Породы-коллекторы

Любая горная порода, обладающая пористостью, проницаемостью и способностью аккумулировать в себе УВ, а также запасы подземных вод имеет право называться коллектором. Основным свойством пород-коллекторов является наличие пустотного пространства, которое и заполняют флюиды.

Все типы горных пород характеризуются наличием пустотного пространства, но отдавать флюиды могут далеко не все из них. Способности пород вмещать и отдавать при разработке нефть, газ и воду неодинаковы. Основные признаки, характеризующие качество пород-коллекторов: пористость, проницаемость, плотность и насыщенность пор флюидами. Совокупность этих признаков, охарактеризованных количественно, определяет коллекторские свойства породы в целом.
Практически все известные месторождения нефти и газа заключены в осадочных породах. Выветрелые и трещиноватые разности изверженных и метаморфических пород содержат лишь немногочисленные и небольшие залежи.
В России на долю нефтяных и газовых залежей, приуроченных к породам- коллекторам терригенного состава (песчаники, пески, алевролиты и алевриты), приходится 74 %, к карбонатным коллекторам (известняки, доломиты) - 18 % и к терриген- но-карбонатным - 8 %. Доля терригенных коллекторов при рассмотрении газовых и газоконденсатных залежей увеличивается до 81 % [27].
Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами и трещинами. Некоторая часть его образована организмами (пустотное пространство в рифогенных известняках, полости в раковинах и т. д.). Процент содержания пустот в породе носит название пористости (porosity).
Наиболее обычный тип пустот - промежутки между зернами крупнозернистых осадочных пород, подобных песчаникам. Размер зерен не влияет на процент пористости, если этот размер одинаков, но при смешении зерен разного размера мелкие зерна частично заполняют пространство между крупными, уменьшая тем самым процент пористости. Итоговая пористость обломочных пород зависит от степени последующей цементации зерен; цемент породы осаждается из циркулирующих вод (таковы многие карбонатные, сульфатные и другие «хемогенные» цементы; весьма распространенные глинистые цементы образуются при одновременном осаждении песчаных зерен и глинистых частиц). Если цементация полная, то пористость не сохраняется.
Другой распространенный тип пустот - это каверны растворения в карбонатных породах - известняках и доломитах. Всякий раз, когда такие породы находятся в зоне проникновения или циркуляции подземных вод, они в какой-то степени растворяются, и результатом может быть образование высокопористых пород. Размер каверн выщелачивания изменяется от микроскопических пор до гигантских пещер. Еще одним типом природных пустот являются каверны выветривания, а также трещины и щели (рис. 5.6).
Количественно пористость оценивают коэффициентом, представляющим собой отношение объема пор к объему породы, выраженное либо в процентах от объема породы, либо в долях единицы. Выделяют несколько типов пористости: первичную, вторичную, общую, закрытую, открытую, эффективную.
Под первичной пористостью (Primary porosity) понимается поровое пространство, возникающее при выпадении осадка.
Вторичная пористость (Secondary porosity) или постседиментационная, представляет собой поровое пространство, сформированное после того, как осадок был отложен, под влиянием процессов (например, растворения, трещиноватости и т. д.) (фототабл. 5.1).
Общая пористость определена как количество порового пространства внутри породы, выраженного во фракциях или процентах. Это своеобразная мера приемистости породы.

Рис. 5.6. Типы порового пространства в осадочных породах
Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (тп) в процентах зависит от объема всех пор:

Открытая пористость представляет собой объем открытых пор в породе. Коэффициент открытой пористости (то) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

Эффективная пористость породы определена, как свойство породы аккумулировать углеводороды, т. е. это объем сообщающихся между собой пор. Коэффициент эффективной пористости (тэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор, через которые идет фильтрация.

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие. В общем случае, для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

Фототабл. 5.1. Западно-Моисеевская пл., скв. 31-П
Пористость -40 %, видны зерна растворенных ПШ вплоть до образования реликтов. Пористость вторичная. Фото Жуковской Е.А.

