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 мкм²). 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.