ЛІТОЛОГІЯ ПРИРОДНИХ РЕЗЕРВУАРІВ

Природний резервуар нафти і газу – це природне вмістилище рідких і газоподібних речовин (флюїдів), в якому може відбуватися їх міграція. Природні резервуари складаються з двох елементів – колекторського тіла та обмежуючого його флюїдоупора (екрана, покришки). Колекторські тіла (пласт, товща, лінза) складаються пористими, проникними породами, завдяки чому під впливом зовнішніх сил в них можливе переміщення вуглеводнів, води та газу. Непроникні або слабо проникні пласти і товщі порід-флїдоупорів перекривають колекторське тіло зверху, часто підстилає знизу і можуть оточувати його з усіх боків.

Величина і форма природних резервуарів досить різноманітна. За площею їх розмір коливається від одиниць до десятків тисяч квадратних кілометрів. Форма в плані може бути ізометричного, рукавоподібного, розгалуженого та ін. Висота резервуару може складати від долей метра до декількох сотень і навіть тисяч метрів. В цілому розміри природного резервуару в значній мірі визначаються обстановкою осадконакопичення, а також тектонічними і постдіагенетичними процесами. Якість природного резервуару залежить від літологічного складу порід-колекторів і порід-флюїдоупорів.

Таким чином висока результативність при вивченні нафтогазоносності осадочних басейнів, визначення напрямків пошуків і розвідки вуглеводнів, а також при виборі оптимальної системи розробки родовищ нафти і газу не може бути досягнута без з’ясування літолого-фаціальної обстановки і вивчення літології природних резервуарів.

Колекторами називаються породи, які вміщують нафту газ або воду і здатні віддавати їх при розробці. За генезисом колекторами можуть бути осадочні, магматичні і метаморфічні породи. Найбільш поширеними серед колекторів є уламкові та карбонатні осадочні породи, група глинистих порід-колекторів менш розповсюджена. Магматичні і метаморфічні породи як колектори нафти і газу зустрічаються досить рідко, тому що ці породи і кори їх вивітрювання залягають значно нижче нафтогазоматеринських порід і їх колекторські властивості набагато гірші, ніж в осадочних товщах.

Колекторські властивості порід визначаються пористістю, проникністю, щільністю і насиченістю пор флюїдами. Під пористістю гірської породи розуміють наявність у ній пустот (пор, каверн, тріщин і т.д.) не заповнених твердою речовиною.

За умовами формування пори та інші пустоти поділяються на:

первинні, які утворюються в процесі осадконакопичення і формування породи; до них належать пустоти між зернами та уламками породи, проміжки між площинами нашарування, пустоти, які залишились після розкладання організмів та ін.; така пористість характерна для пісків, пісковиків, конгломератів, глин;

вторинні пори формуються у породах в процесі діагенезу, катагенезу; це пори розчинення, тріщини, які виникли у зв’язку з скороченням об’єму породи при доломітизації та кристалізації; тріщини зумовлені тектонічними явищами, ерозійними процесами.

Чисельно пористість виражають через коефіцієнт пористості, який є відношенням сумарного об’єму пор до об’єму породи, у якій вони знаходяться, і виражається в частках одиниці або процентах

,

де: К_п – коефіцієнт пористості; V_пор. – сумарний об’єм пор; V_породи – об’єм всієї породи разом з порами.

Виділяють три види пористості: повну (загальну, абсолютну або фізичну), відкриту та ефективну.

Повна пористість – це різниця між об’ємом зразка і об’ємом зерен, що його складають. Чисельно вона виражається відношенням об’єму всіх видів пор до об’єму гірської породи, яка їх включає.

Відкрита пористість – це сукупність всіх пор, які з’єднуються між собою; чисельно вона відповідає відношенню об’єму пор, які з’єднуються між собою, до об’єму породи, яка їх вміщує.

Ефективна пористість - це сукупність пор, через які може здійснюватись міграція даного флюїду.

Для кожного флюїду ефективна пористість породи неоднакова. Вона залежить від кількісних співвідношень між флюїдами, фізичних властивостей даного флюїду і самої породи.

Щільність породи дуже важлива фізична властивість, яка впливає на колекторські властивості. Щільністю називається відношення маси породи в природному стані (разом з рідинами і газами, які знаходяться в поровому просторі) до її об'єму

,

де: s - щільність породи, М – маса породи, кг; V – об’єм породи, м³. В системі Si щільність вимірюється в кг/м³ або г/см³.

Щільність породи залежить від таких факторів, як густина твердої, рідкої і газоподібної фаз, структурно-текстурних особливостей, пористості, а також від розміщення (укладки), уламкових зерен в уламкових породах, кристалів в хемогенних породах, біогенних компонентів в органогенних гірських породах.

Щільність породи на стадії катагенезу може суттєво відрізнятися за рахунок механічного ущільнення (перегрупування частинок), перекристалізації мінералів. У зв’язку з цим в природних умовах щільність коливається в широких межах.