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы. В зависимости от размера выделяют: мегапоры _ полости, средний радиус которых превышает 10 мм, иногда карстовые полости, достигающие нескольких метров; сверхкапиллярные поры, с размером от 0,1 до 10 мм; капиллярные поры с размером от 1х10-3 до 0,1 мм и субкапиллярные поры, размеры которых определены, как менее,
_3
чем 1^10 [27; 122]. Типичная межзерновая пористость в песчано-алевритовой поро
де представлена на рис. 5.7.

Рис. 5.7. Пример типичной
межзерновой пористости:

Поры между смоченными водой зернами
песчаника заполнены флюидами и тонкими
слоями глины: 1 - зерна песчаника;
2 - свободная вода в открытом поровом
пространстве; 3 - капиллярно-связанная
вода; 4 - вода, удерживаемая глинами; - нефть в породе
Факторы, влияющие на первичную пористость.
Диапазон величин пористости для резервуара любой глубины значителен и является результатом взаимодействия большого числа факторов. Они не обусловлены повышением растворения в связи с возрастанием давления, создаваемым вышележащими толщами, но связаны со всеми формами цементации. Факторы также обусловлены средой седиментации, задающей первичную пористость осадков, характер распределения зерен, их форму, механические свойства и химическую стабильность исходных компонентов, а также природу и давление поровых флюидов [143].
Пористость только, что отложенного осадка зависит от пяти основных факторов: размерности зерен; от их формы; от сортировки, упаковки и степени окатанности. Теоретически, пористость не зависит от размера зерна, но практически, пористость имеет тенденцию увеличиваться с уменьшением размера зерен. В плохо сортированных осадках, маленькие зерна могут размещаться между большими зернами и мешать фильтрации. Пористость уменьшается экспоненциально с захоронением (погружением).
Измерение пористости резервуара. Для измерения пористости в образцах пород используют цилиндрики керна, полный керн (для конгломератов или кавернозных карбонатов) или керн, выбуренный из стенки скважины Ртутная порометрия Визуальная оценка или CAT Scanner
Каротажи в открытом стволе.
Измерение пористости в скважинных (пластовых) условиях): нейтронный каротаж акустический каротаж плотностной каротаж
В практике нефтяной геологии в настоящее время широко используется оценочная классификация песчано-алевритовых коллекторов нефти и газа с межзерновой пористостью [122]. Основные параметры этой классификации представлены в табл. 5.1. Данная классификация отражена в многочисленной отечественной геологической литературе и используется в рамках современного фациально-генетического подхода к проблеме интерпретации данных промысловой геофизики, керна и седиментологии терри- генных осадочных образований.

Классификация терригенных коллекторов (по А.А. Ханину)

Класс коллектора	Породы	Эффективная пористость, %	Проницаемость по газу, мД	Характеристика коллектора по проницаемости и емкости
I	Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый	gt;16,5 gt;20 gt;23,5 gt;29	gt;1000 «» «» «»	Очень высокая
I I	Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый	15-16,6 18-20	500-1000 «»	Высокая
I I I	Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый	23,5 26,5-29 11-15 14-18 16,8-21,5 26,5	500-1000 «» 100-500 «» «» «»	Средняя
IV	Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый	5,8-11 8-14 10-16,8 12-20,5	1-100 «» «» «»	Пониженная
V	Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый	0,5-5,8 2-8 3,3-10 3,6-12	1-10 «» «» «»	Низкая
VI	Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый	lt;0,5 lt;2 lt;3,3 lt;3,6	lt;1 «» «» «»	Весьма низкая

Существенным недостатком представленной классификации является отсутствие контроля между пористостью и проницаемостью в пределах выделенных классов коллекторов в связи с качественным подходом систематизации пористости и проницаемости от гранулометрической неоднородности терригенного резервуара.
В практике зарубежных исследований интеграция параметров пористости и проницаемости при описании ФЕС гранулярного коллектора рассматривается в свете концепции гидравлических единиц потока (коллектора) [143; 150], позволяющих выделять типы пород с близкими характеристиками порового пространства. Вариация геометрии пор, обусловленная седиментационными и диагенетическими процессами, определяет существование различных типов коллектора - гидравлических единиц, которые имеют связь как со статическими (пористость, распределение пор по размерам), так и динамическими (абсолютная и фазовые проницаемости, функция капиллярного давления) параметрами резервуара.
Согласно формулировке (Amaefulle и др. 1993) гидравлическая единица коллектора определяется как:
«представительный элементарный объем породы внутри, которого геологические и петрофизические свойства, влияющие на течение жидкости, взаимно согласованы и предсказуемо отличны от других пород» [150].

