Коллекторы и покрышки нефти и газа.

Нефть и природный горючий газ находятся в горных породах, называемых коллекторами, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке (извлечение на дневную поверхность)

Любая порода, содержащая поры, пустоты итрещины, может считаться коллектором нефти и газа. По генезису эта порода может быть: осадочной, магматической или метаморфической. Однако, выявленные в земной коре скопления нефти и газа в подавляющем большинстве (более 90%) содержатся в осадочных породах.

Коллектор нефти и газа обладает двумя свойствами: пористостью и проницаемостью.

Пористость характеризует емкость коллектора и выражается отношением объема пор и пустот к объему породы. Величина объема пор, выраженная в % ко всему объему породы, называется коэффициентом пористости. При этом выделяют коэффициэнты пористости: абсолютной (общей), открытой (действительной) и эффективной. Коэффициент общей пористости включает в себя отношение объема всех пустот, пор и трещин к объему породы.

Коэффициент открытой пористости меньше,чем абсолютной, так как он учитывает только объем связанных (открытых) пор, пустот и трещин, по которым возможно движение флюидов.

Коэффициент эффективной пористости меньше, чем открытой пористости, за вычетом объема связанной (остаточной), реликтовой воды, которая осталась в коллекторе, т.е. не полностью отжатая вода при уплотнении осадка и превращения его в породу.

Поровые каналы в породах могут быть различными по величине. Сверхкапиллярные каналы имеют размеры больше 0,5 мм, капиллярные –от 0,5 до 0,0002 мм и субкапиллярные- меньше 0,0002 мм. Макропоры: БОЛЕЕ 1 ММ, МИКРОПОРЫ: МЕНЕЕ 1 ММ.

Движение нефти, газа и воды может происходить свободно по крупным (сверхкапиллярным каналам), а по капиллярным только при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах движение флюидов в природных условиях практически невозможно, например в глинах. Хорошими коллекторами, обладающими капиллярными и сверхкапиллярными порами , являются пески, песчаники, алевролиты, а также другие обломочные породы и некоторые разновидности карбонатных пород органогенного генезиса (рифогенные известняки и доломиты, известняки-ракушечники). В ракушняках поровые каналы образованы пустотами между органическими остатками, а также пустотами внутри раковин.

Теоретически возможная величина пористости, полученная при моделировании рыхлого однородного коллектора с наименьшей степенью уплотнения зерен их одинакового размера, равняется 47,6%. Однако, в природных условиях в земной коре такие коллекторы не встречаются. В лучших песчано-алевролитовых коллекторахобычно общая пористость редко превышает 30%, а открытая колеблется от 15 до 25-29%.

Второе свойство коллектора-проницаемость- характеризует фильтрационную способность коллектора, т.е.. способность породы пропускать через себя жидкость или газы.

Как правило, между пористостью и проницаемостью колдлекторов нефти и газа существует прямая зависимость, т.е. коллекторы, имеющие высокую пористость, обладают и высокой проницаемостью, и наоборот. Обычно высокими ихорошими коллекторскими свойствами обладают пески, песчаники, алевролиты.

За единицу проницаемости принят 1в системе СИ (или 1Д-дарси). Это очень высокая проницаемость, которая редко встречается в районах нефтегазовых объектов, поэтому чаще используют для расчета екоэффициэнта проницаемости (К пр.)- единицу 1 мд=0,001Д или о,001

К хорошо проницаемым относятся коллекторы с =100-500 мд (0,1-0,5 мкм² ), к высокопроницаемым –более 500 мд ( более 0,5 мкм²), к низкопроницаемым- менее 10 мд ( менее 0,01 мкм²).

Наличие хороших коллекторов в разрезе отложений исследуемых территорий является первым признаком возможного нахождения нефти игаза. Однако, этого еще недостаточно. Для нахождения УВ в коллекторе необходимо их надежное перекрытие плотными практически непроницаемыми породами, которые называются покрышками.

Покрышки посвоим свойствам являются антиподами коллекторов. Покрышками могут быть глины, аргиллиты (уплотненные глины), каменная соль, гипс и ангидрит, глинистые известняки, мергели.

Покрышки различаются по удерживающей способности. Некоторые однородные глинистые или соленосные ( соль, ангидрит, гипс) покрышки могут удерживать большое количество газа, который обладает значительно большей миграционной способностью, чем нефть.

Коллекторы и покрышки нефти и газа входят в состав регионально нефтегазоносных комплексов (РНГК), которые представляют собой определенные литолого- стратиграфические подразделения, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий.

В состав РНГК входят нефтегазоматеринские (НМ) и нефтегазопродуцирующие (НП) толщи, в которых образуются УВ. Диагностическими особенностями этих толщ являются: 1) накопление в водной среде с анаэробной (без доступа воздуха) обстановкой, 2) накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации, 3) наличие повышенного содержания органического вещества (ОВ), способного преобразоваться в УВ нефтяного ряда.

НМ НП толщи могут быть глинистыми, карбонатными, или глинисто-карбонатными. Обычно НМ толщи относят к НП толщам при наличии в них ОВ более 0,5% по весу породы.

Таким образом, если на исследуемой территории проводится прогноз нефтегазоносности недр, необходимо выявить в разрезе отложений наличие РГНК, в составе которых необходимо найти нефтепродуцирующие толщи, а также коллекторы и покрышки. Наличие собственного источника УВ в исследуемом регионе в определенных стратиграфических подразделениях разреза отложений позволяет прогнозировать высокие перспективы нефтегазоносности недр данного региона.

Коллекторы и залегающие непосредственно над нимипороды- покрышки вместе формируют природные резервуары, т.е. природные емкости для нефти и газа, принципиальные схемы которых рассмотрены в следующем подразделе.