения (или ограничения) поступления песка из пласта в скважину. Трещиноватость пород. Более 60% добываемой в настоящее время нефти в мире приур­чено к карбонатным коллекторам. В связи с этим проблема изучения трещинных коллекторов в последние годы приобрела весьма актуальное значение. Изучение природы пористости и проницаемости карбонатных пород, их стратиграфии, тектоники, геологической истории и палеогеографии позволяет более эффективно проводить поиски, разведку и разработку связанных с ними залежей нефти. Литолого-петрографическое изучение трещиноватости пород показало широкое распространение в породах микротрещиноватости («волосные» микротрещины). По происхождению микротрещины могут быть подразделены на диагенетическо-тектонические и тектонические. Выяснение происхождения трещиноватости возможно лишь при детальном изучении петрографических и геологических данных, характеризующих породы, и при наличии большого каменного материала. В большинстве случаев трещиноватость пород преимущественно связана с тектоническими и реже с диагенетическими процессами. Трещины диагенетического происхождения свойственны преимущественно известнякам и доломитам, они располагаются чаще перпендикулярно к слоистости. Распространение трещин из одного слоя в другой с сечением поверхности напластования может свидетельствовать о тектоническом происхождении трещин. Трещины нетектонического происхождения обычно образуют в плане многоугольную сетку. Вопрос о происхождении микротрещин еще недостаточно изучен и требует проведения дальнейших исследований. Нетектонические трещины, именуемые первичными, образовались в стадию позднего диагенеза и эпигенеза. В породах, прошедших стадию хотя бы первых слабых тектонических (колебательных) движений, первичные трещины преобразуются в тектонические и приобретают свойственные им особенности. Так как в земной коре не существует недислоцированных пород, кроме современных осадков, выделение более или менее значительного количества первичных трещин затруднительно. В настоящее время тектоническое происхождение подавляющего большинства трещин можно считать доказанным. Об этом свидетельствуют особенности, свойственные трещиноватости: 1) объединение трещин в системы, образующие более или менее правильные геометрические сетки; 2) преимущественно вертикальный относительно слоистости пород наклон трещин; 3) тесная связь ориентировок основных систем трещин с направлением тектонических структур. Такое происхождение имеют трещины в пределах одного пласта, а также пересекающие несколько пластов независимо от их состава и мощности. Аналогичное явление наблюдается в приконтактных трещинах, развитых на границах пород различного лито логического состава. Лишь трещины по слоистости (или по плоскостям, близким к ней, как, например, трещины кливажа) и диагональные к слоистости представляют исключение из преобладающих трещин, ориентированных в основном перпендикулярно к напластованию пород. Их происхождение связано с влиянием как первичных, так и вторичных процессов растворения (преимущественно в карбонатных породах) и односторонними направлениями тектонических деформаций в пластичных породах. При изучении трещиноватости горных пород с целью определения их коллекторских свойств основной интерес представляют тектонические трещины. Трещины, которые можно наблюдать невооруженным глазом в обнажениях, горных выработках, в керне, называют макротрещинами. В отличие от них трещины, различимые лишь в шлифах под микроскопом, называют микротрещинами. Верхний предел раскрытости (ширины) микротрещин условно принято считать равным 100 мк. В целом трещиноватость (макро- и микротрещины) в горных породах характеризуется относительно правильными геометрическими системами трещин. В общем случае геометрическая сетка состоит из двух основных систем вертикальных (к слоистости) трещин с взаимно перпендикулярными направлениями. В отдельных случаях геометрическая сетка трещиноватости горных пород может быть представлена одной системой горизонтальных трещин по отношению к плоскостям напластования (рассланцованные, тонкослоистые породы) или тремя перпендикулярными системами (мергели), или сочетанием нескольких различно ориентированных систем (глины), создающим впечатление «бессистемного» (хаотичного) расположения трещин. Установленная закономерность в расположении и ориентировке трещин в горной породе может рассматриваться как один из главных признаков, позволяющих определить такие важные параметры, как интенсивность трещиноватости и направление главных систем трещин. Интенсивность трещиноватости пласта обусловливается общим количеством развитых в нем трещин и зависит от его литологического состава, степени метаморфизма пород, мощности вмещающей среды и структурных особенностей залегания пласта.