Помимо петрофизических параметров гидравлические единицы имеют пространственное развитие, подчеркивая литологическую и фациальную неоднородность коллектора. Возможность HU характеризовать фильтрационно-емкостную неоднородность резервуара в пространстве, позволяет выбрать ее в качестве базового элемента при построении математической модели коллектора.
Влияние на пористость аутигенного минералообразования. На свойства песчано-алевритовых резервуаров, помимо седиментационных причин (текстурных особенностей, гранулометрического и минералогического состава аллотигенной части, количества и состава цемента) значительно влияют последующие преобразования, пород. Общеизвестен целый ряд общих закономерностей в изменении коллекторских свойств пород в результате диа- катагенетических процессов, протекавших в них. Но значение отдельных факторов и степень влияния на фильтрационно-емкостные параметры отложений в каждом конкретном случае далеко не равнозначно.
Главной причиной таких вариаций являются седиментационные условия формирования того или иного коллектора. Помимо генезиса первичной матрицы на пористость значительно влияют вторичные минералы, формирующиеся в поровом пространстве на стадии диагенеза. Свой отпечаток накладывают и углеводороды, циркулирующие в поровом пространстве и соприкасающиеся как с породой, так и вновь образованными минералами.
Характер распределения вторичных минералов, их ассоциации, количество, возможно, изучать традиционными петрографическими методами, включающими количественно минералогический подсчет новообразований в шлифах, наиболее типичные особенности минералов, их взаимозамещения и минеральные ассоциации [82; 100].
Какие же аутигенные минеральные образования наиболее распространены
в терригенных коллекторах месторождений Томской области?
По данным многих авторов, аутигенные минеральные ассоциации представлены различными минералами, разных минеральных генераций. Вторичная минерализация в отложениях тюменской и васюганской свит (средняя - верхняя юра) сводятся к появлению в песчано-алевритовых и глинистых породах минералов, не свойственных первоначально отлагавшемуся осадку (аутигенных карбонатов - сидерита, кальцита, доломита), пирита, марказита, гидроокислов железа, каолинита, кварца и лейкоксена. Также в породах широко развита серицитизация, слюдизация, сидеритицация и каолинитизация [82].
В юрском разрезе аутигенное минералообразование носит закономерный характер, что выражается в определенной зональности суммарного распределения вторичных минералов и обусловлено рядом причин. Важнейшими причинами, обусловившими подобные явления, являются: унаследованность вторичных изменений в зависимости от состава пород вверх по разрезу, по мере удаления от фундамента к верхним частям чехла; фациальная изменчивость, особенности аутигенеза в разнофациальных осадках, а также процессы, связанные с миграцией УВ, формированием и разрушением залежей. В общем случае, в отложениях верхней юры (васюганская свита) происходит уменьшение кальцита и лейкоксена при одновременном возрастании доли пирита. В нижних частях разреза вблизи фундамента отмечается повышенное содержание сидерита [82].
Ниже приведена краткая характеристика аутигенных минералов, наиболее часто встречаемых в разрезах скважин.
Наиболее широко распространены аутигенные карбонаты. Они встречаются в виде рассеянной тонкой сыпи в песчаниках и глинах, слагают конкреции (образования пластовые и линзовидные) мощностью от нескольких см до 1-1,5 м, образуют псевдоморфозы по флористическим и фаунистическим остаткам, микрожелваковые включения, стяжения выполняют трещины. Карбонатные минералы весьма агрессивны (часто) по отношению к обломочным зернам и замещают их либо частично, либо полностью. Количество карбонатов колеблется в широких пределах и составляет от 2-3 до 2030 %, изредка возрастая до 40-50 %.
