Пористость

Глава 4 Поровое пространство породы-коллектора

Заключение

Порода-коллектор представляет собой природный материал, в котором находятся нефть и газ; это преимущественно песчаные породы, известняки и доломиты. Ни одна из этих пород не является, очевидно, более благоприятной по сравнению с другими, поскольку крупные залежи углеводородов могут быть приурочены как к каждой из них, так и к любой их совокупности. Важным критерием в оценке перспективности предполагаемого нефтегазоносного района является не только порода-коллектор, как один из существенных элементов отдельного природного резервуара, но также (см. гл. 14) объем, характер и изменчивость осадков, распространенных в этом районе. Предполагается, что если имеется большой объем осадков, то в нем обязательно найдется место потенциальной коллекторской породе. Действительно, коллекторами служат столь разнообразные осадочные породы, что вряд ли может случиться, чтобы какой-либо седиментационный бассейн не содержал хотя бы несколько типов пород, которые могут стать коллекторами нефти и газа.

 

Цитированная литература

1. Graba A.W., On the Classification of Sedimentary Rocks, Am. Geol., 33, pp. 228-247, 1904; Grabau's Principles of Stratigraphy, A.G. Seiler and Co., New York, pp. 269-298, 1913. (Генетическая классификация осадочных пород.)

Krynine P. D., The Megascopic Study and Field Classification of Sedimentary Rocks, Prod. Monthly, 9, pp. 12-32, 1945; Juorn. Geol., 56, pp. 130-165, 1948; Tech. Paper 130, School of Mineral Industries, State College, Pennsylvania, 1948. Shrock R.R., A Classification of Sedimentary Rocks, Journ. Geol., 56, pp. 118- 129, 1948. (Упрощенная классификация осадочных пород, основанная на их составе и текстуре.)

Pettijohn F.J., Sedimentary Rocks, Harper and Brothers, New York, pp. 191-194, 1949. (Рассмотрение осадочных пород ведется с позиций времени и способа их образования, а также их тектонической истории.)

Krumbein W.С, Slоss L.L., Stratigraphy and Sedimentation, W.H. Freeman and Co., San-Francisco, pp. 150-189, 1963. (Осадочные породы группируются на основании конечных продуктов отложения.)

2. Wentwоrth Ch.К., A Scale of Grade and Class Terms for Clastic Sediments, Journ. Geol., 30, pp. 377-392, 1922.

3. Shepard F.P., Nomenclature Based on Sand-silt-clay Ratios, Journ. Sed. Petrol., 24, pp. 151-158, 1954.

4. Griffiths J.C, Grain-Size Distribution and Reservoir-Rock Characteristics, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 36, pp. 205-229, 1952.

5. Кrynine P.D., op. cit. (note 1).

6. Krynine P. D., Sediments and the Search for Oil, Prod. Monthly, 9, p. 22, 1945.

7. Jenkins O. P., Geologic Formations and Economic Development of the Oil and Gas Fields of California, Bull. 118, Calif. Div. Mines, 773 p., 1943. (В работе описаны почти все залежи нефти и газа Калифорнии.)

8. Ваrtоn D.С., Sawtеllе G., (ed.), Gulf Coast Oil Fields, Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Oklahoma, 1970 p., 1936. (В работе описаны многочисленные примеры песчаных пород-коллекторов.)

 

Пропуск стр. 95-99

 

Пористость, ее измерение. Проницаемость: измерение, эффективная и относительная проницаемость. Классификация и происхождение перового пространства: первичная, или межзерновая, пористость; вторичная, или промежуточная, пористость; соотношение между пористостью и проницаемостью.

 

Первым из главных элементов нефтегазового природного резервуара является порода-коллектор, а основным физическим свойством последней ‑ ее пористость. Порода должна содержать поры или пустоты таких размеров и характера, которые бы сделали возможной концентрацию нефти и газа в залежь, достаточно крупную для рентабельной разработки. Однако наличия одной пористости еще недостаточно; поры должны быть сообщающимися, чтобы обеспечить фильтрацию нефти и газа сквозь породу. Таким образом, порода должна быть проницаемой, т.е. обладать проницаемостью. В противном случае залежи не было бы пли могли образовываться лишь небольшие скопления и, кроме того, нельзя было бы добыть нефть и газ с помощью буровых скважин, так как отсутствовал бы подток их в достаточном количестве в скважину. Например, пемза не является хорошим коллектором, хотя большая часть объема этой породы может состоять из пор, но эти поры не сообщаются между собой и пористость поэтому неэффективна. Обычная глинистая порода также не может стать коллектором, ибо поры в ней столь малы, что возникающие в них капиллярные силы обусловливают сцепление жидкости с минеральными зернами и удерживают ее в породе. Попытка получить нефть из глинистой породы была бы равносильна стремлению извлечь чернила из промокательной бумаги.

