Главная / Приказы

Карбонатные породы коллекторы. Коллекторы нефти и газа

Карбонатные породы как коллекторы нефти и газа уверенно конкурируют с терригенными образованиями. По различным данным от 50 до 60% современных мировых запасов УВ приурочено к карбонат ным образованиям. Среди них выделяются наилучшие по качеству коллекторы - рифовые сооружения, с которыми связано почти 40% запасов УВ в капиталистических и развивающихся странах1 . Сейчас добыча нефти из известняков и доломитов составляет около половины мировой. Хотя максимальное число подобных залежей связано с палеозойскими отложениями, наиболее крупные месторождения, в том числе в рифах, открыты в мезозойских породах. Это прежде всего Ближний Восток с наиболее крупным в мире нефтяным месторожде нием Гхавар в Саудовской Аравии. В этом районе сосредоточено наибольшее количество нефти на планете преимущественно в карбо натных породах. Крупнейшие скопления в рифовых сооружениях мезозойского возраста открыты в южной части бассейна Мексиканско го залива, здесь же получены и рекордные дебиты в десятки тысяч тонн в сутки. Можно отметить некоторую связь между развитием карбонатных коллекторов и усилением карбонатонакопления в гео логической истории, что связано с общей цикличностью геотектони ческого развития и периодичностью осадкообразования.

Карбонатные коллекторы характеризуются весьма специфически ми особенностями. Они отличаются крайней невыдержанностью, зна чительной изменчивостью свойств, что затрудняет их сопоставление. В них относительно легко происходят разнообразные диагенетические и катагенетические изменения. Фациальный облик известняков в большей мере, чем в обломочных породах, влияет на формирование коллекторских свойств. В минеральном отношении карбонатные породы менее разнообразны, чем обломочные, но по структурно-текс турным характеристикам имеют гораздо больше разновидностей. В процессе изучения коллекторских свойств карбонатных толщ многи ми авторами неоднократно подчеркивалась решающая роль генезиса отложений, гидродинамики среды карбонатообразования в заложении структуры пустотного пространства, которая может быть более или менее благоприятна для формирования коллекторов и определяет характер последующих преобразований.

В целом вторичные изменения (в том числе и тектонического порядка) больше сказываются на карбонатных коллекторах, чем на терригенных. Это связано с легкостью их растворения как на глубине, так и при перерывах в осадконакоплении, явлениями метасоматоза и большей эффективностью развития трещиноватости. Особенно велико

1 После усиления раэбуривания континентальных склонов все эти цифры возможно существенно изменятся.

Таблица 15, Пустоты в карбонатных породах

По времени	Характер пустот
образования
Первичные	Пустоты внутрираковинные и межраковинные; поры в обломоч
	ных и оолитовых известняках; трещины диагенетические
Вторичные, возникшие

катагенезе	Поры перекристаллизации; пустоты растворения (каверны, по
	лости стилолитовых швов и пр.); трещины катагенетические,
	образующиеся при перекристаллизации, метасоматозе и т. п.
тектогенезе	Трещины тектонические
гипергенезе	Полости карста и пещеры, образовавшиеся при выветривании

влияние вторичных преобразований в породах с первично неоднород ной структурой порового пространства (детритовые разности типа вакстоун, грейнстоун). Как показано К.И. Багринцевой (1979 г.), наи большее значение для формирования высокой емкости и проницаемо сти имеют генетические черты карбонатных пород. На основе этого положения ею создана принципиальная классификационная схема карбонатных коллекторов, в которой величины пористости, проницае мости и коэффициенты флюидонасыщенности привязаны к генетичес ким и текстурно-структурным особенностям пород. По характеру постседиментационных преобразований карбонатные породы отлича ются от терригенных, прежде всего это касается уплотнения. Остатки биогермов с самого начала представляют практически твердые образо вания и далее не уплотняются. Мелководные осадки из форменных элементов (обломков раковин) литифицируются в диагенезе очень быстро. Пористость несколько сокращается, но вместе с тем значи тельный объем порового пространства "консервируется".

В карбонатных породах отмечаются все виды пустот (табл. 15). В зависимости от времени возникновения они могут быть первичными (седиментационными и диагенетическими) и вторичными (постдиагенетического происхождения). В органогенных карбонатных породах к первичным относятся пустоты виутрираковинные (в широком смыс ле - внутриформенные), реликтовые, а также межраковинные.

Созданию вторичных пустот способствуют процессы растворения (выщелачивания), перекристаллизации, метасоматоза (в основном доломитизации и раздоломичивания), стилолитизации, образования трещин. Те или иные процессы сказываются по-разному в зависимости от генетического типа породы.

Перерывы в осадконакоплении, имеющие региональное значение с выводом отложений на поверхность, играют большую роль при формировании зон высокоемких коллекторов.

Под поверхностью размывов и несогласий в массивах карбонатных пород часто можно встретить закарстованные зоны, связанные с выветриванием и выщелачиванием. В пределах нефтяных месторожде ний к этим зонам приурочены высокопродуктивные горизонты. Вдоль трещиноватых зон растворение происходит до больших глубин, в Камском Приуралье оно отмечается на глубинах до 1,0 км.

Среди карстовых явлений следует отметить некоторые особые слу чаи, имеющие локальное и региональное значения. Одним из примеров подобных явлений служит хемобиогенная коррозия, проявляющаяся в случае развития микрофлоры на ВНК, которая создает кислую среду, повышает ее агрессивность и способствует растворению карбонатов. Другим примером является развитие карста под влиянием углекисло ты, образующейся при разрушении нефтяной залежи. В обоих случаях переотложение растворенного карбоната кальция ниже подошвы залежи приводит к изоляции последней от остальной части пласта.

Особую проблему представляет развитие глубинного карста (гипокарста). Это явление связывают с различными процессами, при которых в глубинных зонах осадочного чехла происходит хотя бы кратковременное раскрытие трещин, в результате чего увеличивается поступление CO2 с глубин и, как следствие, развивается глубинный карст с образованием коллекторов. Очевидно, на развитие гипокарста влияет и достижение состояния неустойчивости кальцита при погру жении (о чем говорилось в предыдущей главе).

В пределах основных генетических групп карбонатных пород можно выделить определенные структурные разности пустот. Среди биоморфных разностей органогенных известняков, например, в рифах нижнепермского возраста в Предуралье, развиты внутрираковинные и межраковинные пустоты.

В рифах выделяются "ситчатые" известняки с пористостью (пустотностью) до 60%, сложенные кораллами, мшанками, брахиоподами (см.

рис. 36), "губчатые" крупнодетритовые известняки (с пористостью 4 0 - 45%), часто кавернозные и малопористые известняки с отдельными порами и кавернами, чаще всего выщелачивания. Все разновидности известняков выделяются внутри рифового массива. Ситчатые и губча тые группируются в зоны повышенной пористости. Образование ее в этих зонах часто связано с выведением пород на поверхность и вывет риванием. Дебиты скважин в разных частях рифов резко различаются.

Среди фитогенных известняков выделяются строматолиты, имею щие широкое развитие в породах кембрийского, вендского и рифейского возраста. Скелетные остатки этих организмов имеют пустоты и могут быть коллекторами.

Органогенно-обломочные известняки, как правило, всегда сцемен тированы и обладают меньшими емкостными возможностями по сравнению с биоморфными разностями. Пустоты (поры) органогенно-

Рис. 61. Пустоты и мелкие ка верны вдоль стилолитового шва в известняке (увел. 24, николи +)

обломочных пород называются межагрегатными, так как внутренняя структура составных частей этих пород различна.

Хемогенные породы по особенностям структур пустот подразде ляются на три группы.

1. В оолитовых породах различается пористое пространство межоо литовое, трещины сокращения между и внутри концентров оолитов и, наконец, отрицательно-оолитовые пустоты, образующиеся при выще лачивании оолитов.

2. В кристаллических (зернистых) известняках структура порового пространства (в случае растворения) межзерновая и кавернозная.

3. Пелитоморфные известняки обычно обладают повышенной трещиноватостью по сравнению с другими типами карбонатных пород.

В них же наиболее часто развиты стилолитовые швы. Обычно можно видеть все переходы от самых ранних стадий - зародышей и сутурных швов к типичным стилолитам. Образование стилолитов связано с неравномерным растворением под давлением. Глинистая корочка на поверхности стилолитовых швов представляет нерастворимый остаток породы. Часто горизонты развития стилолитов являются наиболее продуктивными в разрезе. Они проницаемы, за счет вымывания глинистых корочек может образоваться зияющая пустота (рис. 61).

Обломочные карбонатные породы в структурном отношении отли чаются от перечисленных групп. В принципе они сходны с обычными кластическими породами, но по характеру преобразований тяготеют к известнякам.

Из числа вторичных процессов важнейшее значение имеют цемен тация, перекристаллизация, доломитизация, выщелачивание, кальцитизация, сульфатизация. Цементация может начаться очень рано и происходить быстро, как это было хорошо видно на примере бич-рока Гавайских островов. Кальцитовый цемент выкристаллизовывается из морской воды, заливающей пляж, и за счет частичного растворения

нестойких минералов. Пляжный карбонатный песок может отверде вать за несколько дней. Подобная почти мгновенная литификация происходила и в прошлые времена. Дальнейшая судьба оставшихся в каркасе такого "литификата" пустот может быть различна. При перекристаллизации происходит существенное изменение структуры и текстуры пород. В целом этот процесс направлен в сторону увеличения размеров кристаллов. Если при перекристаллизации часть вещества выносится, пористость возрастает. Наибольшей вторичной пористостью обладают неравномерно перекристаллизованные породы. Рост круп ных кристаллов способствует образованию микротрещин.