Кальцит образует основную массу цемента только в отдельных прослоях песчано-алевритовых пород. В рассеянном виде он присутствует редко. Кальцит однозначно влияет на ФЕС коллекторов. Его появление в составе песчаников всегда ведет к ухудшению качества коллектора.
Сидерит образует пелитоморфные агрегаты, присутствует в виде сферолитов, неправильных включений с тонкозернистой структурой и реже мелких ромбоэдрических кристаллов и их срастаний, входят в состав сложного цемента, сплошного, крустификаци- онного, пятнистого и пойкилитового типов. Сидерит преобладает в породах с низкой пористостью. Он распределяется обычно послойно в виде пелитоморфных микрожелвачков, примазок, образует псевдоморфозы, но органическим остаткам, реже перекристаллизован в сферокристаллы, инкрустационные каемки и единичные микро-мелкозернистые агрегатные скопления. Содержание и распространение сидерита в породах контролируется фациальными особенностями: и зависит напрямую от его гранулометрического состава. Так, в песчаных породах минерал, как правило, приурочен к наиболее тонкой фракции и не слагает сплошной мономинеральный цемент, всегда находясь в ассоциации с другими минералами. А в отдельных алевритовых породах он может слагать почти мономинеральные пластовые тела мощностью до нескольких сантиметров. Корреляционные связи между пористостью и содержанием сидерита отрицательны и при больших количествах минерала достаточно высоки, малые же содержания минерала снижают пористость незначительно.
Пирит (или его модификация - марказит) выделяется спорадически, встречается в породах в виде мелких стяжений, шариков, кубических кристаллов, скоплений плохо образованных зерен, радиально-лучистых агрегатов, неправильных пятен или в виде псевдоморфоз по органическим остаткам, тонкой сыпи по твердому окисленному битуму, биотиту и в дисперсной форме (фототабл. 5.2). Пиритизированные породы содержат от 1 до 5 % пирита, в единичных случаях его количество поднимается выше. Повышенная пиритовая минерализация часто присутствует в битумсодержащих подзонах ВНК или перекрывающих нефтяную залежь глинистых покрышках, а также в глинисто-алевритовых породах, насыщенных рассеянными растительными остатками, с которыми генетически связан пирит [82].
Его количество резко зависит от фациальных условий накопления осадка. Более обогащены пиритом, отложения верхневасюганской подсвиты прибрежно-морского происхождения, особенно песчаники пластов подугольной толщи. Именно здесь отмечается цементация песчаников с образованием участков с почти мономи-неральным пиритовым цементом. Чаще же в песчаниках и алевролитах пирит развивается локальными участками и уничтожает поры лишь в местах их образования, сохраняя в несцементированных участках песчаного пласта его хорошие фильтрационные свойства. При этом снижение емкостных свойств зависит от размеров участков и частоты их встречаемости, а корреляционные связи пирита с пористостью пород не всегда устанавливаются достаточно надежно.
Гидроокислы железа в разрезе тюменской свиты встречаются редко. Чаще всего отмечается их присутствие в водонасыщенной части нефтяных пластов в виде пленочного цемента в песчаниках и алевролитах. Их содержание невелико и колеблется в пределах 1-2 %. Лишь в участках с наложенной карбонатизацией наблюдается повышенное значение гидроокислов железа, сохраненное вследствие консервирующего действия карбонатного цемента [100].