Породы-коллекторы широко различаются между собой по размерам отдельных пор и взаимному их расположению. Эти различия называются первичными, если контролируются: 1) обстановкой осадконакопления, степенью однородности размеров частиц и 3) природой слагающего породу материала. Различия именуются вторичными, когда они обусловливаются процессами, воздействовавшими на осадок после его отложения; к ним можно отнести: 1) образование трещин и раздробление, 2) растворение, переотложение и цементацию, 4) уплотнение под влиянием возрастающей нагрузки перекрывающих отложений.

Каждую пору в породе-коллекторе можно рассматривать в качестве микроскопической модели природного резервуара с заключенной в нем залежью нефти и газа или как микроскопическую лабораторию, где протекают многие физические процессы и химические реакции. Отдельно взятая пора с содержащимися в ней флюидами и со всеми ее свойствами является той элементарной ячейкой, которая, будучи повторена бессчетные триллионы раз, образует залежь и природный резервуар. Поэтому пористость является весьма важным параметром как для геолога-разведчика, так и для инженера-промысловика. Изучение порового пространства и его особенностей составляет предмет петрофизики¹ [1].

¹Точнее, физики нефтегазового пласта или учения о коллекторах, так как петрофизика изучает почти все физические свойства горных пород в широком плане. ‑ Прим. ред.

 

Форму и размеры некоторых отдельно взятых пор можно наблюдать в шламе и кернах невооруженным глазом. Многие поры, однако, удается рассмотреть только под бинокуляром или поляризационным микроскопом, значительная часть элементов порового пространства характеризуется субмикроскопическими размерами. Поры, заполненные нефтью, можно изучать в ультрафиолетовом свете. При ультрафиолетовом облучении отчетливо проявляется флуоресценция мельчайших капель нефти, заключенных невидимых глазу микроскопических трещинках и порах между кристаллами. Некоторые залежи были открыты только благодаря использованию этого высокочувствительного метода обнаружения нефти в породах. При необходимости можно изготовить слепок сообщающихся пор путем нагнетания парафина или другого пластического материала под давлением в обломки породы или образцы керна и последующего растворения окружающего нагнетенную массу минерального вещества. (Так в оригинале текста ‑ А.Ф.). Такой слепок порового пространства обычного песчаника по внешнему облику весьма напоминает кусок хлеба, в то время как аналогичный слепок породы, сложенной угловатыми зернами или кристаллическим веществом, имеет вид леденца. Эффектным способом изучения структуры порового пространства пород может служить стереоскопическое исследование микрофотографий слепков пор.

Характер пористости является результатом сложного взаимодействия различных факторов, влияющих на формирование порового пространства породы-коллектора. Он определяется размером и формой пор, особенностями их сочленения, природой поровых стенок, а также распределением, количеством и соотношением крупных пор. По размерам отдельные поры колеблются от субкапиллярных и субмикроскопических отверстий до капиллярных каналов и пустот растворения любой формы и размеров вплоть в каверн в карбонатных породах. Отдельные поры могут иметь трубчатую форму наподобие капиллярной трубки или обособляться в виде ячей и быстро выклинивающихся пустот между соприкасающимися зернами, могут предъявлять собой тонкие межзерновые отверстия с плоскими стенками, ширина которых в 50-100 и более раз превосходит величину их зияния. Стенки пор могут быть сложены чистым кварцем, кремнем, кальцитом или покрыты глинистыми частицами, акцессорными минералами пластинчатого габитуса, а также мелкими обломками пород. Извилистость порового пространства, называемая его кривизной, выражается отношением расстояния между двумя точками, измеренного вдоль порового канала, к расстоянию между ними по прямой линии. Точечная пористость, как следует из самого называется. представляет собой совокупность мельчайших изолированных пор, наблюдаемых под бинокулярным микроскопом или, в том случае, если они заполнены нефтью, при ультрафиолетовом облучении.