Наиболее эффективное влияние на формирование вторичной пустотности оказывают выщелачивание и метасоматоз (в основном доло митизация). Растворение при выщелачивании проявляется по-разному в зависимости от большей или меньшей дисперсности слагающих породу частиц. Тонкодисперсные компоненты сильнее подвержены этому процессу. Растворимость также зависит от состава минералов и вод: арагонит растворяется лучше, чем кальцит, сульфатные воды более активно растворяют доломит и т. п. Анализ изменения фильтра- ционно-емкостных параметров, определяемых в том числе и выщела чиванием, устанавливает их весьма отчетливую связь со структурногенетическими типами пород. Хорошим примером в этом отношении является крупный рифовый массив раннепермского и каменноуголь ного возраста, расположенный в северной бортовой части Прикаспийс кой впадины.

Месторождение Карачаганак находится под соленосной кунгурской толщей на глубинах от 3750 до 5400 м. В продуктивной толще преимущественным развитием пользуются биогермные и биоморфнодетритовые известняки. В меньшей степени развиты хемогенные и органогенно-обломочные разности, присутствуют доломиты, как продукты замещения известняков. По фациальной принадлежности различаются породы ядра биогерма, склоновых фаций, внутририфовой лагуны и шлейфовые отложения. Это обычная схема строения всех рифовых массивов. Наилучшими коллекторскими свойствами облада ют породы ядер биогермов, а также отложения склоновой фации раннекаменноугольного возраста, залегающие уже на глубине порядка 4,8-4,9 км. Для них характерны значения пористости от 10 до 23% и проницаемости (100-500)·10- 1 5 м2 . Такие высокие свойства на больших глубинах определяются тем, что широко развитые процессы растворе ния привели к формированию линзовидных крупнопористых зон с унаследованной кавернозностью. Аналогичные рифовые и предрифовые фации меловых отложений в Мексике в зоне Ла-Реформа являются основой для формирования хороших коллекторов с пористостью от 14 до26% и проницаемостью в десятые доли квадратного микрометра. Унаследованное выщелачивание в рифогенных известняках К. И. Баг-

Рис 62. Распределение коллекторов различных типов в рифовом массиве месторождения Карачаганак (по К. И. Багринцевой и др.).

Типы коллекторов:

1 - каверново-поровый, 2 - поровый,3 - сложный (порово-трещинный, трещинно-поро- вый, трещинный; фациальные зоны:4 - биогермная постройка, 5 - внутренняя лагуна; отложения:6 - склоновые; 7 - шлейфовые,8 - соль,9 - ангидриты,10 - глинистые

ринцева относит к числу главных факторов формирования коллектор ских свойств. Распределение фациальных зон и типов коллекторов Карачаганакского месторождения иллюстрируется на рис. 62.

Доломитизация (и обратный процесс раздоломичивания) является одним из ведущих факторов при формировании коллекторов. На образование доломита влияет соотношение в воде магния и кальция и общая величина солености. При более высокой концентрации солей требуется и большее количество растворенного магния. В процессе диагенеза доломит возникает за счет своих предшественников, таких, как магнезиальный кальцит. Первичная диагенетическая доломитиза ция не имеет существенного значения для формирования коллекторс ких свойств. Метасоматическая доломитизация в катагенезе более важна для преобразования коллекторов. Для доломитообразования необходимо поступление магния. Источники его могут быть различны. Одним из главных являются рассолы, связанные с соленосными тол щами. Действительно, на примере Припятского прогиба можно видеть, что между составом рассолов и интенсивностью вторичной доломити зации устанавливается достаточно отчетливая зависимость. В тех стра тиграфических зонах, где девонские карбонатные породы наиболее сильно доломитизированы, содержание магния в рассолах резко падает, он использовался для образования доломита. При катагенетических процессах в условиях повышенных температур растворы теряют свой магний, обменивая его на кальций вмещающих пород, как следует из хорошо известных реакций Гайдингера и Мариньяка. Например, по Мариньяку.

Введение

карбонатный коллектор трешинный

Проблема карбонатных коллекторов нефти и газа в последние годы приобрела крайне- важное значение как у нас в стране, так и за рубежом. Возрастает число месторождений с карбонатными коллекторами, увеличивается и добыча нефти и газа из подобных залежей.

В нашей стране имеются потенциальные резервы нефтяных и газовых залежей, приуроченные к карбонатным коллекторам, как в новых районах, так и в старых, где ранее недооценивали перспективы нефтеносности карбонатных пород.

Карбонатные трещиноватые породы-коллекторы ввиду резкой неоднородности и сложности строения являются далеко не благодарным объектом для моделирования. За последние 20-25 лет известны многие примеры просчетов при определении их параметров к подсчету запасов нефти (газа). Эти примеры свидетельствуют о том, что мы, по существу, находимся еще на пути к решению этой проблемы, хотя многое в этом направлении уже сделано.

1. Карбонатные коллекторы

Карбонатные породы как коллекторы нефти и газа уверенно конкурируют с терригенными образованиями. По различным данным, от 50 до 60% современных мировых запасов УВ приурочено к карбонатным образованиям. Среди них выделяются наилучшие по качеству коллекторы - карбонатные породы рифовых сооружений. Добыча нефти и газа, большая по объему, производится из известняков и доломитов, в том числе из палеозоя и докембрия; наиболее крупные месторождения открыты в мезозойских и палеозойских породах, прежде всего в странах Ближнего Востока. Крупные скопления в рифовых сооружениях мезозойского возраста открыты в бассейне Мексиканского залива (Золотой пояс, Кампече и др.). Из рифовых известняков были получены и рекордные дебиты (десятки тысяч тонн в сутки). Можно отметить некоторую связь между развитием карбонатных коллекторов и усилением карбонатонакопления в геологической истории, что связано с общей цикличностью геотектонического развития и периодичностью осадкообразования.

Карбонатные коллекторы характеризуются специфическими особенностями: крайней невыдержанностью, значительной изменчивостью свойств, что затрудняет их сопоставление. В них относительно легко происходят разнообразные диагенетические и катагенетические изменения. Фациальный облик известняков в большей мере, чем в обломочных породах, влияет на формирование коллекторских свойств. В минеральном отношении карбонатные породы менее разнообразны, чем обломочные, но по структурно-текстурным характеристикам имеют гораздо больше разновидностей. В процессе изучения коллекторских свойств карбонатных толщ многими авторами неоднократно подчеркивалась решающая роль генезиса отложений, гидродинамики среды для формирования структуры пустотного пространства, которая может быть более или менее благоприятна для формирования коллекторов и определяет характер последующих преобразований.

В целом карбонатные породы легко подвергаются вторичным изменениям. "Это связано с их повышенной растворимостью. Особенно велико влияние вторичных преобразований в породах с первично неоднородной структурой порового пространства (органогенно-обломочные разности). По характеру постседиментационных преобразований карбонатные породы отличаются от терригенных, прежде всего это касается уплотнения. Остатки биогермов с самого начала представляют практически твердые образования, и далее уплотнение идет уже медленно. Карбонатный ил также может быстро литифицироваться, при этом в нем возникают своеобразные фенестровые пустоты за счет выделения пузырьков газа. Мелкообломочные, комковато-водорослевые карбонатные осадки также быстро литифицируются. Пористость несколько сокращается, но вместе с тем значительный объем порового пространства «консервируется».

В карбонатных породах отмечаются все виды пустот. В зависимости от времени возникновения они могут быть первичными (седиментационными и диагенетическими) и вторичными (пост- диагенетическими). В органогенных карбонатных породах к первичным относятся пустоты внутрираковинные, в том числе внутри рифовых построек (в широком смысле - внутриформенные), а также межраковинные. Некоторые карбонатные породы могут быть хемогенного или биохемогенного происхождения, они образуют резервуары пластового типа. К ним относятся прежде всего оолитовые, а также известняки с меж- или внутриоолитовой пустотностью. Слоистым или массивным известнякам свойственны пелитоморфные или скрытокристаллические, а также кристаллические структуры. В кристаллических, особенно в доломитизированных, породах развита межкристаллическая (межзерновая) пористость.

Карбонатные породы в большей мере, чем другие, подвержены вторичным преобразованиям (перекристаллизация, выщелачивание, стилолитообразование и др.), которые полностью меняют их физические свойства, а иногда и состав (процессы доломитизации и раздоломичивания). В этом состоит сложность выделения природных резервуаров, так как одна и та же порода в одних условиях может рассматриваться как коллектор с очень высокими свойствами, а в других, если нет трешин, может являться покрышкой. Созданию вторичных пустот способствуют процессы растворения (выщелачивания), перекристаллизации, в основном доломитизации и раздоломичивания или стилолитизации. Те или иные процессы сказываются по-разному в зависимости от генетического типа породы.

Перерывы в осадконакоплении, имеющие региональное значение, играют большую роль при формировании зон высокоемких коллекторов. Под поверхностью размывов и несогласий в массивах карбонатных пород можно встретить закарстованные зоны, связанные с выветриванием и выщелачиванием. В пределах нефтяных месторождений к этим зонам приурочены высокопродуктивные горизонты. Вдоль трещиноватых зон растворение происходит до больших глубин, в Камском Приуралье оно отмечается на глубинах до 1 км.

В рифах выделяются «ситчатые» обычно выщелоченные известняки с пористостью до 60%, сложенные кораллами, мшанками, «губчатые» крупнодетритовые известняки (с пористостью 40-45%), часто кавернозные и малопористые известняки с отдельными порами и кавернами, чаще всего выщелачивания. Все разновидности известняков выделяются внутри рифового массива. Ситчатые и губчатые разности группируются в зоны повышенной пористости. Образование ее в этих зонах часто связано с выведением пород на поверхность и выветриванием. Дебиты скважин в разных частях рифов резко различаются.

