Лекция 4 НГ резервуары Фации Формации Нефтегазоносные

Лекция № 4 НГ резервуары Фации Формации Нефтегазоносные комплексы Коллектора Флюидоупоры

КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА • «Природный резервуар» естественное вместилище для нефти и газа, внутри которого они могут циркулировать, и форма которого обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами (И. О. Брод ). Накопление НГ происходит в ловушках. • Под ловушкой (или месторождением) понимается часть природного резервуара, в которой благодаря структурному порогу, стратиграфическому или литологическому экрану, или другим барьерам возможна аккумуляция нефти и газа. • Т. о. понятия близкие, но под природным резервуаром в большей степени понимается тип «вместилищ» углеводородов, связанных с первичными условиями осадконакопления или последующей эррозией, а под ловушкой – первично осадочные и структурные часть резервуара. Классификация А. А. Бакирова была разработана позже и в какой то степени развивает работы И. О. Брода

Классификация природных резервуаров (по И. О. Броду и Н. А. Еременко, с изменениями) Возможная максимальная роль энергии, Стратиграфичес Направление аккумулированной в кая движения Типы резервуаров приуроченность жидкостей и нефти и газе, по коллекторов газов отношению ко всей энергии резервуара Пластовые Незначительная По Выдерживается напластованию Массивные Значительная Не По вертикали выдерживается Литологически. Выдерживается Локально, Основная ограниченные со ограниченно всех сторон Л. С. Мончаков и 3. А. Табасаранский (1975) добавили так же промежуточные типы (с учетом генезиса и гидродинамического строения толщ): • Пластово-массивные • Неправильно-массивными резервуарами (массивно-литологические) • С открытой, полузакрытой или закрытой гидродинамической системой

Пластовые резервуары • представляют собой: • а) относительно литологически выдержанный пласт, окруженный плохо проницаемыми породами, • б) выклинивающийся пласт (литологически ограниченный) среди плохо проницаемых пород, или • в) несколько пластов коллекторов, сообщающихся между собой внутри флюидоупора Принципиальные схемы пластовых природных резервуаров (Г. А. Габриэлянц, 2000): 1 песчаники; 2 глины; 3 границы природных резервуаров: а пластового; б литологически ограниченного, в пластового резервуара, представленного сообщающимися друг с другом невыдержанными коллекторами а б в

Литологически ограниченные резервуары: • проницаемые породы коллекторы, окруженные со всех сторон слабопроницаемыми породами, такие как линзовидные тела или резервуары, возникшие вследствие ухудшения коллекторских свойств пласта (пористости и проницаемости) в связи с местной литологической изменчивостью пород (палеорусла рек), а также резервуары, представленные локальной трещиноватостью или кавернозностью (зоны дробления или выщелачивание пород подземными водами)

Массивные резервуары • представляют собой совокупность проницаемых, литологически однородных или неоднородных пород коллекторов, ограниченных только у кровли или у размытой поверхности отложений, слагающих эрозионные выступы или рифовые постройки. • Различают однородно массивные (карбонатные) и неоднородно массивные (чередование карбонатных и терригенных пород) природные резервуары Схемы массивных резервуаров (по Н. А. Еременко): а однородный массивный резервуар; б неоднородный массивный резервуар; 1 песчаники; 2 мергели; 3 глины; 4 доломиты; 5 известняки; 6 алевролиты; 7 – соленосные отложения

Пластово массивные резервуары • При частом чередовании пластов коллекторов и непроницаемых пород могут возникать условия для сообщаемости пластов-коллекторов через зоны выклинивания (окна) непроницаемых перемычек, или через зоны трещиноватости, а также по проводящим разрывным нарушениям. • Представляют собой единую гидродинамическую систему, вследствие чего водонефтяные и (или) газоводяные контакты находятся на одной гипсометрической отметке

Неправильно-массивные резервуары • Резервуары с признаками массивного и литологического типов – литологические неоднородности. В таких резервуарах проницаемость очень неоднородна как по площади так и по вертикали, но существуют условия для гидродинамической связи различных участков резервуара.

