Понятие о внутреннем строении залежей углеводородов

Основу залежей УВ в природе составляют породы – коллекторы, способные накапливать, содержать и отдавать нефть и газ при разработке. Одна из главнейших задач нефтегазопромысловой геологии – изучить внутреннее строение залежи. Суть ее сводится к выделению во всем объеме залежи геологических тел, сложенных породами – коллекторами и плотными породами – неколлекторами, а затем к выделению в породах – коллекторах других геологических тел, различающихся по различным геолого – промысловым свойствам: пористости, проницаемости, продуктивности и др.

Коллектором называется горная порода, способная вмещать в себе жидкости и газы и пропускать их через себя при наличии перепада давления, т.е. это порода, в пустотном пространстве которой обеспечивается подвижность флюидов. Однако не все породы – коллекторы, содержащие подвижную нефть, способны отдавать ее в процессе разработки.

В связи с этим коллектора делятся на продуктивные и непродуктивные, т.е. отдающие и неотдающие нефть и газ при современной технологии разработки.

Внутреннее строение залежей определяется размещением коллекторов и неколлекторов, а среди коллекторов – размещением продуктивных и непродуктивных разностей. Все эти категории пород образуют геологические тела сложного строения, которые имеют свои границы раздела, и нахождение таких границ в пределах залежей входит в задачи НГПГ.

Геологические границы представляют собой некоторые поверхности в трехмерном пространстве, разделяющие породы с различными свойствами (литологическими, геолого – физическими, биостратиграфическими и др.).

Геологические границы делятся на 4 вида: резкостные, дизъюнктивные, условные и произвольные.

Резкостные границы – это естественные геологические границы, на которых происходит резкая смена физических свойств пород, их структуры, характера насыщения нефтью, газом. Это также поверхности напластования пород, поверхности раздела коллекторов, разделы флюидов (нефти, газа, воды) и др.

Дизъюнктивные границы или поверхности смещения горных пород – это тоже естественные геологические границы, образованные плоскостями нарушений и которые за счет взаимосмещений блоков разделяют породы с разными геолого – физическими свойствами.

Условные геологические границы не относятся к естественным, однако в практике промысловой геологии они широко применяются. Проводятся они с учетом изменения свойств пород. Примером может служить условная поверхность кондиционной пористости или проницаемости, которая делит коллектор на продуктивную и непродуктивную разности.

Произвольные границы – это границы, которые не связаны ни с естественными, ни с условными границами, т.е. они не зависят от распределения свойств пород. Примером могут служить границы запасов разных категорий, которые, как правило, проводятся в зависимости от степени изученности залежи, а не от ее геолого – физической характеристики.

3.2 Емкостные свойства пород – коллекторов

3.2.1 Пористость пород – коллекторов

Емкостные свойства пород – коллекторов обусловлены наличием в них пустотного пространства, способного заполняться нефтью, газом или водой.

Пустоты бывают трех видов: поры, каверны и трещины. Соответственно и коллекторы образуют три основных типа: поровый, каверновый и трещинный, а также различные сочетания этих типов.

Пористость горной породы – это наличие в ней пор, не заполненных твердым веществом. Различают полную (абсолютную) и открытую пористость.

Полная пористость – это объем всех пор, находящихся в горной породе.

Открытая пористость – это объем пор, сообщающихся между собой.Количественно та и другая пористость выражается коэффициентом пористости, который представляет собой отношение объема пор к объему образца породы:

коэффициент полной пористости равен:

 

,

 

коэффициент открытой пористости равен:

 

,

 

где К_п.п. и К_{о.п .} – соответственно коэффициенты полной и открытой пористости;

V_п.п. и V_{о.п .} - объем полной, открытой пористости, м³;

V_обр. – объем образца породы, м³.

 

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы (например, К_п=0,15) или в процентах (К_п=15 %).

В нефтегазопромысловой геологии более важен коэффициент открытой пористости, т.к. он характеризует объем УВ, содержащийся в породе.

На практике коэффициент открытой пористости определяется в лабораторных условиях по методу Преображенского или по данным геофизических исследований в скважине (ГИС).

Метод Преображенского основан на насыщении пористого образца керосином под вакуумом. Определив объем керосина, заполнившего поры, и объем всего образца, получим возможность расчета коэффициента открытой пористости.

По величине поровых каналов пористость условно подразделяется на три группы:

1) сверхкапиллярные – диаметр 2 – 0,5 мм;

2) капиллярные – диаметр 0,5 – 0,0002 мм;

3) субкапиллярные – диаметр менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам движения нефти и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.