Среди явлений выщелачивания следует отметить некоторые особые случаи, имеющие локальное значение, но проявляющиеся иногда в широких масштабах. Таким примером может служить химобиогенная коррозия, проявляющаяся при развитии микрофлоры на ВНК, которая создает кислую среду, повышает ее агрессивность и способствует растворению карбонатов. Другим примером является развитие карста под влиянием углекислоты, образующейся при разрушении нефтяной залежи. В обоих случаях переотложение растворенного карбоната кальция ниже подошвы залежи приводит к изоляции последней от остальной части пласта. Особую проблему представляет развитие глубинного карста (гипокарста), связанного с различными процессами, при которых в глубинных зонах осадочного чехла происходит хотя бы кратковременное раскрытие трещин, в результате чего увеличивается поступление СОд с глубин, и, как следствие, развивается глубинный карст с образованием коллекторов. На развитие гипокарста, очевидно, влияет и достижение состояния неустойчивости кальцита при погружении.

В пределах основных групп пород выделяются определенные структурные разности пород. Органогенно-обломочные известняки, как правило, всегда сцементированы и обладают меньшими емкостными возможностями по сравнению с биоморфными разностями. Пустоты (поры) органогенно-обломочных пород называются межагрегатными, так как внутренняя структура составных частей этих пород различна.

В хемогенных породах пустоты различаются по особенностям структуры. В оолитовых породах различается пористое межоолитовое пространство, трещины сокращения между и внутри концентров оолитов и, наконец, отрицательно-оолитовые пустоты, образующиеся при выщелачивании оолитов (рис. 1).

В кристаллических (зернистых) известняках структура порового пространства (в случае растворения) межзерновая и кавернозная. Пелитоморфные известняки обычно обладают повышенной трещиноватостыо по сравнению с другими типами карбонатных пород. В них же наиболее часто развиты стгоюлитовые швы. Обычно видно все переходы от самых ранних стадий - зародышей и сутурных швов к типичным стилолитам. Образование стилолитов связано с неравномерным растворением под давлением. Глинистая корочка на поверхности стилолитовых швов представляет нерастворимый остаток породы. Часто горизонты развития стилолитов являются наиболее продуктивными в разрезе. Они проницаемы, за счет вымывания глинистых корочек

Обломочные карбонатные породы в структурном отношении отличаются от перечисленных групп. В принципе они сходны с обычными кластическими породами, но по характеру преобразований тяготеют к известнякам

Рис. 1 Сульфатизированный доломит с выщелачивающимися оолитами. Нижний кембрий Восточной Сибири, Увел. 60 (по JI.C. Черновой): а - основная масса, б - новообразованный сульфат.

Рис. 2 Развитие полостей выщелачиваний по сшлолитовому шву и каверны в известняке (увел. 64)

Растворение при выщелачивании проявляется по-разному в зависимости от большей или меньшей дисперсности слагающих породу частиц. Тонкодисперсные компонешы сильнее подвержены этому процессу. Растворимость также зависит от состава минералов и вод: арагонит растворяется лучше, чем кальцит, сульфатные воды более активно растворяют доломит и т.д. Анализ изменения фильтрационно-емкостных параметров, определяемых в том числе выщелачиванием, устанавливает их весьма отчетливую связь со структурно-генетическими типами пород. Примером этого является крупный рифовый массив раннепермского и каменноугольного возраста Карачаганакского месторождения, расположенного в северной бортовой части Прикаспийской впадины.

Иной тип карбонатных пород и пустоты в них можно наблюдать в древних толщах Восточной Сибири в Юрубчено-Тахомской зоне нефтенакопления. Здесь в разрезе продуктивных толщ преобладают вторично измененные перекристаллизованные водорослевые, строматолитовые доломиты. В породах широко развиты стилолитовые швы, часто заполненные глинисто-битуминозным веществом. Широко развиты процессы окремнения. Массивы карбонатных пород рифея при выведении на поверхность во время предвендского перерыва подвергались выветриванию и карстообразованию, что привело к развитию кавернозности. Карстовые воронки и другие ниши были заполнены делювиально-пролювиальными образованиями. Массивы нарушены разломами и трещиноватостью. Таким образом, коллекторы обладают сложной структурой пустотного пространства. Из зон повышенной пустотности получены высокие притоки нефти.

Доломитизация является одним из ведущих факторов при формировании коллекторов. На образование доломита влияет соотношение в воде магния и кальция и общая величина солености. При более высокой концентрации солей требуется и большее количество растворенного магния. В процессе диагенеза доломит возникает за счет своих предшественников - таких как магнезиальный кальцит. Первичная диагенетическая доломитизация не имеет существенного значения для формирования коллекторских свойств. Метасоматическая доломитизация в катагенезе более важна для преобразования коллекторов. Для доломитообразования необходимо поступление магния. Источники его могут быть различны. При катагенетических процессах в условиях повышенных температур растворы теряют магний, обменивая его на кальций вмещающих пород. На примере Припятского прогиба видно, что между составом рассолов и интенсивностью вторичной доломитизации устанавливается отчетливая зависимость. В тех стратиграфических зонах, где девонские карбонатные породы наиболее сильно доломитизированы, содержание магния в рассолах резко падает, он используется для образования доломита. При метагенетической доломитизации особенно заметно увеличение пористости, так как процесс идет в породе с жестким скелетом, которая трудно поддается уплотнению. Общий объем породы сохраняется, пустотность в ней за счет доломитизации повышается. Заканчивая рассмотрение карбонатных коллекторов, необходимо еще раз подчеркнуть то, что по сравнению с обломочными породами структура их порового пространства чрезвычайно разнообразна, Ненарушенная матрица имеет характеристики, которые определяются прежде всего первичной структурой, кавернозность сильно изменяет эти характеристики, а трешиноватость создает как бы две наложенные друг на друга системы пустот. Все это и определяет необходимость особой классификации коллекторов. Такая оценочно-генетическая классификация коллекторов была предложена К.И. Багринцевой (табл.1).

Определяющим параметром предлагаемой классификации является проницаемость, предельные значения которой взяты из анализов коллекторских свойств пород различного генезиса и структурных особенностей. Минимальные и максимальные значения оценочных показателей (пористости, газонефтенасыщенности и др.) получены из корреляционных зависимостей между проницаемостью, пористостью и остаточной водой

Наиболее характерна связь остаточной водонасыщенности с абсолютной проницаемостью.

В породах по мере улучшения фильтрационных свойств количество остаточной воды уменьшается. Пористость может быть различной, при этом даже высокие (более 15%) значения открытой пористости бывают в породах с низкими фильтрационными свойствами. Между открытой пористостью и остаточной водонасыщенностью связь неопределенная.

Таблица 1: Оценочно - генетическая классификация карбонатных пород - коллекторов, содержащих газ и нефть

г pК л а с сАбсолютная проницаемость Д (яарси)Открытая пористостьОстаточная воаонасПотенциальный коэффициент газонасы- шенностиТип коллектораПолезная емкость и фильтрационные свойстваТекстур но-структурная характеристикапределынижнийверхнийА10,1-0,525-355100,95-0,9кавернопоровыевысокиеБиоморфные, органогенно-детритовые, комковатые, слабо сцементированные (цемента до 10%), рыхлая упаковка Фрагментов; пори седиментаиионные, увеличенные выщелачиванием до кавернII0,5-0,316-3010200,95-0,8БIII0,3-0,112-2812220.88-0,78Поровый, трещино-поровыйсредниеОргвиогенно-детриговые, слабо перекристалл иэовакные,сцементированные (цемента 10-20%) поры седимитанционные и реликтовыеIV0,1-0,5512-2516300,84-0,7V0,05-0,0112-2520380,08-0,62Орпмогснно с густково-летркто вые, плотно сцементированные к сильно перекристалднэованные; упаковка фрагментов штатная; пустоты релнкто- во-седиментационныс, кышелачнванкя, перекристаллизацияВVI 0,0-0,001Матрицы 0,65-0645Порово-трещинныйнизкиеПелитоморфн-микрозернистые, сгустково-дертитовые, сильно перекриссталтзованные с плохоразличимыми форменными элементами; пустоты выщелачивания (единичные), возможно реликтовые -седимитанционные6-103055Параметры трещин1,0Преимущественно трещинныйVII0,300-0,021-3--Параметры матриц0,001-0,00012-560100-0,300-0,02Параметры трещинКаверново-трещинный1,0-4,5--1,0

Низкопористые породы всегда отличаются большим содержанием воды, ном доломитизация) проницаемые заключают небольшое количество воды, а плохо проницаемые - значительное (более 50%). В классификационной схеме все коллекторы подразделяются на три большие группы А, Б, В, внутри которых в свою очередь выделяются классы, характеризующиеся разными оценочными параметрами, литологическими и структурными особенностями. Группы А и Б представлены в основном коллекторами порового и каверново-порового типов, В - трещинного и смешанного типов. В породах группы А преобладают первичные пустоты, размеры которых увеличены в процессах последующего выщелачивания.

В породах группы Б развиты седиментационные поровые каналы; меньшую роль играют пустоты выщелачивания. Строение пустотного пространства в породах группы А значительно проще, чем в группе Б, а наиболее сложно оно в группе В. Здесь преобладают мелкие извилистые, плохо сообщающиеся каналы. Коллекторы I и II классов в группе А обладают в основном унаследованными высокими фильтрационными и емкостными параметрами. В III, IV и V классы попадают породы обломочно-органогенные и биохемогенньте с низкими первичными коллекторскими свойствами. Вторичное минералообразование, перекристаллизация, доломитизация, раздоломичивание, особенно сопровождающиеся выщелачиванием и выносом материала, улучшают их свойства. В VI и VII классах выделены породы таких хемогенных и биохемогенных разностей, петрофизические характеристики которых никогда не достигают высоких значений. Но здесь в большей степени, чем в породах высших классов, проявляется другой фактор - трещиноватость. Тип пустот поровый (для матрицы) и трещинный (в целом для коллектора). Поэтому отдельно даются параметры матрицы, которые в основном низкие, особенно проницаемость, и отдельно параметры трещин, по которым проницаемость значительно выше.