Гидродинамически связанные резервуары • гидродинамически раскрытые сообщаются с земной поверхностью или вышезалегающими породами, формирование в них скоплений нефти и газа может происходить только при наличии так называемых гидродинамически (гидравлически) экранированных ловушек. • Полузакрытые не имеют прямой связи с земной поверхностью или залегающими выше проницаемыми породами. Движение флюидов в них носит региональный характер. • Гидравлически закрытые (изолированные) резервуары неправильной формы. Они, как правило, приурочены к линзовидным породам коллекторам или зонам повышенной трещиноватости, ограниченным со всех сторон слабопроницаемыми породами. Движение флюидов в них весьма ограниченно. Гидродинамические раскрытые резервуары. Породы: 1 непроницаемые; 2 проницаемые; 3 размыв

Месторождения нефти и газа • ловушки залежи нефти и газа месторождения • Месторождение нефти и(или) газа участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей (одиночную залежь) нефти или газа в ловушках (ловушке), формирование которых обусловлено генезисом и геологическим строением этого участка (В. Б. Оленин). • А. А. Бакиров все месторождения нефти и газа разделил на пять типов: 1) структурный, 2) рифогенный, 3) литологический, 4) стратиграфический 5) литолого-стратиграфический, Внутри типа выделены группы и подгруппы.

Классификация местоскоплений нефти и газа (по А. А. Бакирову, 1960) Тип местоскопления Группа местоскоплений Подгруппа местоскоплений 1. Структурный тип, 1. 1. Антиклинальным структурам простого приуроченный к: ненарушенного строения 1. 2. Антиклинальным структурам 1. 1. 1. Антиклинальным структурам с несоответствием структурных планов со смещением сводовых частей отдельных стратиграфических подразделений 1. 2. 2. Антиклинальным структурам с существенно различным строением отдельных структурных этажей 1. 3. Антиклинальным структурам, осложненным разрывными дислокациями 1. 4. Антиклинальным структурам, осложненным соляной тектоникой 1. 5. Антиклинальным структурам, 1. 5. 1. Антиклинальным структурам, с осложненным диапиризмом или грязевым открытым грязевым вулканом или вулканизмом открытым диапировым ядром 1. 5. 2. Антиклинальным структурам, с погребенным грязевым вулканом или криптодиапиром 1. 6. Антиклинальным структурам, осложненным вулканогенными образованиями 1. 7. Моноклиналям 1. 8. Синклиналям

Тип местоскопления 2. Местоскопления рифогенного типа, приуроченные к: 3. Местоскопления литологического типа, приуроченные к: Группа местоскоплений 2. 1. Одиночным рифовым массивам 3. 1. Участкам выклинивания пласта-коллектора по восстанию слоев 3. 2. К участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми или к проницаемым породам, запечатанным асфальтом 3. 3. Прибрежным песчаным образованиям палеоморей 3. 4. Прибрежным песчаным образованиям русел и дельт палеорек 3. 5. Прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров 3. 6. Линзообразно залегающим пластамколлекторам 4. 1. На антиклинальных структурах 4. Местоскопления стратиграфического типа, 4. 2. На моноклиналях приуроченные к участкам 4. 3. На эродированной поверхности стратиграфических погребенных выступов палеорельефа несогласий 5. Местоскопления литологостратиграфического типа, приуроченные к участкам выклинивания пластовколлекторов, срезанных эрозией и перекрытых со стратиграфическим несогласием непроницаемыми отложениями Подгруппа местоскоплений

Фации и формации нефтенакопления • Процессы нефтегазообразования и н/г накопления могут происходить только при наличии целого комплекса факторов: • 1) совокупности условий, необходимых для накопления органического вещества, обеспечения его сохранности в осадках; • 2) преобразования на различных стадиях катагенеза, что в конечном итоге приводит к генерации нефти и газа. • 3) обеспечения условий для образования природных резервуаров и покрышек, без которых невозможна аккумуляция углеводородов и формирование их скоплений.

• Фациальные и формационные исследования в совокупности с анализом цикличности строения осадочных толщ позволяют воссоздать физико географические условия образования и накопления осадков, особенности распространения осадочных пород во времени и пространстве и на этой основе позволяют определить условия (комплексы пород), благоприятные для образования и накопления углеводородов. т. е. могут являться основой для прогнозирования, выделения и разведки перспективных участков добычи УВ в пределах конкретного осадочного бассейна.

Фации • Понятие «фация» впервые появилось в трудах датского ученого Н. Стено в 1669 г. , когда он установил, что древние осадочные толщи схожи с современными осадками по механизму формирования. • Но только в 1839 г. швейцарский геолог А. Гресли предложил применить термин «фация» для обозначения изменений литологического состава одновозрастных отложений в горизонтальном направлении и вертикальной последовательности.