Фототабл. 5.2. Вахская пл., скв. 108. Мелкие скопления пирита в поровом пространстве. Вторичная пористость (ширина шлифа - 0,96 мм). Фото: Жуковской Е.А.

Каолинит глинистый минерал с наиболее простой структурой и наиболее однородный по составу. Он образуется как при гидротермальном изменении, так и при поверхностном выветривании полевых шпатов. Каолинит - обычный обломочный глинистый минерал в отложениях, образовавшихся за счет размыва выветрелых гранитов и гнейсов. При диагенезе каолинит часто подвергается существенной перекристаллизации с образованием характерных каолинитовых пачек. В некоторых отложениях также часто встречаются гармошковидные агрегаты или червеобразные кристаллы каолинита.
Это один из наиболее распространенных аутогенных минералов встречаемых в песчаных породах. Он развивается в поровом пространстве проницаемых разностей, а также является вторичным минералом, замещающим калиевые полевые шпаты, гидрослюды, хлорит. Каолинит образует полигональные чешуйчатые агрегаты в порах, вееро- и вермикулитоподобные вытянутые скопления по слюдистым минералам и хлориту. Содержание каолинита составляет от 2 до 7 % и находится в прямой зависимости от зернистости песчаных пород и от их проницаемости. Он имеет равномерное распределение в поровом пространстве и особенно характерен для песчаников с более крупнозернистым составом. Как правило, наиболее крупнозернистые разности обладают повышенными коллекторскими свойствами. С большей зернистостью пород связаны не только конфигурация и размер порового пространства, но и наблюдается более высокая степень раскристаллизации каолинита с образованием равномернозернистых и вермикулитоподобных агрегатов каолинита. При этом между отдельными зернами каолинита сохраняется свободное поровое пространство в виде щелевидных и интерстициальных промежутков. Процессы преобразования пород при поступлении нефти в коллектор также способствуют структурному преобразованию каолинита в поровом пространстве, увеличивая степень кристалличности минерала [100].
Аутигенный кварц постоянно присутствует в песчано-алевритовых породах. Он нарастает в виде репарационных оболочек на первоначально окатанных обломках, придавая последним остроугольную или зубчатую форму. Разрастание кварцевых зерен происходит за счет свободного порового пространства или за счет уплотнения рыхло заполненных пустот в проницаемых участках, Это приводит к осложнению порового пространства и уменьшению объема сообщающихся пор и, как следствие, к ухудшению фильтрационно-емкостных качеств пород-коллекторов. В случае скопления в проницаемых участках нескольких близко расположенных кварцевых обломков при регенерации происходит срастание последних с образованием агрегатов с плотной непроницаемой кварцитовидной структурой. В небольших количествах на самых ранних стадиях катагенеза при выделении аутигенного кварца отмечается образование зерен с хорошо выраженными кристаллографически - гранями, ребрами, вершинами. Они образуют прочные сливные контакты между соседними зернами, и при неполном заполнении первичных пор тем самым как бы консервируют имеющееся свободное поровое пространство между обломками и в дальнейшем препятствуют сокращению порового пространства при увеличении геостатической нагрузки в последующие этапы существования породы [82].
Лейкоксен образует неправильные пятна, рассеянные в песчаных породах, иногда пленки вокруг терригенных зерен. Чаще всего это мелкие и тонкие бесформенные примазки в водоносной части продуктивных пластов, а также рассеянная сыпь по всему разрезу. Содержание аутогенных титанистых минералов невелико и составляет 1-3 %.
Проницаемость (Permeability) - это свойство пород быть проводником при движении жидкостей или газов. Наряду с пористостью, это один из самых важных параметров коллектора. Неизменно проницаемость определяется экспериментальным путем - объемным расходом невзаимодействующей с породой жидкости, имеющей определенную вязкость и протекающей через заданное поперечное сечение горной породы, перпендикулярное заданному градиенту давления. Может быть оценена по шлифам или в результате анализа размерности зерен.
Единицей проницаемости в системе СИ является м2 внесистемной единицей, широко распространенной в нефтепромысловой практике является Дарси (Д), при этом 1 Дарси приблизительно = 1 мкм2 (рис. 5.8).

Рис. 5.8. Проницаемость горных пород и закон Дарси
Так же как и пористость, проницаемость делится на несколько типов: абсолютную, эффективную, относительную.