. Трещинные карбонатные коллекторы

По формированию пустотного пространства трещинные коллекторы отличаются от других типов. Для определения трещинной пустотности и проницаемости существуют особые способы. Как уже упоминалось, существуют макро- и микро трешины с раскрытием соответственно более или менее ОД мм. Макротрещины обычно изучаются, описываются и измеряются в поле на обнажении, а микротрещины - под микроскопом в шлифах часто увеличенного размера. Необходимым элементом при исследовании трещин является определение их ориентации как в пространстве (вертикальные, горизонтальные, наклонные), так и по отношению к пласту (по слоистости, поперек слоистости, диагональные) и к структурным формам (продольные, поперечные, радиальные и др.).

В генетическом отношении выделяются литогенетические и тектонические трещины (табл. 2). Литогенетические трещины по приуроченности к определенным стадиям подразделяются на диагенетические, катагенетические гипергенетические. Тектонические трещины различаются по причинам, их вызывающим: колебательные движения, складчатые и разрывные дислокации. Одни виды трещин могут переходить в другие, но в принципе опытный геолог всегда отличит литологическую трещиноватоеть от тектонической. Как правило, литологическая трещиноватоеть приспосабливается к структурно-текстурным особенностям породы. Трещины ветвятся, огибают отдельные зерна, в целом расположение их хаотично. Поверхность стенок трещин неровная. Тектонические трещины более прямолинейны, они меньше считаются со структурно-текстурными особенностями пород, поверхность их стенок более гладкая и переходит иногда в зеркала скольжения.

Различные породы в разной степени подвержены трещиноватости. Наибольшей способностью к растрескиванию обладают мергели и пелитоморфные известняки, затем следуют кремнистые породы, сланцы, песчаники. Наименее трещиноваты соли. Подмечено, что существует определенная зависимость между толщиной пластов и интенсивностью трещиноватости - при одном и том же составе в более мощных пластах расстояния между трещинами больше.

Наблюдения из космоса, материалы аэрофотосъемок, описания обнажений показывают, что существуют трещины и трещинные зоны разных масштабов. Выделяются элементы очень крупной планетарной системы трещиноватости, приуроченные, возможно, к сочленениям крупных тектонических блоков земной коры. Эти трещиноватые зоны являются основой так называемых линеаментов на поверхности Земли. Одна из крупных линеаментных зон прослеживается от Урала, через Среднюю Азию уходит в район Персидского залива и далее в Оман (Урало-Оманский линеамент). Другие меньшие по размерам линеаменты, отражающие зоны повышенной трещиноватости, известны в Восточном Предкавказье. Выделение и картирование таких зон является первостепенной задачей особенно в практическом отношении. Важным является вопрос о выполнении трещин. Они могут быть свободными и частично или полностью выполнены какими-либо веществами, высадившимися из циркулирующих в них растворов. Чаще всего трещины заполнены карбонатными минералами, кварцем, сульфатами, глинистым материалом (часто пропитанным битуминозным веществом) и остаточными продуктами преобразования углеводородов (черно-битумные трещины). На стенках трещин нередко встречается и капельно-жидкая нефть.

Основными элементами трещин при замерах являются их ориентировка (в пространстве, по отношению к пластам и др.), их протяженность и раскрытость. Кроме того, можно говорить о густоте и плотности трещин. При определении густоты учитывается количество трещин одной (!) системы на единицу длины по перпендикуляру к этой системе трещин. Для макротрещин за единицу длины берется 1 м, для микротрещин (определяется в шлифах) - 1 мм. Под плотностью трещин принимается общее количество всех (!) систем в единице объема или на единице площади (поверхность обнажения, площадь шлифа). Пустотное пространство трещинных коллекторов подразделяется на две категории. С одной стороны, это поры и другие пустоты в матрице породы (в ненарушенных трещинами блоках), с фугой стороны - объем самих трещин, связанных с ними каверн и т.д. Свойство пород блоков (матрицы) определяется обычным способом. Объем трещин обычно не велик, но вследствие сравнительной простоты структуры, преобладающей прямолинейности трещин фильтрация через них может быть весьма эффективна.

Трещинная пустотность - это отношение объема трещин к объему породы:

шт - b-1/S,

Зависимость проницаемости трещин от раскрытости и трещинной пустотности выражается соотношением:

Кт = 85 ООО b3mT,

где b - раскрытость трещин, мм; тт - трещинная пустотность, доли единицы; Кт - трещинная проницаемость, мкм2.

Приведенное соотношение справедливо для тех случаев, когда поверхности стенок трещин перпендикулярны к поверхности фильтрации. При наличии нескольких систем трещин и их различной ориентированности по отношению к потоку фильтрации следует применять различные числовые коэффициенты.

Кроме изучения в образцах (макротрещиноватость) и в шлифах (микротрещиноватость) трещиноватость изучают также геофизическими и гидродинамическими методами, фотографированием стенок скважин, но каждый из этих методов имеет свои погрешности.

Степень трещиноватости пород и, следовательно, выделение соответствующих зон в разрезе могут быть произведены на основе данных акустического каротажа (АК).

Карбонатные породы, в которых часто развиты трещины, представляют неоднородные среды, распространение волн в которых определяются структурой и текстурой породы,величиной и характером пустотного пространства, типом егозаполнения. Существенное влияние оказывают трещины. По условному коэффициенту относительной трещиноватости, представляющему собой отношение скорости прохождения ультразвука в породе с трешинами к скорости волн в монолитной породе, можно подразделить карбонатный разрез, выделить интервалы максимальной трещиноватости там, где этот коэффициент меньше. Также существенное влияние оказывают различные заполнители. Установлено,что водонасыщенные трещиноватые породы характеризуются более высокими значениями скорости продольных волн и меньшей анизотропией, чем газосодержащие. Возрастание скорости продольных волн при насыщенности пород жидкостью объясняется меньшей разницей в объемной упругости твердой фазы породы и жидкости по сравнению с объемной упругостью твердой фазы и газа. Скорость ультразвуковых колебаний зависит от ориентировки систем трещин, различия могут быть в 1,5 раза и более. В трещиноватых доломитах девонского возраста в Белоруссии скорость по различным направлениям изменяется от 2,6 до 5,5 км/с. Плотные доломиты карбона на Вуктыпьском газоконденсатном месторождении характеризуются максимальным диапазоном изменения скорости - от 6,8 в слабо нарушенных зонах до 2 км/с в зонах повышенной трещиноватости. Такое различие скоростей в породах одинакового литологического состава при сходной и в целом низкой пористости 1-3% обусловлено неодинаковой густотой трещин и значительными колебаниями их раскрытости.

. Нетрадиционные карбонатные коллекторы

К породам, роль которых в нефтегазоносности пока еще невелика по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сложенные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, метаморфическими породами и др. Их можно разделить на две группы. В одних нефгегазоносность обычно сингенетична, в других она связана с приходом углеводородов из соседних толщ.

В глинистых породах природные резервуары (участки с повышенной пористостью и проницаемостью разнообразной формы) возникают в них в процессе катагенеза. Само возникновение пустот связано с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой структурно-текстурных особенностей минеральной матрицы породы. Одним из характерных примеров является тол- ша глин баженовской свиты в Западной Сибири. От подстилающих и перекрывающих пород отложения баженовской свиты отличаются повышенным содержанием органического вещества (от 5 до 20% и более) и повышенным содержанием кремнезема. Породы обладают пониженной плотностью (2,23-2,4 г/см3) по сравнению с ниже- и вышележащими толщами. По мнению Т.Т. Клубовой, в седиментогенезе происходило образование микроблоков, покрытых пленкой сорбированного органического вещества. Колломорфный кремнезем, обволакивая агрегаты глинистых минералов, создает на их поверхности сложные комплексы с участием органического вещества и кремнезема (возникают так называемые кремнеорганические «рубашки»). Процессы трансформации глинистых минералов и выделения связанной воды приводят к образованию мелких послойных трещин. На определенной глубине зон возникают разуплотнения. Какие-то участки породы вследствие роста внутреннего давления пронизываются системой трещин вдоль поверхности «рубашек». При вскрытии пород баженовской свиты, как правило, отмечаются разуплотнение и аномально высокое пластовое давление.

Об уменьшении плотности пород баженовской свиты свидетельствует проведенный М.К. Калинко эксперимент, при котором образец из скважины на Чупальской площади в Западной Сибири подвергался нагреванию до180°С при давлении 25 МПа в течение 20 суток. До нагревания пористость породы составляла 1,88%, после нагревания увеличилась до 2,71%, доля крупных пор размером более 10 мкм возросла с 6 до 11%.

В результате возникают зоны с повышенными коллекторскими свойствами (природные резервуары), ограниченные со всех сторон менее измененными и проницаемыми породами. Зачастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнистоглинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское месторождение и др.). Сходным образом могли формироваться коллекторы в майкопской глинистой серии Ставрополья (Журавское месторождение и др.).

Можно сделать вывод о том, что в этих коллекторах совпадает во времени формирование коллекторских свойств и генерация нефтяных углеводородов. Повышению растресканности породы способствуют и некоторые тектонические процессы. При отборе нефти из таких пород трещины смыкаются, таким образом, бажениты и другие сходные породы являются коллекторами как бы «одноразового использования». В них нельзя закачать газ или нефть, как это делают при строительстве подземных хранилищ в других типах пород.