Пористость и проницаемость являются свойствами, характеризующими породу в целом. Пористость обломочной породы-коллектора представляет собой функцию ряда ее петрографических характеристик: 1) зерна - их размеры, морфология, сортировка, химический и минералогический состав; 2) основная масса - относительное содержание в ней различных минералов, характер их распределения, минералогический и химический состав; 3) цемент - его характер, состав, количество, распределение относительно зерен основной массы [2]. Пористость хемогенных пород-коллекторов зависит от таких факторов, как 1) содержание органических остатков, 2) трещиноватость и отдельность, 3) растворение и переотложение, 4) содержание доломита, 5) перекристаллизация, 6) содержание глинистого материала, 7) плоскости наслоения.

Количество изолированных пор в акр-футе¹ средней породы-коллектора огромно [3], как можно видеть на фиг. 4-1. Поскольку средний диаметр частиц в большинстве

¹Акр-фут равен объему, исчисляемому из площади в один акр (43 560 кв. футов), помноженной на мощность в 1 фут, т. е. равен 43 560 куб. футам.

 

обломочных коллекторов колеблется в пределах 0,002-0,01 дюйма (0,05-0,25 мм), число пор в одном акр-футе коллектора может изменяться от 1 до 1000 триллионов. В большинстве песчаных коллекторов радиусы пор изменяются от 20 до 200 мк. Следует указать, что расчеты для графика, приведенного на фиг. 4-1, производились при допущении однородности и ромбоэдрической упаковки частиц; в действительности же в средней обломочной породе частицы далеко не однородны по своим размерам и могут изменяться в широких пределах. Карбонатные породы характеризуются более высоким процентным содержанием пустот растворения, чем песчаные породы с такой же общей пористостью, и, возможно, имеют меньшее количество пор на единицу объема.

Удельная поверхность минеральной части породы, слагающей стенки пор, резко

Фиг. 4-1. Возможное количество пор, содержащихся в акр-футе породы-коллектора, при различных размерах минеральных частиц (Jones, Petroleum Production, Reinhold Publishing Corp., New York, 1, p. 14, Fig. 2-2).

 

Фиг. 4-2. Изменение площади поверхности минеральных частиц содержащихся в акр-футе породы-коллектора в зависимости от размеров частиц (Jones, Petroleum Production, Reinhold Publishing Corp., New York, 1, p. 15, Fig. 2-3).

 

возрастает по мере уменьшения размеров частиц. Джонс [3] оценивает суммарную поверхность частиц в одном акр-футе средне-мелкозернистого песчаника, характеризующегося ромбоэдрической упаковкой зерен диаметром около 0,25 мм, в 5000 акров. В некоторых песчаниках и алевролитах эта поверхность может достигать 30 000 акров на акр-фут объема породы (фиг. 4-2). Большая величина удельной поверхности минеральных частиц в мелкозернистых породах имеет важное значение для понимания таких физических явлений в пласте, как смачиваемость, адсорбция, капиллярность, растворимость и свободная поверхностная энергия (см. гл. 10).

 

Пористость пород-коллекторов определяется отношением объема порового пространства к общему объему породы и обычно выражается в процентах. Необходимо иметь две величины ‑ объем пор и объем породы, чтобы вычислить пористость в процентах согласно уравнению

Величина пористости (%) = (объем пор/общий объем породы)×100.

Пористость коллекторов, как правило, значительно изменяется как по разрезу, так и по простиранию. Если ее измерять в образцах керна, извлекаемых через каждый фут проходки скважины, как это обычно и делается на практике при вскрытии коллекторского пласта, то даже в некоторых наиболее однородных по внешнему облику породах будут наблюдаться резкие изменения пористости. В большинстве коллекторов они особенно заметны, когда изучаются данные микрокаротажа (см. стр. 86-87: глава 3, микрокаротаж, А.Ф.). Это видно на примере песков Спрингхилл месторождения Манантьялес в Тьерра-дель-Фуэго, Чили (Огненная Земля) (фиг. 4-3). Другим примером резкой

Фиг. 4-3. Разрез песчаника Спрингхилл (мел), продуктивного на нефтяном месторождении Манантьялес в провинции Магальянес, Тьерра-дель-Фуэго (Огненная Земля), Чили (Thomas, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 33, p. 1582, Fig. 3).

В кровле и подошве песчаник ограничен поверхностями несогласия. Плотность нефти 42°API (0,815). Это пример изменчивости пористости, проницаемости и других физических свойств типичной песчаной продуктивной толщи.

1 ‑ глинистые породы; 2 ‑ песчаные породы.

 

изменчивости пористости и проницаемости могут служить доломиты в пермских известняках Сан-Андрее, являющиеся коллекторами на месторождении Сидар-Лейк в западном Техасе; разрез небольшой части этого месторождения показан на фиг. 4-4.