• До сих нет единой точки зрения, по поводу: 1) понятия «фация» 2) и ее места в иерархическом ряду: порода пласт литолого-стратиграфический комплекс. • В плане второго: Л. С. Берг в 1945 г. предложил считать фацию «наименьшей» неделимой единицей ландшафта, в пределах которой происходило осадконакопление. Ландшафт конкретный индивидуальный природно территориальный неповторимый комплекс (с определенными климатическими и географическими условиями), имеющий географическое название и точное положение на карте.

Основные формулировки термина «фация» Основной объект изучения для Формулировка термина «фация» , автор определения понятия «фация» Г. В. Крашенинников, Осадок, порода «Комплекс отложений, отличающийся Д. В. Наливкин, составом и физико-географическими Л. Б. Рухин, В. Е. Хаин условиями образования от соседних и др. отложений того же стратиграфического отрезка» , Г. В. Крашенинников И. А. Вылцан, Частные особенности пород или «Совокупность первичных генетических Ю. А. Жемчужников, совокупность генетических признаков осадка и физико-географических Л. В. Пустовалов, признаков и отдельных условий их образования» , И. А. Вылцан Г. И. Теодорович, среды А. Е. Ферсман и др. Н. Б. Вассоевич, Совокупность физико-географи «Среда отложения пород со всеми ее Н. М. Страхов и др. ческих условий образования особенностями (рельефом, химическим осадка, выраженная в режимом, органическим миром)» , литогенетических типах пород, Н. М. Страхов тесно связанных между собой Б. К. Прошляков, Физико-географические условия в «Физико-географические условия В. Г. Кузнецов смежных районах, определенного времени, отличающиеся от обусловливающие различия в условий того же времени в соседних характере осадков и пород или их смежных районах, которые находят свое первичное отсутствие выражение в характере осадков и пород или первичном отсутствием отложений» , Б. К. Прошляков, В. Г. Кузнецов Н. В. Логвиненко Обстановка осадконакопления «Фация это обстановка осадконакопления, современная или древняя, овеществляемая в осадке или породе» , Н. В. Логвиненко Исследователи

Понятие «фация» • В большинстве случаев под понятием «фация» понимается единство генетического типа отложений и обстановки их образования. • Вещественным выражением фаций являются литогенетические типы пород (литотипы), отражающие присущие им первичные генетические признаки, зависящие от палеогеографических условий их образования. • Под палеогеографическими условиями подразумевают физико географические условия и особенности среды образования осадков.

Типы фациальных обстановок осадконакопления • Выделяют три главных обстановки осадконакопления: 1. морскую (океаническую) 2. континентальную 3. переходную. • В составе каждой из них представлены различные генетические (фациальные) типы отложений: – морские отложения: шельфовые, батиальные, абиссальные; – континентальные отложения: элювиальные и склоновые, коллювиальные (обвально-осыпные), аллювиальные, озерно-болотные, эоловые и др. ; – переходные отложения: осадки устьевые и лагунные.

Фации шельфа и континентального склона Турбидитные потоки В зависимости от климатических особенностей и объемов поступления терригенного материала шельфовые фации могут быть органогенно хемогенными (карбонатными – известняковыми или рифогенными), терригенными (грубо или мелкозернистыми) или смешанными.

Литолого-фациальный анализ (ЛФА) • ЛФА – метод реконструкции обстановок седиментации (комплекс седиментологических, стратиграфических, петрографических и геохимических исследований) • Фации выделяются и рассматриваются обязательно в сравнении с другими фациями, что позволяет восстанавливать условия образования отложений определенного стратиграфического интервала разреза. • Каждая выделенная фация должна иметь определенную специфику, отличающую ее от окружающих отложений (температура, глубина, динамика и свойства среды, например, активная гидродинамика, окислительные или восстановительные условия, соленость и т. д. ).

Задачи литолого-фациального анализа (ЛФА) • ЛФА способствует выявлению зон развития пород коллекторов и пород флюидоупоров, определения их качества. Это важно для оценки масштабов аккумуляции углеводородов и их сохранности в пределах конкретного осадочного бассейна (составление ЛФ карт бассейна). • ЛФА в комплексе с изучением истории геологического развития территории дает основу для научно обоснованного прогноза перспектив нефтегазоносности территорий, в том числе позволяет рассчитать объемы генерации углеводородов различного фазового состояния и дать количественную оценку прогнозных ресурсов углеводородов. • Литолого фациальные исследования разрезов, кернового материала часто комплексируются с данными сейсмических исследований, что позволяет разрабатывать сейсмостратиграфические и секвенс стратиграфические схемы для бассейна в целом.