По-другому протекают процессы в кремнистых толщах биогенного происхождения. На первых этапах осадкообразования и начальных этапов диагенеза формируется «ажурная» органогенная структура из раковинок кремнестроящих организмов. В дальнейшем преобразование органогенной структуры тесно связано с преобразованием аморфных форм кремнезема (опал) в кристаллические формы. При переходе опала А в опал КТ появляется глобулярная микротекстура и формируется межглобулярный тип коллектора. При повышенном содержании сапропелевого ОВ и повышенной каталитической роли поверхностно-активного кремнезема начинаются процессы генерации углеводородов. Коллекторы для них уже подготовлены в этих же толщах, свойства их высоки (пористость достигает 40%). Нефти в биогенно-кремнистых толщах считаются нефтями раннего созревания. При дальнейшем усилении катагенеза происходят обезвоживание, переход кремнезема в другие минеральные формы - халцедон, а затем кварц. В породах развивается трещиноватость, связанная система трещин способствует образованию резервуара пластового или массивного типа с коллектором трещинного типа. На шельфе Калифорнии находится несколько месторождений, где кремнистые породы формации Монтерей миоцена промышленно нефтеносны. Самым крупным является месторождение Пойнт-Аргуэльо. На Сахалине в таких толщах также открыто два месторождения. Сходным образом возникают резервуары в кремнисто-глинисто-карбонатных богатых ОВ так называемых доманикоидных толщах.

Коллекторы в породах магматического и метаморфического происхождения известны давно. В частности, нефть обнаружена в вулканитах, во вторично измененных пористых лавах и туфах в Мексике, Японии и в других местах. Нефть и газ в туфах, лавах и других разностях связаны с пустотами, которые образовались при выходе газа из лавового метериала или со вторичным выщелачиванием. Нефтеносность этих пород всегда вторична. В вулканических породах в Западном Азербайджане открыто месторождение Мурадханлы. Залежи нефти в породах вулканогенного комплекса эоценового возраста открыты в Восточной Грузии. Известны скопления нефти в метаморфизованных породах фундамента в Алжире, в измененных серпентинитах на Кубе и т.д. Притоки нефти получены из коры выветривания гранитно-метаморфических пород, залегающих в ядрах мезозойских поднятий в Шаимском районе Западной Сибири. На площади Оймаша на Южном Мангышлаке получена нефть из зоны вторично измененных гранитов.

Однако подлинный бум вызвало открытие нефти в гранито- гнейсовых породах на шельфе Вьетнама (месторождение Белый Тигр и др.). Эти породы участвуют в строении месторождений,гранитные тела внедряются в осадочные породы. Возникновение коллекгорских свойств в них связано с метасоматозом и выщелачиванием в результате гидротермальной деятельности, с явлениями контракции (усадкой) при остывании, с дроблением по зонам тектонических нарушений. В результате действия растворов, цеолитизации, выщелачивания полевых шпатов в породах образуются крупные каверны. В результате воздействия перечисленных процессов возникли субгоризонтальная и субвертикальная зональности в распределении проницаемых участков и сложились три типа пустотности: трещинная, трешинно-каверновая и поровая. Основной объем пустот в магматическом коллекторе принадлежит микротрещинам и микрокавернам. Основное пустотное пространство тектонического происхождения связано с трещино- ватостью, катаклазированием и милонитизацией, в результате чего породы раздроблены в щебенку. Контраюшонная усадка при остывании привела к созданию контракционной пустотности. Пористость пород в большинстве случаев не превышает 10-11%. Проницаемость матрицы невысока, но в результате развития кавернозности и трещиноватости в целом проницаемость достигает сотен миллидарси. Зоны улучшенных коллекторов обеспечивают притоки нефти в сотни тонн. В качестве газосодержащих выделяются многолетнемерзлые породы. Пустоты разного генезиса, образовавшиеся в них, могут быть заполнены газом, льдом и незамерзшей водой. При определенных условиях (повышение давления) образуются соединения газа с водой - газогидраты. Выбросы газа из этих толщ могут отличаться высокой интенсивностью и большими дебитами (в основном не столь длительными). Залежи в этих коллекторах располагаются на небольших глубинах, в некоторых случаях они могут быть использованы для местных нужд. Учитывая необходимость сопоставления основных параметров двух ведущих групп коллекторов - обломочных (гранулярных) и карбонатных, - авторы предлагают общую классификацию этих коллекторов (табл. 3). Она основана на сопоставлении исходных классификаций, 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 также проницаемость в классах очень широкие (соответственно 10-20%, 100-1000 мД). Этот недостаток может быть ликвидирован введением подклассов в зависимости от развития конкретных разностей пород в том или ином районе со свойственными им вещественно-структурными характеристиками и параметрами. Например, в классе 2 можно выделять подкласс 2а с хорошо отсортированными малоцементными песчаниками и 26 - с песчаниками, содержащими повышенное количество цемента и соответственно со сниженной емкостью и особенно проницаемостью. В классе 4 слабо измененные пелитоморфные и мелкозернистые известняки имеют удовлетворительную емкость, но низкую проницаемость. Сюда же могут быть отнесены комковатые выщелоченные известняки или строматолитовые, обладающие повышенными свойствами. Укрупненные классы полезны для выявления общих тенденций изменения свойств на значительных площадях и частях разреза.

Таблица 3. Общая классификация коллекторов

Типы коллекторовКлассы по емкостным и фильтрационным свойствамГранулярные в хорошо отсортированных обломочных породах Кавернозные В карбонатных и выщелоченных магматических и метаморфических породах1 класс Открытая пористость до 40% и выше, проницаемость до 1000 мД и вышеГранулярные отсортированные с малым количеством цемента, оолитовые известняки Биопустотные рифовые и другие биогеные карбонатные породы2 класс Открытая пористость более 20% , проницаемость 100 - 1000 мД Гранулярные олигомиктового и аркозового состава Карбонатные органогенно -детритусовые3 класс Открытая пористость 15- 20% , проницаемость 10- 100 мДГранулярные полимиктового состава Карбонатные Пелитоморфные, мелкозернистые, комковатые4 класс Открытая пористость 10- 25% , проницаемость 1- 50 мДТрещинные тектоническая трещиноватость5 класс трещинная пустотность 2- 3% проницаемость до 1000 мДЛитогенетическая трещиноватость6 класс трещинная пустотность 5- 10% проницаемость 10- 100 мД

4. Типы пустотного пространства карбонатных коллекторов

Типы пустотного пространства карбонатных пород-коллекторов весьма разнообразны по происхождению, размерам и форме. Формирование пустот происходит на всех этапах - при образовании осадка, его преобразовании в породу, на стадии существования породы и ее поверхностном выветривании. При этом каждый этап не только имеет свои особенности и присущие ему процессы, дающие в результате ту или иную структуру пустотного пространства, но эти процессы по разному проявляются в различных по фациальной природе и первичной структуре карбонатных отложениях.

Существенные изменения пустотного пространства карбонатных пород происходят на стадиях диа-, ката- и гипергенеза. Важны в этом плане процессы уплотнения и цементации, перекристаллизации, доломитизации, выщелачивания, кальцитизации и сульфатизации, трещинообразования. Уплотнение карбонатных осадков и пород происходит иначе, чем в терригенных и глинистых. Биогермные и частично цельнораковинные мелководные образования уже на стадии седиментации формируются как практически твердые осадки. В многочисленных пустотах из морских и иловых вод уже на стадии седиментогенеза и особенно диагенеза выделяется хемогенный кальцит, который сокращает пористость, но одновременно за счет цементации создает жесткий каркас, поэтому породы при дальнейшем погружении практически не уплотняются и сокращения пористости за этот счет не происходит. Мелководные карбонатные осадки, состоящие из форменных элементов, литифицируются за счет раннедиагенетической цементации очень быстро. Это значительно сокращает пористость, но одновременно и «консервирует» структуру порового пространства, т. е. предохраняет от последующего сокращения пустот за счет уплотнения. Пелитоморфные и микрозернистые карбонатные илы мелководных обстановок также быстро литифицируются за счет цементации. Вместе с тем они сохраняют способность уплотняться в процессе прогрессивного катагенеза при возрастании давления.Иначе происходят процессы уплотнения и цементации в глубоководных карбонатных осадках, планктоногенных по своей природе, что установлено по материалам глубоководного бурения. На первой стадии (стадия илов), охватывающей около 10 млн. лет и мощность порядка 200-300 м, пористость уменьшается.

Цифры у крестиков показывают средние значения kпc в среднем с 80 до 60 % преимущественно за счет гравитационного уплотнения; на следующих стадиях - мела и известняков, охватывающих несколько десятков миллионов лет и заканчивающихся на глубине около 800-825 м от дна океана, происходит дальнейшее снижение пористости с 60 до 40 %, но уже за счет цементации; цементирующий кальцит образуется за счет растворения раковинок планктонных фораминифер.

Перекристаллизация - процесс укрупнения размеров кристаллов без изменения их минерального состава, ведет, как правило, к улучшению коллекторских свойств. Например, в нижне-кембрийских отложениях южной части Сибирской платформы 4,57%, микротонкозернистых -7,14%, а тонкозернистых - 9 , 3 5 % . Аналогично изменение и коэффициента проницаемости (рис. 3).

Рис. 3. Зависимость коэффициента открытой пористости разных типов известняков от глубины (по И. В. Безбородовой с дополнениями),

а - известняки с форменными элементами, цементацией порового и контактного типа:

б - известняки кристаллические с редкими форменными элементами среднее значение открытой пористости микрозернистых известняков и доломитов равно.

Увеличение открытой пористости при перекристаллизации, видимо, обусловлено двумя причинами. Во-первых, не весь карбонатный материал, образующийся при растворении, затем вновь кристаллизуется. Часть его выносится пластовыми водами, что ведет к общему увеличению пустотности. Во-вторых, при образовании более крупных кристаллов формируются более крупные межкристаллические поры и, соответственно, межпоровые поровые каналы. Это увеличивает взаимосвязь пустот, повышает проницаемость и в целом ведет к улучшению коллекторских свойств породы. Доломитизация. Теоретически было показано, что при доломитизации должно происходить уменьшение объема, занятого доломитом, по отношению к объему, занятому кальцитом на 12,2%; на эту величину и должен теоретически возрастать объем пустотного пространства.

Фактические соотношения пористости и степени доломитности для разных районов и различных отложений зависят от структурно-генетического типа первичной породы, времени и химизма процессов доломитообразования.