Пористость обычно выражается в процентах, но при подсчете запасов она часто оценивается в акр-футах или в баррелях на акр-фут. Так как баррель (американский), равный 42 галлонам, составляет 5,6146 куб. футов, то 1 акр-фут равен 7758 баррелей. Порода с 10%-ной пористостью, следовательно, содержит 775,8 баррелей пор на 1 акр-фут породы.

Отношение объема порового пространства к общему объему породы называется абсолютной, или общей, пористостью. Она включает все поры и пустоты породы, как сообщающиеся, так и закрытые. При изучении же коллекторских пластов используется, как правило, иная величина, а именно отношение объема сообщающихся пор к общему объему породы, именуемая эффективной пористостью¹. Эта пористость обычно на 5-10 % меньше общей пористости пород². Проницаемость пород зависит от их эффективной пористости. Последняя может быть также названа полезным норовым пространством, поскольку нефть и газ при извлечении из пласта должны перемещаться через сообщающиеся пустоты. Пемза и вулканические шлаки, несмотря на то что имеют высокую общую пористость, характеризуются незначительной эффективной пористостью.

Пористость большинства коллекторов колеблется от 5 до 30 %, а чаще всего в пределах 10-20 %. Карбонатные породы-коллекторы обладают

 

Фиг. 4-4. Разрез, показывающий изменение пористости и проницаемости пород одного и того же стратиграфического интервала в соседних скважинах, отстоящих на 1320 футов (400 м) одна от другой, месторождение Сидар-Лейк, западный Техас (Liebrоок, Hiltz, Huzarevich, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 192, p. 359, Fig. 5).

Продуктивная толща представлена доломитом, приуроченным к известняковой формации Сан-Андрее (пермь).

 

обычно несколько меньшей пористостью, чем песчаные, но проницаемость их может быть более высокой. Породы-коллекторы, пористость которых не превышает 5%, как правило, относятся к непромышленным или почти непромышленным, если только столь незначительная пористость не компенсируется трещиноватостью, наличием крупных пустот и каверн, которые нельзя обнаружить в небольших кусках породы, взятых из керна или из скважины³. Типичные значения пористости некоторых коллекторов перечислены в табл. 4-1. Грубая полевая оценка пористости может быть такой:

¹В советской литературе такая пористость называется открытой пористостью.

Ввиду того что под термином «эффективная пористость» понимаются разными авторами различные величины, Всесоюзное совещание по коллекторам нефти и газа в 1962 г. рекомендовало отказаться от применения этого термина. ‑ Прим. ред.

²Разница между этими величинами зависит от состава и структуры пород: в среднезернистых песках она приближается к 0, в карбонатных породах может составлять 10-15%, а в пемзе ‑ 30-40 %. ‑ Прим. ред.

³В последнем случае речь идет, вероятно, об образцах, полученных с помощью бокового грунтоноса. ‑ Прим. ред.

 

Таблица 4-1 Характерные значения пористости и проницаемости пород-коллекторов

1. С.R. Fettke, The Bradford Oil Field, Pa. Geol. Surv., 4th series, pp. 214-228, 1938.

2. M. Musk at, Physical Principles of Oil Production, McGraw-Hill Book Co., New York,. p. 585, 1949.

3. H.S. Gibson, Oil Production in Southwestern Iran, World Oil, p. 273. 1948.

4. W.Y. Pickering, C.L. Dorn, Rangely Oil Field, Rio Blanco County, Colorado, in Structure of Typical Am. Oil Fields, 3, p. 143, 1948.

5. H.E. Minor, M. A. Hanna, East Texas Field, Rusk, Cherokee, Smith, Gregg, and Upshur Counties, Texas, in Stratigraphic Type of Oil Fields, Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Okla., pp. 625, 626, 1941.

6. W.T. Lietz, The Performance of the Ten Section Oil Field, Tech. Paper 2643, 1949; Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 186, pp. 251-258, 1949.

7. К.В. Barnes, J.F. Sage, Cas Repressuring at Glenn Pool, in Production Practice, Am. Petrol. Inst., p. 57, 1943.

8. H.B. Hill, E. L. Rawlins, C. R. Bopp, Engineering Report on Oklahoma City Oil Field, Oklahoma, RI 3330, U. S. Bur. Mines, p. 199, 1937.

9. A.L. Payne, Cumarebo Oil Field, Falcon, Venezuela. Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 35, p. 1869, 1951.