Субкапиллярные каналы, независимо от величины пористости практически непроницаемы (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

Открытая пористость коллекторов на практике изменяется в широких пределах – от нескольких процентов до 35 %, в большинстве случаев она изменяется от 6 – 8 до 25 %. Пограничные значения пористости между коллектором и неколлектором лежат в пределах 4 – 6 %.

На величину пористости влияет взаимное расположение зерен. Возможное расположение частиц в песчаной породе показано на рисунках 7,8.

Рисунок 7 – Возможное расположение частиц в песчаной породе. Наименее плотная укладка зерен

а б

а - наиболее плотная мягкая укладка зерен; б - менее плотная укладка.

Рисунок 8 – Возможное расположение частиц в песчаной породе

В первом случае теоретическая величина пористости составляет 47,6 %, во втором – 25,9 %. Величина пористости не зависит от размера составляющих пород зерен. Виды пористого пространства пород представлены на рисунке 9.

а – хорошо окатанный и отсортированный песок с высокой пористостью; б – плохо отсортированный песок с низкой пористостью; в – хорошо отсортированная порода, зерна которой также пористы; г – хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена отложениями минерального вещества в пространстве между зернами; д – поровое пространство трещиноватых известняков, частично расширенное растворением; е – порода, ставшая пористой вследствие возникновения трещин.

Рисунок 9 – Виды порового пространства пород (по В.Д. Ломтадзе)

Кавернозность характерна для карбонатных пород, подверженных растворению. Каверны от пор отличаются лишь размерами. Принято к кавернам относить пустоты с размерами не менее 2 мм, т.е. более чем размер сверхкапиллярных пор. Коэффициент полной кавернозности и открытой кавернозности определяется аналогично коэффициентам пористости.

Трещиноватость горных пород обусловлена наличием трещин, не заполненных твердым веществом. Трещиноватостью обладают в основном плотные, крепкие, низкопоровые хрупкие породы. Наличие в такой породе разветвленной системы трещин обеспечивает коллекторскую емкость. Трещинную емкость можно определить в шлифе под микроскопом по формуле:

,

где К_т – трещинная емкость, см³;

b – раскрытость трещин в шлифе, т.е. расстояние между стенками трещины, см;

– суммарная протяженность всех трещин в шлифе;

F – площадь шлифа, см².

 

По степени раскрытости трещин выделяются макротрещины, видимые невооруженным глазом с раскрытостью более 0,1 мм, и микротрещины, различимые лишь в шлифах под микроскопом с раскрытостью менее 0,1 мм.

Трещинный тип коллектора в чистом виде встречается редко. Как правило, микротрещинные участки породы имеют дополнительную емкость за счет пористости и кавернозности.

На практике коллектора делят на поровые, каверновые, трещинные и смешанного типа: трещинно – поровые, трещинно – каверновые, трещинно – порово – каверновые, каверно – поровые и др.

3.2.2 Водо – нефте – газонасыщенность пород – коллекторов

В природных пластах все поры заполнены водой, нефтью и газом. Нефть и газ в породах – коллекторах при формировании залежи всегда приходят на смену воде, поэтому в порах всегда находится остаточная вода. Она находится в виде молекулярно связанной пленки на стенках пор.

Горная порода, имея различный минеральный состав, по – разному реагирует на воду и углеводороды.

Породы, которые смачиваются водой лучше, чем нефтью, называются гидрофильными, смачиваемые лучше нефтью, чем водой – гидрофобными. В чистом виде ни тех, ни других пород не существуют. Принято считать гидрофобными, если доля воды в порах составляет менее 0,1 (10%), гидрофильными – в том случае, если доля воды в открытых порах превышает эту грань.

Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллектора вызвана тем, что в гидрофильных коллекторах процесс вытеснения нефти из пор в процессе разработки залежи протекает значительно легче, т.к. нефть не связана непосредственно с породой, а как бы скользит по пленке связанной воды, прилипшей к стенкам пор. В гидрофобной породе нефть прилипает к поверхности пор, что приводит к снижению ее выхода на поверхность при извлечении.

Заполняемость порового пространства водой, нефтью и газом определяется через коэффициенты водонасыщенности, нефтенасыщенности и газонасыщенности.

Все коэффициенты представляют собой отношение объема, заполненного остаточной водой, нефтью или газом к суммарному объему открытой пористости и определяются соответственно по формулам:

 

 

где К_в, К_н, К_г – соответственно коэффициенты насыщения пор водой, нефтью, газом;

V_в, V_н, V_г – объем порового пространства, занятый соответственно водой, нефтью, газом;

V_о.п. – суммарный объем открытых пор.

В сумме доля воды, нефти и газа в порах составляет единицу:

 

 

Измеряется коэффициент насыщения каким – либо флюидом или в долях единицы или в процентах (Например: К_н=0,85 или 85%).