Первичные седиментационные и седиментационно-диагенетические доломиты однородные, имеют обычно микро- и тонко-зернистую структуру, и, как правило, характеризуются низкими значениями пористости и проницаемости. Диагенетическая доломитизация также практически не изменяет коллекторские свойства, поскольку диагенетическое уплотнение ликвидирует дефицит объема и увеличения пористости не происходит.

При катагенетической метасоматической доломитизации, которая происходит в жесткой, практически не поддающейся дальнейшему уплотнению карбонатной толще, благодаря чему общий объем породы сохраняется, сокращение объема твердой фазы ведет к увеличению пустотного пространства. Механизм процесса доломитизации достаточно сложен. Кальцит вначале растворяется в относительно слабо минерализованных водах,

часть карбоната кальция в образовавшемся растворе вступает в обменные реакции, что ведет к формированию доломита и его переходу в твердую фазу, а часть кальция остается в растворе и с ним выносится.

Таким образом устанавливается влияние на коллекторские свойства не просто доломитности (абсолютного содержания доломита), а именно доломитизации-наложенного процесса, при чем наибольшее воздействие оказывает катагенетическая метасоматическая доломитизация. При этом значительной или сплошной катагенной доломитизации подвергаются обычно наиболее проницаемые породы, по которым возможна фильтрация пластовых вод, несущих магний и способных выносить образующиеся в процессе реакции продукты. Это чаще всего породы, состоящие из форменных элементов - органогенно-обломочные оолитовые и подобные типы известняков.

. Выщелачивание

Карбонатные минералы относятся к числу сравнительно легко растворимых соединений, особенно в присутствии в воде углекислоты. Изменение ее содержания в воде, которое определяется температурой, давлением, минерализацией воды, микробиологической деятельностью, процессами окисления органического вещества может достаточно быстро изменять величину рН, поэтому в катагенезе и гипергенезе происходит процесс выщелачивания, которое включает растворение вещества и удаление образовавшихся растворенных продуктов. Чрезвычайно важное условие выщелачивания - наличие проницаемых пород и фильтрация по ним, которая обеспечивает приток новых порций воды и вынос образовавшихся растворов.

Именно поэтому выщелачиванию в наибольшей степени подвергаются первично пористые и проницаемые, а также трещиноватые породы; пелитоморфные и микрозернистые разности практически не содержат вторичных пустот выщелачивания (исключая выщелачивание по трещинам).

Наличие равномерно рассеянного в породе глинистого, кремнистого и органического материала резко ослабляет процессы выщелачивания. В сульфатных водах более активно растворяется доломит, в гидрокарбонатных - карбонаты кальция, при чем арагонит растворяется легче, чем кальцит. Последним можно объяснить частое выщелачивание раковин, сложенных первоначально арагонитом, появление «отрицательнооолитовых»

структур, т. е. структур, обусловленных выщелачиванием оолитов при сохранении цементирующей массы.

В итоге ката- и гипергенетического выщелачивания формируются пустоты разной формы и различного размера: от долей миллиметров до грандиозных пещер с поперечником до десятков метров и протяженностью на многие десятки километров.

Общие особенности пустотного пространства, образовавшегося при выщелачивании, следующие:

неравномерность распределения пустотного пространства: первично пористые и проницаемые участки породы или пласты в комплексе отложений становятся еще более пористыми и проницаемыми, в то время как в смежных слабопроницаемых участках, в условиях меньшей подвижности воды карбонаты могут даже осаждаться. Все это ведет к увеличению анизотропии отложений по их коллекторским свойствам;

связь с литолого-фациальным составом отложений, приуроченность к биоморфным, органогенно-обломочным и другимвидам первично проницаемых пород, а также зонам трещино- и стилолитообразования.

. Кальцитизация и сульфатизация

Кальцитизация начинается уже в диагенезе и прежде всего связана с инверсией арагонита в кальцит; при этом объем кальцита на 9 % превосходит объем арагонита, т. е. этот процесс ведет к сокращению пустотного пространства. Диагенетическая кальцитизация из иловых вод ведет к литификации, что также уменьшает пористость. Достаточно крупные кристаллы кальцита образуются в катагенезе из пластовых вод в порах, кавернах, трещинах либо сокращая их объем, либо изолируя их друг от друга, либо полностью выполняя эти пустоты. Катагенетнческие выделения сульфатов весьма разнообразны. Это, например, один из продуктов метасоматической доломитизации. Возможно выпадение сульфатов из пластовых вод при изменении термобарических условий и солевого состава этих вод. Нередко сульфаты кальция вносятся в проницаемые карбонатные породы из вышележащих соленосных толщ. При этом иногда отмечается даже выпадение галита, то есть засолонение карбонатных пород. Отмечено образование сульфатов в приконтурной части нефтяной залежи за счет микробиологического окисления серы в зоне водонефтяного контакта. Во всех случаях сульфаты прорастают карбонатную массу породы или чаще развиваются в межформенных порах, кавернах и трещинах, частично или полностью заполняя их, и тем самым снижают коллекторские свойства пород. Рассмотренные выше материалы показывают разнообразие процессов, ведущих к образованию и преобразованию пустотного пространства карбонатных пород, причем формирование пустот с той или иной интенсивностью при ведущей роли тех или иных процессов происходит на разных стадиях литогенеза - начиная с седиментогенеза и кончая гипергенезом. В связи с этим пустоты в карбонатных породах подразделяются на первичные, сформированные на стадиях седиментогенеза и диагенеза, и вторичные, образование которых связано с этапами ката- и гипергенеза. Последние в свою очередь делятся на унаследованные и новообразованные. Первые образуются за счет переработки первично существующих пустот путем увеличения и изменения формы при выщелачивании, доломитизации, литогенетической трещиноватости, либо путем их сокращения в результате уплотнения, кальцитизации, сульфатизации и т. д. Вторые развиваются в породах без видимой связи с первичной пористостью и определяются, главным образом, тектонической трещиноватостью и обусловленным ею выщелачиванием (табл. 4).Устанавливается весьма отчетливая связь коллекторских свойств, как по абсолютным значениям характеризующих их параметров, так по структуре и морфологии порового пространства с литологическими особенностями пород, с их структурногенетическими типами, фациальными условиями образования осадков.

Наиболее благоприятными коллекторскими свойствами обладают биоморфные, органогенно-детритовые и обломочные слабо сцементированные известняки. Они характеризуются проницаемостью более 100∙10- 1 5 м2, высокими значениями открытой пористости (20-30 %) и низким содержанием остаточной воды (10-15 %). Последняя занимает небольшой объем порового пространства, поэтому эффективная пористость близка к открытой и имеет столь же высокие значения. Микрозернистые и пелитоморфные хемогенные известняки и доломиты, напротив, характеризуются высоким содержанием остаточной воды (в основном более 35 %, а часто 50-70 % и более) и низкой величиной проницаемости (<50∙ 10-15 м2, а чаще <1-10∙10- 1 5 м2). Весьма значительная остаточная водонасыщенность даже при наличии встречающихся высоких значений открытой пористости (15-20 %) определяет низкую эффективную пористость (до 5-7 %).

В целом карбонатные породы с первичной и унаследованной вторичной пористостью и кавернозностью представляют собой каверново-поровый тип коллектора с высокими емкостными и фильтрационными свойствами и низким содержанием остаточной воды. Породы же с вторичной новообразованной пустотностью за счет трещин и развивающихся по ним каверн представляют каверново-трещинный тип коллектора, где емкость матрицы невелика, а полезная емкость слагается из емкости каверн и трещин.

Таблица. 4. Схема подразделения пустот карбонатных отложений по времени их образования

Время образованияПримеры пустотПервичные: Седиментационно-диагенетическиеВнутрискелетные, межформенные, межкаркасные, межскелетные, рифовых пещер, диагенетической доломитизаци, литогенетических трещин (наслоения, усыхания)Вторичные: ката - гипергенетические Вторичные: ката -Унаследованные (образуются за счет переработки первичных пустот)Остаточные - объем первичных пустот сокращен за счет кальцитизации, сульфатизации и т.д. (редуцированные)Внутрискелетные, межскелетные, межформенные, рифовых пещер, литогенетических трещин и т.д.Разработанные за счет:ВыщелачиванияКаверновые (внутриформенные, межформенные. карстовые), стилолитовыеПерекристаллизМежкристаллическиеДоломитизацииКонтракции, растворения при доломитизацииТектонической трещиноватостиТрещинные по первичным литогенетическим трещинам, в том числе напластования НовообразованныеТектонических трещин, выщелачивания по трещинам, стилолитовые, карстовые по зонам тектонического дробления (?), перекристализэции и доломитизации: межкристаллические, контракции, растворения (?)

Коэффициент нефтегазонасыщенности последних близок к единице, так как в силу их значительной раскрытостисвойства таких коллекторов определяются практически только трещинами и могут изменяться в широких пределах. Учитывая выявленные соотношения между отдельными параметрами, характеризующими коллекторские свойства (проницаемость, пористость, остаточная водонасыщенность) и их зависимости от состава, структуры и происхождения карбонатных пород, К. И. Багринцева предложила вариант оценочно-генетической классификации карбонатных коллекторов, где различие емкостных и фильтрационных свойств увязано с литогенетическими типами пород, их текстурно-структурными особенностями и условиями формирования пустотного пространства.

Список использованной литературы

1.Геология и геохимия нефти и газа. Учебник / О. К. Баженова, Ю. К. Бурлин, Б. А. Соколов, В. Е. Хаин - М.: Изд-во МГУ 2000

Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа. В. Н. Киркинская, Е. М. Смехов - Ленинград «Недра» Ленинградское отделение 1981

Литология. Б. К. Прошляков, В. Г. Кузнецов Учебник для вузов - М.: «Недра» 1991

Коллекторами нефти и газа называются породы, слагающие природные резервуары, способные вмещать подвижные вещества (воду, нефть, газ) и отдавать их в естественном источнике или в горной породе при разработке в данной термобарической и геохимической обстановках. В качестве коллекторов могут выступать все известные разновидности горных пород (в одном из месторождений Восточной Туркмении даже в толще соли содержится небольшое скопление газа).