Под абсолютной (физической) проницаемостью понимается проницаемость горной породы, измеренная при фильтрации через нее однородной жидкости или газа.
Эффективная проницаемость - это способность пород, насыщенных водонефтегазовыми смесями пропускать отдельно нефть, газ и воду (проницаемость одного флюида в присутствии одного или большего числа флюидов)
Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости конкретного флюида к абсолютной проницаемости в процентах
Факторы, влияющие на проницаемость. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов. На первичную (осадочную) проницаемость накапливаемого осадка влияет тот же набор факторов, что и на пористость пород. Из них наибольшее влияние, в плане улучшения оказывает параметр сортировки. С увеличением времени захоронения (постседиментационные изменения, диагенез) проницаемость породы может либо увеличиваться, либо уменьшаться.
Некоторые глины имеют такую же высокую пористость, как и песчаники, но они непроницаемы, так как размер их пор очень мал. Чем крупнее поры, тем выше проницаемость. Прямой связи между пористостью и проницаемостью, в общем, нет, хотя обычно породы с невысокой пористостью (10-15 %) имеют также и низкую проницаемость. Если проницаемость мала, то нефть будет только слабо сочиться из породы и продуктивность окажется ниже экономически эффективной. Поэтому трудно извлекать нефть из глин, хотя обильные признаки нефти в них имеются во многих районах мира. Методы извлечения нефти из глинистых пород разрабатываются.
Классификация коллекторов.              Наиболее распространенными породами-
коллекторами являются песчано-алевритовые и карбонатные разности, но известен также ряд пород, обладающих необходимыми геологическими или структурными характеристиками, которые позволяют им содержать нефть или газ в промышленных количествах в своем поровом пространстве. К таковым относятся трещиноватые глины (аргиллиты), конгломераты, зоны выветривания на древних поверхностях гранитов и серпентизированные магматические образования [122].
В настоящий момент существует несколько категорий классификаций пород- коллекторов. Общие из них базируются на генезисе, составе и строении проницаемых пород; структуре, морфологии и времени формирования пустотного пространства (классификации М.К. Калинко, 1958 г; А.А. Ханина, 1969 г.). Классификации оценочные представляют качество пород-коллекторов в численных значениях по фильтрационно-емкостным параметрам. Составляются такие классификация для конкретной литологической группы пород (карбонатных, терригенных и т. п.) (классификации

Г.И. Теодоровича, 1958 г.; И.А. Конюхова, 1961 г.; А.А. Ханина, 1969 г. и др.). Для решения конкретных задач предложены классификации генетические, морфологические, по типу пустотного пространства и т. п.
Почти все существующие классификации достаточно формальны. Группы и классы, выделяемые в них, относительны, так как представление о коллекторах изменяется, а технические средства позволяют вовлекать в разработку все более и более «плохие» коллекторы [90; 100; 122].
По характеру и природе порового пространства Н.Б. Вассоевич и М.К. Калинко (1958 г.) предложили разделять все коллекторы на две большие группы: Коллекторы с межзерновыми (межгранулярными) порами:
а)              межзерновое пространство свободное;
б)              в межзерновом пространстве присутствует: цемент и заполняющее вещество; Коллекторы с межагрегатным поровым пространством:
а)              кавернозные: микрокавернозные; собственно кавернозные (макрокавернозные);
б)              трещиноватые: микротрещиноватые; макротрещиноватые.
Коллекторы, отнесенные в данной классификации к I группе, образованы терри- генными породами, в которых поровое пространство находится между минеральными зернами. Они обладают большей емкостью и проницаемостью. Коллекторы II группы - кавернозные и трещинные известняки, доломиты или доломитизированные известняки (карбонатные породы) характеризуются значительным развитием трещиноватости и кавернозности [16; 51].
В настоящее время наиболее широко применяется классификация А. А. Ханина (ВНИИГАЗ), который на анализе большого фактического материала установить зависимость между величинами пористости (полезной емкости) и проницаемости для отдельных групп коллекторов, выделяемых по гранулометрии (среднезернистые и мелкозернистые песчаники, алевролиты с преобладанием крупноалевритовой фракции и с преобладанием мелкоалевритовой фракции) [122].
На основе анализа построения кривых было выделено шесть классов коллекторов (I, II, III, IV, V, VI) с проницаемостью соответственно свыше 1000 мД, от 1000 до 500, от 500 до 100, от 100 до 10, от 10 до 1 мД и менее. Каждому типу песчано-алевритовых пород в пределах того или иного класса соответствует своя величина эффективной пористости. Породы, относящиеся к VI классу с проницаемостью менее 1 мД, обычно в естественных условиях содержат 90 % и более остаточной воды и не являются коллекторами промышленного значения. С учетом гранулометрического состава пород классификация терригенных коллекторов, по А.А. Ханину, представлена в табл. 5.1.
Схема общей классификации коллекторов, принятая в МИНГ им. И.М. Губкина, базируется на литологическом составе пород, структуре и морфологии порового пространства. Высшим элементом приняты группы коллекторов, выделяемые по литологическому составу (обломочные, глинистые, карбонатные, магматические, метаморфические, кремнистые, сульфатные). Редко встречающиеся метаморфические, магматические кремнистые, сульфатные группы коллекторов и коры выветривания объединены в одну группу.
По поровому пространству выделены коллекторы порового, трещинного и смешанного типов (табл. 5.2) [100].
Классификация основана на сопоставлении исходных классификаций, и в ней учтены как структурные признаки породы, так отчасти и их состав. Выделение классов производится в основном по величине открытой пористости, при этом ее границы, а акже границы проницаемости в классах очень широкие (соответственно 10-20 %, 100-1000 мД). Общая классификация коллекторов нефти и газа приведена в табл. 5.3.
Таблица 5.2
Классификация коллекторов нефти и газа