Секвенс-стратиграфия • Секвенс-стратиграфия основанна на интерпретации керна скважин и сейсмических данных, базируется на основных понятиях и положениях сейсмостратиграфии. При этом единицы секвентной стратиграфии и сейсмостратиграфического расчленения несут разную генетическую нагрузку. Первые отражают цикличность, обусловленную относительными колебаниями уровня моря, а вторые разные процессы и стороны развития бассейнов. Часто подразделения секвентной стратиграфии и сейсмостратиграфические единицы не совпадают в разрезе. • Секвенс это согласная последовательность генетически связанных слоев, образованная за один цикл колебаний относительного уровня моря и ограниченная несогласиями. Это обычно региональные единицы, охватывающие весь бассейн седиментации, но наиболее отчетливо проявляющиеся в краевых частях бассейнов. • Группы секвенсов (секвенты) соответствуют крупным циклам колебания уровня моря, образуют супер и мегасеквенты, а мелкие циклы отражаются в парасеквентах. Обычно секвенсстратиграфия использует циклы третьего (1 5 млн лет) и второго (10 80 млн лет) порядка.

Схема формирования секвенций по (Геоисторический…, 1999)

Важное значение в ЛФА имеет выявление перерывов в осадконакоплении. Классификация перерывов по Данбару и Роджерсу (1962) а) насогласное перекрытие пород фундамента; б) угловое структурное несогласие; в) параллельное несогласие; г) скрытое несогласие

Формации • Впервые термин «формация» был предложен немецким ученым А. Г. Вернером в 1781 г. • Формация естественная совокупность горных пород, связанных общностью условий своего образования, т. e. возникших в сходной физико географической и тектонической (геодинамической) обстановке. Формации характеризуются мощностью в сотни и даже тыс. м, площадью развития в многие тыс. км 2. • Первоначально термин формация использовался для обозначения толщ осадочных пород определённого состава и стратиграфического положения. B этом смысле он применяется в США практически как эквивалент термина "свита". • В русской литературе термин Формация имеет в большей степени генетический смысл (формации: осадочные, вулканогенно осадочные, интрузивно магматические, метаморфические, рудные или по типам связанных c ними полезн. ископ. – нефтеносные, угленосные, соленосные и т. п).

• Н. П. Херасков подразделяет все осадочные формации на три больших класса платформенные, геосинклинальные (крупных осадочных бассейнов) и орогенные (горноскладчатые). Формации могут быть монофациальными и полифациальными. • Границы между геологическими формациями обычно определяются по изменению литологического состава горных пород, изменению палеогеографических и палеотектонических условий их образования.

• Т. о. , осадочные формации являются комплексами разнообразных или однотипных фаций, сформировавшихся в постоянных или слабо изменяющихся тектонических и климатических условиях. Существенное изменение тектонического режима или (и) климата обусловливает смену формаций в пространстве. • Например, песчано глинистые угленосные формации состоят из комплекса фаций, включающих прибрежно морские, дельтовые, аллювиальные, озерные, болотные отложения (фации), образовавшиеся в условиях различной степени выраженности гумидного климата и существенной дифференциации тектонических движений полифациальные. • Формации типа доманиковых (темные глинистые сланцы и известняки) характеризуются большим постоянством фациального состава, свидетельствующим о чрезвычайно слабых изменениях тектонических и климатических условий в период их образования.

Правила название формаций • Название осадочной формации, дают по преобладающему типу пород, формирующему ее тело. Затем указывают физико географические условия образования и отмечают специфические особенности, отражающие геохимическую обстановку осадконакопления, структурные или текстурные признаки, цвет и т. п. • Например, песчано глинистая мелководно шельфовая глауконитовая формация. Терригенная красноцветная континентальная формация. • Осадочные формации, содержащие угольные пласты называют угленосными. Если осадочные формации содержат углеводороды, то ее называют по преобладающему типу скоплений углеводородов, например, преимущественно нефтеносная или газоносная формация, битуминозная.