Различают гранулярные (межзерновые), трещинные, кавернозные и биопустотные коллекторы. Часто встречаются промежуточные разности, особенно трещинно-кавернозные и гранулярно-трещинные.

Гранулярными являются в основном песчано-алевритовые породы и некоторые разности карбонатных – оолитовые, обломочные известняки, а также остаточные породы (дресва выветривания). Пустоты коллекторов представлены порами.

Трещинными коллекторами могут быть осадочные породы, изверженные и метаморфические. Трещины определяют, главным образом, проницаемость этих образований.

В качестве трещинных коллекторов среди осадочных пород чаще всего выступают карбонатные, но бывают и песчано-алевритовые и даже глинистые, которые ранее могли являться нефтегазопроизводящими. Кавернозные коллекторы чаще всего связаны с зонами выщелачивания с образованием пустот (каверн, пещер) в карбонатных и эвапоритовых толщах. В качестве основного процесса, образующего пустоты, чаще всего выступает карстообразование.

Биопустотные коллекторы связаны с органогенными карбонатными породами, пустоты носят внутрискелетный и межскелетный характер. Характеризуя породу-коллектор, необходимо, прежде всего, учитывать ее емкость, т.е. способность вмещать в себя определенный объем нефти и газа, и способность отдавать – пропускать через себя нефть и газ. Первое свойство контролируется пористостью пород, а второе – ее проницаемостью.

Пористость горных пород

Суммарный объем всех пустот в породе, включая поры, каверны, трещины, называют общей или абсолютной (теоретической) пористостью. Общая пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или процентах. Часть пор в породе оказывается не связанной между собой. Такие изолированные поры не охватываются потоком флюида при разработке. Кроме того, изолированные поры могут быть заполнены водой или газом. Поэтому выделяют открытую пористость – отношение объема открытых пор к объему породы.

Открытая пористость всегда меньше теоретической. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости стенок канала и т.д. Отношение объема эффективных пор к объему породы называется эффективной пористостью, которая выражается в долях единицы или процентах. Эффективная пористость всегда должна определяться по отношению к конкретному флюиду и к пластовым условиям. Ее определение возможно методами ГИС или специальными промысловыми исследованиями. Иногда используется понятие приведенной пористости, представляющей отношение объема пор к общему объему матрицы породы.

В природных условиях пористость песчано-алевритового коллектора зависит прежде всего от характера укладки зерен, от степени их отсортированности, окатанности, наличия, состава и качества цемента. Кроме того, пористость зависит от проявления и сохранения разного размера каверн и трещиноватости вследствие вторичных процессов − выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации и др. Большое влияние на геометрию порового пространства оказывают структура и текстура пород-коллекторов. Под структурой пород понимаются внешние особенности зерен породы: их форма, характер поверхности зерен и т.д.; под текстурой − характер взаимного расположения зерен породы и их ориентация. В частности, слоистость является одним из важнейших и широко распространенных признаков текстуры.

Существенное влияние на взаимодействие пород-коллекторов с флюидом оказывает величина поверхности пор. В обломочных породах общая поверхность пор находится в обратной зависимости от размера частиц и характеризуется величиной удельной поверхности:

где f – коэффициент пористости; D – средний диаметр зерен, см.

Плотность осадочных горных пород определяется в пределах от 1,5 до 2,6 г/см3 и для обломочных образований находится в обратной зависимости от пористости.

Карбонатные породы, как уже отмечалось, часто являются коллекторами. Первичная пористость характерна для биогенных пород, обломочных известняков, онколитовых, сферолитово-сгустковых и оолитовых их разностей. Она существенно изменяется уже в диагенезе − когда происходит выщелачивание, перекристаллизация и доломитизация. Первый их этих процессов имеет определяющее значение для карстообразования. Карстообразование может начаться еще в зонах повышенной трещиноватости пород. Кавернозные известняки являются наиболее емкими коллекторами. К сожалению, часто образовавшиеся каверны заполняются кальцитом позднейшей генерации и другими новообразованиями. Процессы доломитизации могут увеличить емкость коллектора до 12%, а процессы сульфатизации и окремнения существенно ее снизить. В массивных известняках и доломитах основная емкость коллектора формируется, как правило, благодаря трещиноватости, достигая 2 − 3%.

Наиболее распространенным методом определения пористости является объемный метод, основанный на точной фиксации объема заполняющей поры жидкости.

Проницаемость горных пород. Под проницаемостью понимается способность пород пропускать через себя флюиды. Опытным путем было определено (Дарси), что скорость установившейся фильтрации пропорциональна перепаду давления:

где V – скорость фильтрации, м/с; m – динамическая вязкость, Па с; Δр – перепад давления на отрезке А1, Па/м; Кп – коэффициент проницаемости, м2. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости Кп, м2. Определение проницаемости горных пород, наряду с указанным характером размерности (Кп, м2), может выполняться также в Д (Дарси) и мД; при этом для перевода используется соотношение: 1Д = 10-15 м2.

Проницаемость зависит от размера пор, их взаимосообщаемости и конфигурации, размера зерен, плотности их укладки и взаимного расположения, отсортированности, цементации и трещиноватости. Величина коэффициента проницаемости не зависит от природы фильтрующейся жидкости через образец пористой среды и от времени фильтрации. Однако в процессе эксперимента наблюдаются и некоторые отклонения. Так, при фильтрации жидкостей в рыхлых коллекторах и наличии весьма мелких фракций песка возможна перегруппировка зерен породы (суффозия) и забивание поровых каналов мелкими частицами, изменяющими проницаемость среды. Частицы, находящиеся в нефти во взвешенном состоянии, при выпадении вызывают частичное закупоривание пор, снижая проницаемость.

В результате выделения смолистых веществ, содержащихся в сырой нефти, происходит отложение их на поверхности зерен породы-коллектора, что приводит к уменьшению поперечного сечения поровых каналов. При фильтрации воды в коллекторах, содержащих небольшой процент глинистого материала в составе песчаника, глины разбухают, что вызывает уменьшение сечения поровых каналов. При воздействии пластовых вод, особенно агрессивных, на кремнезем возможно образование коллоидального кремнезема в поровых каналах – это также ведет к их закупориванию. Из глинистых минералов, по данным Т.Т. Клубовой (1984), максимально снижают проницаемость пород минералы монтмориллонитовой группы. Примесь 2% монтмориллонита к крупнозернистому кварцевому песчанику снижает его проницаемость в 10 раз, а 5% монтмориллонита − в 30 раз. Этот же песчаник с примесью каолинита до 15% все еще сохраняет хорошую проницаемость (соответственно 150 и 100-110 мД).

Вопрос о связи между собой двух основных параметров коллекторов – пористости и проницаемости пор – достаточно сложен. Проницаемость наиболее тесно связана с размерами пор и их конфигурацией, в то время как общая пористость по существу не зависит от размера пор. Если в поровых коллекторах проницаемость пропорциональна квадрату диаметра пор, то в трещинных коллекторах она пропорциональна кубу раскрытости трещин. Проницаемость и пористость в зоне разрывных дислокаций зависят от условий и степени заполнения их при перекристаллизации и вторичной цементации.

Подавляющая часть коллекторов представлена породами осадочного происхождения, но встречаются среди них и другие типы. Так, например, на Шаимском месторождении в Западной Сибири нефть залегает в выветрелых гранитах эрезионного выступа фундамента. В месторождении Литтон-Спрингс в Техасе нефть залегает на контакте серпентинитов и вмещающих их известняков (рис. 22).

На Кубе нефть получают из серпентинитов. В месторождении Фибро в Мексике часть подземного резервуара образована изверженными породами основного состава. В Японии некоторые залежи газа связаны с туфами и лавами. Залегает нефть и в коре выветривания фундамента, сложенного изверженными и метаморфическими породами.

По данным, полученным в результате изучения свыше 300 крупнейших месторождений в мире, запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках – 57%; в известняках и доломитах – 42%; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах – 1%.

Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла территории СССР приурочено к основным продуктивным пластам терригенного состава (меловые отложения Западной Сибири, карбон и девон Русской плиты). Из литолого-фациальных разновидностей среди терригенных пород в качестве нефтегазоносных наиболее часто встречаются нормальные морские мелкозернистые песчаники и алевролиты. Реже всего нефтегазоносность связана с конгломератами и породами частого флишевого переслаивания.

С карбонатными коллекторами в настоящее время связано меньше разведанных запасов нефти и газа, чем с терригенными. Отчасти это может быть объяснено недостаточной разведанностью карбонатных пород. Широкое развитие карбонатных коллекторов предполагается в пределах Восточно-Сибирской платформы.

Как следует из сказанного выше, глинистые толщи имеют весьма широкое распространение. Глины выполняют роль вмещающей среды или локальных покрышек, роль коллекторов − заключенные в них прослои или линзы песков, песчаников, карбонатных пород. Однако еще в начале XX столетия были получены притоки нефти и газа и непосредственно из глин в Калифорнии (США), затем в других районах мира и, наконец, из битуминозных глин баженовской свиты Западной Сибири. Как правило, глины, выполняющие роль коллектора, подверглись существенным изменениям в процессе литогенеза (в основном различных уровней эпигенеза), что идентифицируется нами с процессами катагенеза органического вещества.