На коллекторские свойства трещиноватых пород значительное влияние оказывает литологический фактор; характер распределения и интенсивность проявления трещиноватости тесно связаны с вещественным составом исследуемых пород и структурно-текстурными особенностями; наиболее трещиноватыми являются доломитизированные известняки, затем чистые известняки, доломиты, аргиллиты, песчано-алевритовые породы, ангидрито-доломитовые породы и ангидриты.
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: 1) в песчаниках и алевролитах преобладают открытые микротрещины, реже появляются закрытые; 2) в глинах и аргиллитах также преобладают открытые микротрещины; 3) в мергелях имеются открытые и закрытые микротрещины; 4) в органогенных доломитовых известняках наряду с открытыми широко развиты закрытые микротрещины; 5) 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.
Задание №2.

Методы определения остаточной воды в пластах. Современные исследования показывают, что содержание связанной воды в нефтеносных пластах колеблется от 6 до 70%. Содержание связанной воды в пласте обычно тем больше, чем меньше проницаемость пористой среды и размеры поровых каналов, чем больше число этих каналов и удельная поверхность пород и чем меньше количество поверхностно-активных веществ в нефтях, содержащихся в пласте. Связанная вода обычно содержит больше солей, чем морская, и характеризуется большим разнообразием природы и количества растворенных ионов. Для определения объема пор, занятых нефтью, необходимо знать количество содержащейся в нем связанной воды, т.е. коэффициент водонасыщенности. Точно установить количество связанной воды по кернам, отобранным колонковыми долотами при промывке скважины глинистым раствором, нельзя, так как в процессе отбора керна колонковым долотом и при подъеме его из скважины вода из глинистого раствора попадает в образец породы и искажает истинное содержание в нем воды. Для более точного определения количества связанной воды необходимо бурить специальные скважины, ствол которых при вскрытии продуктивного пласта и отбора керна для лабораторного исследования заполняют промывочной жидкостью, приготовленной на нефтяной основе. Проникающая в этом случае в керн нефть не искажает содержания в нем связанной воды, так как даже при наличии значительных градиентов давления избыточное капиллярное давление, под которым находится в порах связанная вода, превышает эти давления и связанная вода прочно удерживается в порах породы. Если бурение специальных скважин с применением промывочной жидкости на нефтяной основе не производилось, то представление о содержании связанной воды в породе можно получить путем использования различных косвенных методов. К их числу относятся: 1) определение зависимости между проницаемостью пласта и его водонасыщенностью; 2) определение зависимости между капиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью (метод капиллярных давлений); 3) метод центрифугирования; 4) определение содержания хлоридов в керне. Рассмотрим каждый метод отдельно. 1. Исследованиями установлено, что водонасыщенность нефтяных пластов с увеличением проницаемости пород уменьшается. Однако из сопоставления кривых Маскета, Джонса и Закса следует, что для каждого месторождения, точнее для каждого пласта, зависимость водонасыщенности от проницаемости имеет свою особенность. Следовательно, осредненные кривые П. Джонса, рекомендуемые им для оценки водонасыщенности мелкозернистых, средне-зернистых и крупнозернистых песков, а также известняков, не могут претендовать на универсальность. Поэтому применение этих кривых для определения коэффициента нефтенасыщенности при подсчете запасов дает лишь приближенные значения. Эффективное использование зависимости между проницаемостью пласта и его водонасыщенностью возможно толь­ко после построения ее по фактическим данным для конкретного исследуемого пласта.
2. Сущность метода капиллярных давлений вкратце заключается в следующем. Проэкстрагированный и высушенный образец породы насыщают под вакуумом керосином или водой и помещают в цилиндр с полупроницаемой мембраной. Затем путем нагнетания в цилиндр воздуха или керосина, если образец насыщен водой, последовательно создают все более повышающиеся давления. При этом каждое давление поддерживается постоянным все время, пока происходит вытеснение жидкости из тех пор, в которых капиллярное давление преодолено давлением в цилиндре. В процессе проведения опыта количество вытесненной из образца жидкости при каждом давлении определяют взвешиванием. По полученным данным строят кривую зависимости между капиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью.