• По А. А. Бакирову к нефтегазоносным формациям следует относить естественноисторическую систему ассоциаций горных пород, генетически связанных между собой во времени (геологическом) и пространстве палеотектоническими, палеогеографическими и палеогеохимическими условиями образования, благоприятных для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. • Среди формаций различаются первично (сингенетично) и вторично (эпигенетично) нефтегазоносные. • Вторично (эпигенетично) нефтегазоносные формации могут содержать сингенетичные углеводороды лишь в незначительных количествах. Основная их масса поступает в результате миграции из подстилающих отложений.

Все типичные нефтематеринские свиты (формации), в том числе доманикового типа, бажениты, куонамские и кукурские сланцы образовались в трансгрессивные фазы циклов второго порядка и приурочены к максимумам трансгрессий Положение высокобитуминизированных толщ в крупнейших циклах фанерозоя (по В. Д. Наливкину, Г. Б. Аристовой, Г. П. Евсееву): 1 баженовская свита (верхняя юра); 2 доманиковой горизонт (верхний девон); 3 куонамская свита (граница нижнего верхнего кембрия); 4 туронские горючие сланцы (верхний карбон); 5 кендерлыкские сланцы (верхний карбон); 6 кукурские сланцы (средний ордовик); 7 кумская свита (эоцен); 8 менилитовые сланцы (олигоцен); 9 пермские битуминозные медистые сланцы (верхняя пермь); 10 граптолитовые сланцы (силур); 11 диктионемовые сланцы (нижний ордовик)

РЕГИОНАЛЬНЫЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ • В пределах любой нефтегазоносной провинции в региональном плане основные скопления нефти и газа приурочены к строго определенным литолого стратиграфическим комплексам, которые, как правило, включают нефтегазопродуцирующие свиты и природные резервуары. • А. А. Бакиров (1959) предложил подобные литолого стратиграфические комплексы называть регионально нефтегазоносными

Определение • Регионально нефтегазоносный комплекс это своеобразная природная система, состоящая из трех основных компонентов: • 1) нефтегазоматеринской толщи, обеспечивающей при благоприятных геологических, геохимических, гидрогеологических и тектонических условиях генерацию нефти и газа; • 2) нефтегазосодержащей толщи, представленной породами коллекторами, обладающими способностью аккумулировать углеводороды и впоследствии отдавать их в процессе разработки месторождения, а также • 3) слабопроницаемых пород-покрышек, перекрывающих коллекторы и обеспечивающих сохранность месторождений.

Региональные нефте- и газоносные комплексы (сходства и различия) • Нефтеносные комплексы почти всегда формируются в субаквальной среде в анаэробной (восстановительной или слабо восстановительной) геохимической обстановке, на фоне устойчивого погружения. • Газоносные комплексы могут быть сформированы не только в субаквальной анаэробной среде, но и в континентальных условиях при накоплении угленосных отложений.

• В регионально нефтегазоносных комплексах скопления углеводородов образуются не повсеместно – это зависит от палеогеографических, литолого фациальных условий и тектонического режима (скорости прогибания) осадочного бассейна. • В фазы активизации и дифференциации колебательных движений (при прогибании) крупных геоструктурных элементов усиливается региональная (как внутрирезервуарная, так и вертикальная) миграция флюидов и формируются зоны регионального нефтегазонакопления различных генетических типов. • При воздымании активизируются процессы миграции и разрушения скоплений УВ (окисление, биодеградация)

Соотношение НГ-комплексов и формаций • Региональные нефтегазоносные комплексы, содержащие природные резервуары различных типов, могут неодинаково соотноситься с осадочными формациями. • В одних случаях они могут полностью совпадать с формациями, и тогда формация будет являться, по сути, регионально нефтегазоносным комплексом. • В других регионально нефтегазоносный комплекс может являться частью одной формации или включать в себя даже несколько осадочных формаций.

Примеры НГ-комплексов • в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции регионально НГ комплексы приурочены к терригенным отложениям живетского и франского ярусов и карбонатным породам фаменского яруса девона, терригенным образованиям визейского яруса и верейского горизонта нижнемосковского яруса, карбонатным толщам турнейского, намюрского и башкирского ярусов карбона. • В Предкавказской и Туранской НГ провинцях (Скифская плита Предкавказья и Туранская плита Средней Азии) регионально нефтегазоносные комплексы приурочены к терригенным отложениям средней юры, карбонатным породам келловея оксфорда, терригенным толщам неокома, апта и альба.

