Литология коллекторов

Основные закономерности локализации углеводородов

 

Подавляющее большинство известных месторождений нефти и газа залегают в осадочных толщах: терригенных, карбонатных, гораздо реже – в вулканогенно-осадочных; в структурно-тектоническом отношении - в седиментационных прогибах. Совокупность нефти, природного газа и воды в пустотном пространстве пород, где возможна миграция флюидов в зависимости от градиента давления или гравитационной дифференциации. Наличие изолирующих флюидоупоров (покрышек, экранов) не выпускающих флюиды из ловушек. Мощность нефтегазоносных толщ – от десятков метров до нескольких километров.

Коллекторы – песчано-алевролитовые (терригенные, гранулярного типа) и карбонатные (трещинно-кавернозного типа).

Пористость (А) и проницаемость (Б). А) Общая = Vпор/Vпороды (х100%); открытая = Vсообщающихся пор/Vпороды (х100%) – для песчаных коллекторов примерно равна общей пористости; эффективная (нефтенасыщенная) = Vпор с нефтью и газом/Vпороды (х100%).

Проницаемость (Б) отражает способность породы пропускать через себя флюиды – К (коэффициент) проницаемости. 1 дарси – проницаемость, при которой через 1 см² при D = 1 атм на расстояние 1 см проходит 1 см³ флюида с вязкостью 1 сантипуаз. А и Б строго не связаны, но для однотипных пород корреляция между ними линейная и прямая.

A = f’(1/ρ); ρ = f’’(H); A = f’’’(1/H), где ρ - плотность флюида, H - глубина.

Терригенные коллекторы - основной их тип, с ними связаны 58% запасов нефти и 77% запасов газа. В их составе преобладают песчаные и алевритовые частицы, в подчиненном количестве - глинистые фракции. Бывают и чисто песчаные коллекторы, сцементированные и несцементированные (песок - песчаник). Разная пористость связана с разной укладкой зерен в терригенной породе. Теоретическая пористость (при идеальной шарообразной форме зерен и равном их диаметре) может составлять 25,8; 36,7 и 47,6% (максимум!). Реальная пористость существенно меньше из-за разных размеров частиц, присутствия цемента. Максимальная пористость – у хорошо окатанного отсортированного несцементированного песка. Обычная величина пористости промышленных коллекторов 10-20%, минимальная - около 5%.

Проницаемость песчанистых коллекторов составляет от десятых и сотых долей до первых единиц дарси (редко). Поэтому измеряется она обычно в миллидарси: 1 мд = 10^-3 дарси. Для пород-коллекторов учитывается раздельно проницаемость для нефти, газа и воды, обладающих различными фильтрационными свойствами. Максимально возможные глубины формирования залежей углеводородов – до 9-10 км.

Карбонатные коллекторы содержат 42% разведанных запасов нефти и 23% запасов газа. Они представлены рядом пород: известняки – доломитистые известняки – доломиты. В них пустотное пространство относится к каверновому и трещинному типу, поэтому причинами формирования пористости являются вторичные процессы: 1) выщелачивание, 2) перекристаллизация, 3) доломитизация известняков, 4) тектонические нагрузки.

Пористость карбонатных пород ниже чем у терригенных (у промышленных коллекторов - до 3% и менее), но проницаемость, при прочих равных условиях, может быть и выше. Среди карбонатных пород, ракушечники близки по коллекторским свойствам песчаникам.

 

Экзотические коллекторы углеводородов.Биогенно-кремнистые породы (силициты) по диатомитам. Кремнисто-глинистые породы - бажениты (породы баженовской свиты мезозоя в разрезе Западной Сибири). Тонкоплитчатые, микролинзовидные породы с органическим веществом. Пористость 5-10%, проницаемость 2,5-5 миллидарси. Генезис этих пород вероятно вторичный.

Вулканогенно-осадочные породы - туфы, туффиты, туфо-песчаники, близкие по коллекторским свойствам к терригенным породам.