Минимальная водонасыщенность, получившаяся при опыте, будет характеризовать количество связанной воды в данном образце породы. Недостатком метода капиллярных давлений является длительность проведения опыта, продолжающегося иногда несколько недель. 3. Метод центрифугирования был разработан А. Ф. Лебедевым и применен им для изучения движения почвенных и грунтовых вод. При этом методе исследуемый образец породы экстрагируют, высушивают и насыщают под вакуумом водой, которую удаляют из образца центрифугированием. Вода, удерживающаяся в породе, определяется по разности весов между образцом со стабильной остаточной водой после центрифугирования и сухим образцом. Так как центрифугирование продолжается несколько минут, то этот метод имеет преимущество перед описанными выше в быстроте выполнения работы. Однако при этом методе, а также и при методе капиллярных давлений не воспроизводятся пластовые условия, что собственно и делает их приближенными методами оценки содержания связанной воды в породе. 4. Существует еще метод оценки водонасыщенности нефтеносных пород путем определения содержания в них хлоридов. Метод основан на определении процентного содержания хлоридов в связанной воде исследуемого пласта и сопоставлении с ним содержания хлоридов в других кернах пласта. Однако исследования показали, что определения содержания связанной воды в керне, полученные по этому методу, дают большие отклонения от истинного содержания связанной воды в пласте, чем все описанные выше методы. Это объясняется тем, что состав связанной воды может сильно отличаться от состава пластовой воды. При рассмотрении вопроса о нефтенасыщенности пород большое значение для определения содержания связанной воды в породах имеют промыслово-геофизические методы, которые следует широко применять. Для более рационального использования геофизических данных необходимо производить комплексные исследования, сопоставляя результаты определения нефтегазонасыщенности геофизическими методами с данными, полученными в специальных скважинах, пробуренных с применением растворов на нефтяной основе. Применение косвенных методов определения коэффициента нефтенасыщенности связано с тем, что в настоящее время еще нет раз­работанной методики и аппаратуры для отбора керна с сохранением пластовых условий, что позволило бы непосредственно определять коэффициент нефтенасыщения.
Задание №3. Задача. Определить карбонатность пород при действии соляной кислоты. Дано: Количество породы: а = 7,5 г. Количество выделившегося углекислого газа (СО2 ): V = 81 см3 . Температура в момент определения СО2: Т = 23 °С. Барометрическое давление: Р = 750 мм.рт.ст. Под карбонатностью пород нефтяных месторождений подразумевается суммарное содержание в них солей угольной кислоты: соды Na2CO3, поташа K2CO3, известняка CaCО3, доломита CaCО3 . MgCO3, сидерита FeCO3 и т.д. Содержание этих солей в нефтесодержащих породах колеблется в широких пределах. При определении карбонатности пород все расчеты ведутся на СаСО3. Для определения карбонатности пород существуют три способа: 1) Способ, основанный на титровании раствора HCl при взаимодействии его с карбонатами. 2) Способ, основанный на определении веса углекислоты; 3) Способ, основанный на определении объема углекислоты. Наиболее распространенным и простым из них является способ, основанный на измерении объема СО2 при выделении его из породы в процессе воздействия на нее соляной кислотой. Содержание карбонатов в пересчете на СаСО3 по найденному объему СО2 (в %) подсчитывают по формуле: Vp Кa = —— , где 4,4 a Ка – содержание СаСО3 в породе в %; V – найденный объем СО2 в см3 ; р – вес 1 см3 при температуре и барометрическом давлении во время отсчета в мг; а – вес исследуемого образца в г. p = 1,832 мг (из таблицы «Пересчет миллилитров СО2 в миллиграммы») Ответ: Карбонатность данной породы при заданных условиях равна 4,5 %.
Литература. 1. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. Изд. «Недра». М. 1971г. 2. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Изд. «Недра». М. 1982г. 3. Котяхов Ф.И. Физика нефтяного и газового коллектора. Изд. «Недра». М. 1997г. 4. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. Изд. «Недра». М. 1982г.