Группа пород	Тип коллектора	Вид порового пространства	Характерные литологические разности пород
1. Обломочные	Поровый	Межзерновой	Пески, песчаники, алевриты, алевролиты, промежуточные разности и калькарениты
	Трещинный	Трещинный	Песчаники и алевролиты регенерационной структуры, прочные песчаники и левролиты с карбонатным цементом
	Смешанный (сложный)	Межзерновой, трещинный	Прочные песчаники и алевролиты с остаточной межзерновой пористостью
2. Карбонатные	Поровый	Межформенный	Биогенные, биохемогенные, оолитовые известняки и доломиты
		Внутриформенный	Биоморфные (фораминиферовые, гастроподовые, коралловые) известняки
		Межзерновой	Доломитистые и доломитовые, хемогенные и криптогенные известняки и доломиты
	Трещинный	Трещинный	Криптогенные доломиты, известняки хемогенные окремнелые и глинистокремнистые
	Смешанный (сложный)	Межзерновой, трещинный, каверновый,	Уплотненные известняки и оломиты различного генезиса
3. Глинистые	Трещинный	Трещинный	Аргиллиты известковые, аргиллиты известковокремнистые
4. Магматические, метаморфические и оры выветривания, кремнистые, сульфатные	Поровый	Межзерновой	Кора выветривания гранитов, гнейсов, силициты
	Трещинный	Трещинный	Метаморфические сланцы, серпентиниты, андезиты, кремнистые породы, ангидриты
	Смешанный (сложный)	Межзерновой, трещинный	Серпентиниты, андезиты

Породы-коллекторы дифференцируют по степени выдержанности литологии, по распространению (региональные, локальные, зональные), по мощности - т. е. по признакам, которые характеризуют их емкость, способность содержать и отдавать флюиды.
В общем, виде породы-коллекторы подразделяются на промышленные нефтеносные, из которых возможно получение достаточных по величине притоков, и непромышленные, из которых получение таких притоков на данном этапе невозможно. Для газа в связи с его подвижностью категория промышленных коллекторов расширяется.
Таблица 5.3
Общая классификация коллекторов нефти и газа (для карбонатных и терригенных пород)