Эти глинистые породы по существу занимают промежуточное положение между собственно глинами и глинистыми сланцами. По мнению Т.Т. Клубовой (1984), они преимущественно гидрослюдистые, содержат значительное количество рассеянного ОВ, окремнелые. Наличие жесткого каркаса из кремнекислоты и сорбированного глинистыми минералами ОВ, гидрофобизировавшего поверхность монтмориллонитов из частиц глинистых минералов, а значит и зоны контакта их друг с другом и с другими микрокомпонентами пород, обусловливают их промышленную емкость. Именно гидрофобизация зон контактов предопределила их достаточно легкое разъединение, а впоследствии и отдачу той нефти, которая в них заключалась (Т.Т. Клубова, 1984). Формированию емкостного пространства способствует также тектоническая активность.

Пористость коллекторов обусловлена наличием пор различного размера или трещин. Выделяются макропоры (>1 мм). Среди последних различают сверхкапиллярные размером от 1 до 0,5 мм, капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм и субкапиллярные поры размером <0,0002 мм. Породы, обладающие субкапиллярными порами, для нефти практически непроницаемы; к ним, в частности, относятся глины.

Изучение терригенных коллекторов, выполненное Г.Н. Перозио, Б.К. Прошляковым, П.А. Карповым, Е.Е. Карнюшиной, Р.Н. Петровой, И.М. Горбанец и др., показало тесную корреляционную зависимость между типом коллекторов и величиной открытой пористости, с одной стороны, и уровнем катагенетического преобразования их с глубиной, с другой. Определяющими при этом являются процессы уплотнения пород-коллекторов и трещиннообразование. Данные Б.К. Прошлякова по Прикаспийской впадине показывают, что соответствующее уплотнение и активное трещиннообразование происходит на глубине 3,5-4,0 км, а образующаяся при этом трещинная пористость составляет около половины всего объема пор, а трещинная проницаемость измеряется тысячами миллидарси. Наглядное представление о типах коллекторов в терригенных породах и влиянии катагенеза в процессе погружения их дает сводная таблица, составленная Е.Е. Карнюшиной (табл. 2).

Для сравнения, по данным И.М. Горбанец (1977), трещиннообразование в кварцевых и глауконито-кварцевых алевролитах верхнего эоцена Западно-Кубанского прогиба Скифской эпигерцинской плиты начинается с глубины около 4,0 км. В интервале разреза от 0,6 до 5,0 км выделяются следующие зоны распределения различных типов коллекторов: I тип (до 3,5 км) − поровые; II (3,5-4,5 км) − преобладание трещинно-поровых при наличии всех остальных типов; III (глубже 4,5 км) − трещинные.

Существует основная классификация пор, каналов и других пустот по размерам на основе различия основных сил, вызывающих движение флюидов. М.К. Калинко составил общую классификационную таблицу всех видов пустот в зависимости от их морфологии и размеров (табл. 3; пределы отклонения размеров указаны в каждом конкретном случае).

А.А. Ханин применяет иную, чем М.К. Калинко, градацию пор по размерам, выделяя макропоры крупнее 1 мм и микропоры меньшие, чем эта величина. Комплексное использование основных отмеченных выше параметров пород-коллекторов позволило предложить на базе рекомендаций А.А. Ханина и др. в качестве практической (промышленной) следующую классификацию коллекторов, различающихся по величине пористости и проницаемости. К коллекторам первого класса относятся коллекторы с эффективной пористостью свыше 26% и проницаемостью – свыше 1000 мД; второго класса – коллекторы с эффективной пористостью от 18 до 26% и проницаемостью – от 500 до 1000 мД; третьего − от 12 до 18% и проницаемостью – от 500 до 100 мД; четвертого − от 8 до 12% и от 100 до 10 мД; пятого класса − от 4,5 до 8% и от 10 до 1 мД. Породы-коллекторы, имеющие эффективную пористость менее 4,5% и проницаемость ниже 1 мД, промышленного значения не имеют, образуя коллекторы шестого класса. Наиболее полные классификации карбонатных коллекторов разработаны Е.М. Смеховым и др. (1962) и М.К. Калинко (1957). Обычно карбонатные коллекторы разделяются на три большие группы: межзерновые, межагрегатные и смешанные. Группа межзерновых коллекторов включает несколько типов в зависимости от состава вещества, заполняющего межзерновые пространства, и степени заполнения, а межагрегатных − две подгруппы: порово-каверновые и трещинные коллекторы; пористость последних не превышает, как правило, 1,7−2%.

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА (от cp.-век. лат. соllector — собиратель * а. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и. rocas reservorios de gas у petroleo) — горные породы , способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки . Критериями принадлежности пород к коллекторам и служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием , трещиноватости , кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов , она зависит от состава флюида и типа коллектора.

Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: , глинисто-кремнисто-битуминозные, и другие.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава , сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации , интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания . Особенности карбонатных пород — ранняя литификация , избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах. Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.

Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные коллекторы нефти и газа. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Наиболее значительные запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям. Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом всей геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов нефти и газа, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой метод, капиллярного насыщения пород люминофорами и другие методы.

СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Как было отмечено в настоящей главе, терригенные породы обычно относятся к коллекторам порового типа. Карбонатные породы имеют пустоты различного вида - микрокаверны (поры выщелачивания), макрокаверны, трещины. Карбонатные породы с развитой системой трещин и каверн явно отличаются от терригенных условиями фильтрации. Вместе с тем имеются залежи, в которых большое место занимают коллекторы, пустотное пространство которых представлено в основном микрокавернами, соизмеримыми по размерам с породами. В.Д. Викториным показано, что при поровом типе терригенных коллекторов и микрокаверновом карбонатных также имеются существенные различия между ними, влияющие на условия разработки залежей нефти и газа в этих породах.

1. Прежде всего, различны условия залегания пород-коллекторов - если терригенные породы залегают в виде пористых пластов толщиной от единиц до нескольких десятков метров, то карбонатные формируют массив или горизонты толщиной в несколько сот метров, часто со смешанным типом коллекторов. Соответственно к первым обычно приурочены залежи пластового типа, ко вторым - в зависимости от степени трещиноватости пород - залежи массивного, массивно-пластового и пластового типов. Это предопределяет применение весьма различных систем разработки залежей.

2. Поровые терригенные и карбонатные коллекторы различаются по структуре пустотного пространства.

В терригенных коллекторах диаметры пор и соединяющих их каналов различаются ненамного. В карбонатных коллекторах диаметры соединяющих каналов на один-два порядка меньше диаметров микрокаверн, составляющих основную емкость коллектора. Поэтому при равной величине пустотности терригенных и карбонатных коллекторов карбонатные обычно имеют меньшую естественную проницаемость.

3. В связи с разной структурой пустотного пространства микрокаверновые карбонатные и поровые терригенные коллекторы различаются по величине удельной поверхности, под которой понимается суммарная поверхность пустот, содержащихся в единице объема образца. От удельной поверхности пустотного пространства породы, которая может достигать огромных размеров, зависят содержание остаточной воды, нефтегазонасыщенность, адсорбционная способность породы и другие свойства. При низкой и средней проницаемости удельная поверхность карбонатных коллекторов значительно ниже, чем терригенных; лишь при высокой проницаемости их удельные поверхности почти соизмеримы. Из изложенного ясно, что коэффициенты нефтегазонасыщенности карбонатных микрокаверновых коллекторов обычно выше, чем аналогичных по проницаемости терригенных коллекторов.

4.Во многих карбонатных толщах присутствуют одновременно продуктивные коллекторы с разными видами пустотности и с большим диапазоном проницаемости, вплоть до очень низкой (менее 0,001 мкм 2). В связи с этим карбонатные горизонты в значительно большей степени, чем терригенные, обладают слоистой и зональной неоднородностью по емкостно-фильтрационным и упруго-механическим свойствам. В результате далее монолитные карбонатные толщи представляют собой сложные объекты разработки. Это делает процессы вытеснения из карбонатных коллекторов нефти и газа водой и вытеснения нефти другими агентами более сложными.

5.Карбонатные коллекторы гораздо в большей степени, чем терригенные, подвержены трещиноватости. Макротрещины имеют преимущественно вертикальную или наклонную к слоистости ориентировку, а их раскрытость определяется превышением пластового давления над боковым горным. Боковое горное давление даже для одной залежи меняется в широких пределах (от 0,05 до 0,75 вертикального горного давления), т.е. так же, как и все физические свойства карбонатного коллектора, характеризуется неоднородностью. Раскрытость трещин часто меняется по высоте и длине, вследствие чего в сумме они создают относительно невысокую проницаемость. Однако и при этом трещины могут являться основными каналами для перемещения нефти и газа и обеспечивать гидродинамическую связь различных частей резервуара и даже его единство в целом.

Терригенным же пластам обычно свойственна разобщенность различных их частей непроницаемыми и по толщине, и по простиранию породами.

6. В терригенных коллекторах макротрещиноватость проявляет себя положительно в виде системы каналов для фильтрации нефти лишь в очень плотных коллекторов с непроницаемой матрицей.

В карбонатных коллекторах трещиноватость играет большую роль в плотных непроницаемых породах, в коллекторах с нефтегазонасыщенной, но малопроницаемой матрицей, и в коллекторах с высокопроницаемой матрицей (в последнем случае она играет все же подчиненную роль).

7. При вскрытии бурящейся скважиной продуктивного пласта в условиях создания репрессии в скважине проницаемость всех коллекторов - и терригенных, и карбонатных - значительно ухудшается по сравнению с естественной. В терригенных коллекторах, несмотря на проведение работ по очистке прискважиннои зоны, это в значительной мере остается необратимым. В карбонатных коллекторах применение солянокислотных обработок, в процессе которых происходит растворение карбонатных пород в соляной кислоте, позволяет не только восстановить естественную проницаемость, но и увеличить ее в радиусе нескольких метров вокруг скважины. Особенно глубоко кислота внедряется в пласт по трещинам, что резко увеличивает трещиноватость и трещинную проницаемость. В результате этого при высокой нефтегазоносности пород создаются условия для промышленной разработки залежей в карбонатных пластах при таких низких природных значениях проницаемости, при которых терригенные коллекторы могут считаться непродуктивными.