Проникність – це здатність гірської породи пропускати через себе рідину або газ. Шляхами міграції можуть бути пори, тріщини, які з’єднуються між собою каналами. Величину проникності виражають через коефіцієнт проникності (К_пр). За одиницю проникності в системі Si прийнято 1×10^{-12 м2}, що відповідає 0,981 Д (дарсі) – позасистемній одиниці, яка застосовується у промисловості. Проникність 1×10^{-12 м2} відповідає витраті рідини (Q) 1 м³/с при фільтрації її через пористий зразок гірської породи довжиною (L), з площею поперечного перерізу (F) 1 м² при в’язкості рідини (m) 0,001 Па×с і перепаду тиску (DР) 0,1013 МПа.

Згідно з лінійним законом фільтрації Дарсі, проникність породи виражається в такому вигляді:

.

Закон фільтрації Дарсі використовується за умови фільтрації однорідної рідини і відсутності адсорбції та інших взаємодій між флюїдом і гірською породою.

Розрізняють абсолютну, ефективну та відносну проникність. Абсолютною або просто проникністю називають проникність гірської породи, коли через неї мігрує однорідна рідина або газ, яка не взаємодіє з породою.

Ефективна проникність характеризує здатність пористого середовища пропускати через себе нафту, воду або газ при певному їх процентному співвідношенні у пористому середовищі.

Відносна проникність – це відношення ефективної проникності до абсолютної проникності і вираховується арифметично. Можна визначати відносну проникність за кривими капілярного тиску. Відносна проникність безрозмірна. Її виражають у частках одиниць або процентах.

Водонасиченість – це ступінь заповнення порового простору водою, її виражають у частках одиниці, а частіше в процентах. За взаємовідношенням з породою виділяють воду вільну і зв’язану. Вільна вода здатна переміщуватись у поровому просторі і по тріщинах під впливом сили тяжіння або внаслідок перепаду тиску. В процесі формування покладів нафти і газу вільна вода у значній кількості здатна витіснятись з гірських порід. Зв’язана вода залишається у породі. За своєю природою вона може бути фізично або хімічно зв’язаною. Фізично зв’язана – це вода, яка утворюється за рахунок молекулярних сил або сорбції (плівкова, субкапілярна та ін.). Хімічно зв’язана вода – це вода конституційна (наприклад, у гіпсі CaSO₄×2H₂O) і кристалізаційна (наприклад, у малахіті Cu₂[(CO₃)(OH)₂]).

На колекторські властивості порід впливає переважно вільна і фізично зв’язана вода, яка розміщується у поровому просторі породи.

У процесі формування покладів вуглеводнів у породі залишається вся фізично зв’язана і частково вільна вода. Вільна вода утримується капілярними силами в тонких капілярах і місцях контакту мінеральних зерен породи. Ці нерухомі води, які залишаються в породі, називаються залишковими, а саме явище – залишковою водонасиченістю.

При проведенні підрахунку запасів нафти і газу з величини середньої пористості порід продуктивного пласта необхідно вирахувати вміст залишкової води.

Нафто- і газонасиченість – це ступінь заповнення порового простору породи цими компонентами, яка виражається частками одиниці або процентами.

У породах часто присутні всі три флюїди – газ, нафта, вода. Їх сумарна насиченість 100%, хоча доля кожного з них сильно міняється. При розробці родовищ вуглеводнів значна їх частина залишається в колекторах, зокрема нафти видобувається не більше 50%, решта знаходиться у зв’язаному стані в надрах Землі. Кількість видобутої нафти залежить від багатьох факторів, в тому числі і від властивостей самої нафти, її в’язкості, співвідношення між флюїдами, змочування мінеральних зерен, якості колекторів і т.д. Значно більша частка видобутого газу.

Класифікація порід-колекторів.Існує декілька категорій класифікацій, які базуються на генетичних, фізичних та літологічних ознаках. Серед них виділяють основні, загальні та оціночні.

Загальні класифікації характеризують всі типи порід-колекторів (магматичні, осадочні і метаморфічні) за їх генезисом, мінеральним складом, структурою, морфологією і часом формування порового простору.

Оціночні класифікації дають уяву про якість порід-колекторів за головними параметрами (пористість, проникність та ін.). Їх складають, як правило, для якоїсь конкретної групи порід – уламкових, карбонатних.

Найбільш поширеною в практичній діяльності є класифікація колекторів, прийнята на кафедрі літології Московського інституту нафти і газу (табл. 26.1).

Вона базується на літологічному складі порід, структурі, морфології порового простору. У цій класифікації виділяються групи порід-колекторів за літологічним складом - уламкові, карбонатні, глинисті і в самостійну групу виділені породи-колектори, які зустрічаються досить рідко – магматичні, метаморфічні і їх кори вивітрювання, а також кремнисті і сульфатні.

Таблиця 26.1 – Класифікація колекторів нафти і газу