Типы коллекторов	Классы по емкостным и фильтрационным свойствам
Кавернозные в карбонатных и других осадочных, а также выщелоченных магматических и метаморфических породах	1 класс открытая пористость до 40 %, проницаемость до 1000 мД и выше
Гранулярные хорошо отсортированные преимущественно мономинеральные с малым количеством цемента оолитовые известняки Биопустотные рифовые известняки, биоморфные породы	2 класс открытая пористость более 20 %, проницаемость 10-1000 мД
Гранулярные олигомиктового и аркозового состава Карбонатные органогенно-детритусовые	3 класс открытая пористость 15-20 %, проницаемость 10-100 мД
Гранулярные полимиктового состава с высоким содержанием цемента Карбонатные пелитоморфные, мелкозернистые, комковатые, строматолитовые	4 класс открытая 10-15 %, пористость / проницаемость 1-10 мД
Трещинные тектоническая трещиноватость	5 класс трещинная пустотность 2-3 %, проницаемость до 1000 мД
литогенетическая трещиноватость	6 класс трещинная пустотность 5-10 %, проницаемость 10-1000 мД

Номенклатура пород-коллекторов. В практике наименования продуктивных отложений в англоязычных странах применяются своеобразные названия. Наименование породе-коллектору, обнаруженному на определенной территории присваивается по названию какой-либо скважины или залежи на начальном этапе разработки. Название может быть случайно придуманным буровиком или геологом. После употребления его в разговорной речи, попадает в печатные издания, затем приобретает юридический статус и остается во всех документах («песчаник Симпсон»; «кремнистый сланец Уэлч»).
В названии часто отражается глубина залегания одного продуктивного горизонта относительно другого («третий блуждающий пласт»; «пласт первый Уилкокс») или характер соподчиненности одного пласта с другими («песчаник Индианка» - название песчаной линзы, которая обособилась из пласта песчаника «Большой индеец»).
Когда удается установить соответствие погребенной на глубине, какой-либо уже известной осадочной толщи, ей присваивается геологическое название - «песчаник Орискани», «известняк Асмари» и т. п.
В практике нефтепоисковых работ в США обычным является использование в названии фамилии владельца земли, на которой пробурена скважина-испытательница («песчаник Джонс»).
Иногда продуктивная толща может быть названа от названия залежи, при обнаружении которой она была впервые вскрыта («песчаникМирандо» от «залежиМирандо») [63].
В Российской практике принято индексировать нефтяные пласты по мере их вскрытия и геологического изучения разреза осадочной толщи.
В юрско-меловых отложениях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) выделяется от четырех до восьми нефтегазоносных комплексов (НГК), кроме этого выявлены залежи в доюрских отложениях бассейна. Каждый НГК состоит из толщи коллекторских пород и региональной покрышки, изолирующей его от выше- и нижележащих.
Индекс пласта состоит из буквы, обычно соответствующей первой букве стратиграфического подразделения (М - фундамент, Ю - юрский продуктивный комплекс, Б -валанжин-готерив, А - вартовская серия, готерив-баррем, ПК - покурская серия, апт-сеноман). В ряде НГР есть и местные индексы пластов, плохо коррелирующихся с возрастными аналогами в соседних районах (например, НП - новопортовская свита - на Южном Ямале, Ач - ачимовская пачка и др.).
В индексы пластов групп А и Б введена вторая буква, отвечающая районам распространения (например, АС и БС на Сургутском своде, АВ и БВ на Нижневартовском и т. п.). Внутри группы пластов последние индексируются римскими цифрами сверху вниз.
Если два проницаемых пласта или более объединяются за счет изменения литологического состава разделяющих их непроницаемых пластов, то под их индексом ставятся крайние номера объединенных пластов (АСз-3 и БВ 8_9 и т. д.).
Если пласт разделяется на несколько выдержанных пропластков, то для каждого из них в верху индекса пласта ставится порядковый номер пропластка сверху вниз арабскими цифрами. Если пропласток сложен непроницаемыми породами, то номер его ставится в скобках. В необходимых случаях, например, при подсчете запасов нефти и газа, особенно при определении коэффициента нефтеотдачи, могут быть выделены и подразделения еще более дробные, чем пласт и пропласток [57].

<< | >>

↑

Источник: Чернова О.С.. Основы геологии нефти и газа: учебное пособие. 2008

Еще по теме Породы-коллекторы:

- Историческая геология, палеонтология - Геодезия - Геология -