Основы физики нефтегазосодержащих пластов

Особенности физико-механических свойств пород - коллекторов нети и газа

На ранней стадии развития нефтяного дела существовало мнение, что нефть в земной коре скапливается в пустотах больших размеров или в трещинах. С развитием бурения скважин это представление изменилось (идеи Д. И. Менделеева). Достоверно известно, что нефть и газ в земной коре находится в осадочных горных породах с большим числом мелких сообщающихся пустот (микротрещин и пор).

При характеристике и оценке свойств горных пород часто смешивают и отождествляют два различных понятия - проницаемость и пористость.

Абсолютная или теоретическая пористость - суммарный объем всех пустот в породе, зависит от формы слагающих породу зерен, характера их взаимного расположения и наличия цементирующего вещества. Отношение суммарного объема пустот в породе ко всему объему породы – коэффициент пористости:

k_п = V_п/V ×100 %,

где V_п - суммарный объем всех пустот в породе; V – объем породы.

Проницаемость - способность породы пропускать при перепаде давления жидкость и газ. Существуют породы хорошо проницаемые и плохо проницаемые. Абсолютно непроницаемых пород нет. Проницаемость не характеризует количественное содержание жидкости в породе - лишь определяет способность передвижения по поровым каналам жидкости и газов.

Наименее плотная укладка равновеликих зерен-шариков с пересекающейся группой рядов под углом 90° - максимальное теоретическое значение коэффициента пористости равное 47,6 %. При пересечении двух групп рядов под углом 60° - теоретически минимальный коэффициент пористости, равный 25,8 %. Все другие формы расположения зерен-шариков дадут промежуточные значения пористости, т. е. 25,8 – 47,6 %.

Но значение коэффициента пористости горной породы обусловливается не только формой слагающих ее зерен, но и степенью их отсортированности, наличием цементирующего вещества, связующего зерна, а также трещиноватостью породы. Все это обусловливает значительные колебания коэффициентов пористости различных горных пород.

Не все поры в горной породе сообщаются друг с другом. Объем пустот породы, взаимно сообщающихся между собой, называется эффективной пористостью. Открытые поры в горной породе насыщаются водой, нефтью или газом, а изолированные поры на том же участке могут содержать другие вещества. Отношение общего объема пустот в породе V_п^', заполненных водой, нефтью или газом, к суммарному объему всех пустот в породе V_п называют коэффициентом насыщения:

k_н = V_п'/V_п ×100 %, (2)

а проницаемость - способность проникновения жидкости или газа через породу.

Насыщение пор нефтью, водой и газом и движение последних по поровым каналам зависят от размера пор. В поры большого диаметра жидкость проникает легко; под влиянием силы тяжести она может перемещаться по поровым каналам на значительные расстояния. Проникновение жидкости в поры малого диаметра (капиллярные поры) достигается при больших давлениях. Движение жидкости по поровым каналам в этом случае становится затруднительным. К хорошо проницаемым породам относятся пески, рыхлые песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки; к плохо проницаемым породам - глины, гипсы, ангидриты, сланцы, глинистые известняки, песчаники и конгломераты с глинистым цементом. В порах части осадочных горных пород может содержаться большое количество воды, нефти и газа.

Пористые и трещиноватые горные породы, проницаемые для жидкостей и газа и способные быть, их вместилищем, называются коллекторами.

Вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит коллектор, кровлю и подошву которого составляют пласты, сложенные плохо проницаемыми породами. Такой коллектор называют природным резервуаром. Существуют природные резервуары различных типов (рис. 8): мощная толща проницаемых пород, состоящих из нескольких пластов, не отделенных плохо проницаемыми породами, покрываемых и подстилаемых плохо проницаемыми породами, называется массивным резервуаром. Пример: Массивным природным резервуаром может служить мощная толща трещиноватых известняков, ограниченная в кровле и подошве глинистыми пластами. Встречаются также природные литологически ограниченные резервуары, в которых проницаемая порода окружена со всех сторон плохо проницаемой породой.

Большинство природных резервуаров насыщено водой. Нефть и газ, образовавшиеся при определенных условиях, попав в природный резервуар, заполненный водой, мигрировать (плотности нефти, газа и воды различные). Сначала нефть и газ перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем, если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия. Выходящая на поверхность нефть поглощается породой, окружающей место обнажения пласта, а газ улетучивается в атмосферу, попадая в ловушку, скапливается вблизи препятствия.

Ловушка - часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Плотность газа наименьшая, и он скапливается в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки.

Из различного типа ловушек в природе наиболее распространены сводовые и экранированные ловушки (рис. 9). Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, когда в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. Нефть и газ всплывают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попадая в свод антиклинали и оказываясь в ловушке (рис. 9, а). Препятствием (экраном) для миграции нефти и газа является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки. Для образования ловушки не обязательно, чтобы проницаемый пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться в хорошо проницаемых породах на некотором протяжении ограниченных плохо проницаемыми породами - литологически экранированная (рис. 9, б). Образовавшаяся в местах контакта по трещине пористого пласта и плохо проницаемой породы - тектонически экранированными ловушка (рис. 9, в). Когда нефть и газ, находящиеся в наклонно залегающем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа и образуют стратиграфически экранированные ловушки (рис. 9, е).

Ловушка любой формы, накопившая значительное количество нефти и газа называется залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки.

Основные элементы нефтегазовой залежи (рис. 10):

Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водонефтяного раздела.Линия пересечения этой поверхности с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности.Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности.

Газовая шапка - скопление свободного газа над нефтью в залежи. Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта называется внешним контуром газоносности, а с подошвой пласта -внутренним контуром газоносности.

При отсутствии в пласте нефти возможно образование чисто газовой залежи с внешним и внутренним контурами газоносности. В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 11). В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности. При недостаточном для полного заполнения пласта (по всей мощности) содержании нефти или газа в сводовой нефтегазовой ловушке, внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать. При равенстве давление в залежи давлению насыщения нефти или газом при данной температуре в пласте вероятно формирование газовой шапки. При превышении пластового давления над давлением насыщения, весь газ растворяется в нефти.

Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки, высотой нефтяной части нефтегазовой залежи - расстояние от подошвы до газонефтяного раздела. Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи характеризуется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи проводятся взаимно перпендикулярно с центром их пересечения в своде залежи.

Кроме сводовых пластовых и массивных нефтегазовых и газовых залежей, существуют пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа.

Трем основным типам природных резервуаров соответствуют три основные группы залежей нефти и газа:

1) пластовые залежи (сводовые и экранированные);

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные залежи.

Совокупность залежей одной и той же группы, находящихся в недрах земной коры единой площади понимается как месторождение нефти и газа. При этом следует понимать условность этого термина, так как нефть и газ никогда не залегают в месте своего образования. Поэтому под термином "месторождение" надо понимать не место рождения нефти и газа, а место залегания ловушки, в которую попали эти полезные ископаемые вследствие миграции.

В земной коре существует две основных геологических структуры - геосинклинали и платформы, что и предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

1 класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

II класс - месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

Характерные представители 1 класса - месторождения Северного Кавказа и юго-восточной части Кавказского хребта, а также Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Ферганы, Узбекистана, Таджикистана и о. Сахалина. Все месторождения нефти и газа, расположенные между Волгой и Уралом, в Западной Сибири, относятся к месторождениям II класса.