• В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции регионально нефтегазоносные комплексы открыты в терригенных отложения средней и верхней юры, а также нижнего и верхнего мела. • В Азербайджане и Западной Туркмении регионально нефтегазоносными являются соответственно плиоценовая продуктивная и красноцветная толщи, которые между собой являются стратиграфическими аналогами. • В некоторых регионально нефтегазоносные комплексы встречаются и в континентальных отложениях. Например, в Китае регионально нефтегазоносными являются континентальные отложения мезозойского и палеоген неогенового возраста.

ПОРОДЫ: КОЛЛЕКТОРЫ И ПОКРЫШКИ • «Покрышки» ( «флюдоупоры» ) – слабопроницаемые породы, которые препятствуют рассеиванию углеводородов и, соответственно, разрушению их скоплений. • Коллектора - горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются. • Коллектора бывают традиционные и нетрадиционные. К нетрадиционным относятся: трещиноватые глинистые сланцы, магматические и метаморфические породы (трещинная проницаемость), кремнистые толщи биогенного происхождения (межглобулярная проницаемость). 49

Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов: наличие пустотности и проницаемости = способность вмещать и отдавать флюиды Типы пустотного пространства в различных типах пород (по О. К. Баженовой, Ю. К. Бурлину, Б. А. Соколову и В. Е. Ханину, 2004) Поры это пространство между отдельными зернами, которые образуют горную породу. Каверны это относительно крупные пустотные пространства, возникшие, например, при частичном растворении минералов, 50 Трещины микро- или макроразрывы сплошности горной породы.

Пористость • Общая пористость это суммарный объем всех открытых и закрытых пор, каверн и трещин. Выражается в долях единицы или в процентах по отношению ко всему объему породы коэффициент пористости: kп W/V*100 • Коллекторы, имеющие пористость менее 5% непромышленные. • Поры, возникшие одновременно с формированием породы (сингенетичные), называются первичными. • Пустоты, образованные после образования породы (эпигенетичные), называются вторичными. • В зависимости от размера пор различают макро- и микропористость. Макропоры имеют размеры более 1 мм, микропоры менее 1 мм. Микропоры с сечением от 0, 0002 до 0, 1 мм называются капиллярными. Выделяются также субкапиллярные или ультра-капиллярные поры, с сечением <0, 0002 мм (они практически непроницаемы для нефти). 51

Пористость и кавернозность пород Пористость в гранулярных коллекторах зависит от гранулометрического состава, сортировки, степени окатанности зерен, заполнения пор цементом (чаще всего, глинистым или карбонатным – первичным или вторичным), в молодых осадках от скорости осадконакопления, а в осадочных бассейнах от степени 52 уплотнения пород (глубины)

• Эффективная пористость – это такие поры, из которых нефть может быть извлечена в процессе разработки. • Коэффициент эффективной пористости kп. эф равен отношению объема пор Vэф, через которые возможно движение нефти, воды или газа при конкретных значениях температуры и градиентах давления, к общему объему образца породы: kп. эф Vэф/Vпороды Кп>= kп. эф • Пример: общая пористость глин = 40 50%, но они практически не проницаемы для нефти Vэф~0. 53

Проницаемость пород • Проницаемость способность пород пропускать через себя жидкости и газы определенной вязкости при наличии перепада давления. Зависит от физ. хим. свойств флюида и геометрии пустотного пространства: размеров, извилистости, сообщаемости пор и трещин. • Единица проницаемости в системе СИ (м 2) это такая проницаемость, при которой через объем породы с поперечным сечением в 1 м 2 и длиною 1 м при перепаде давления 0, 1 МПа и динамической вязкости жидкости 1 м. Па с за одну секунду фильтруется 1 м 3 жидкости. • В системе СГС проницаемость измеряется в дарси (Д). За дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу с поперечным сечением 1 см 2 при перепаде давления 1 атм/1 см за одну секунду проходит 1 см 3 жидкости вязкостью 1 с. Пз (сантипуаз). • В нефтяной геологии часто используют миллидарси (м. Д) одна тысячная доля дарси. 54

Абсолютная (физическая, идеальная) проницаемость коллектора – это проницаемость для газа или однородной жидкости (воды или нефти) при полном заполнении пор только газом или жидкостью и при отстутвии физико химического взаимодействия между флюидом и пористой средой. Измеряют только для воздуха или инертных газов. Эффективная (фазовая) проницаемость коллектора – проницаемость измеренная для одной из фаз флюида, при наличии многофазной системе флюида (газ вода, нефть вода). Относительная проницаемость отношение фазовой проницаемости, измеренной по какому либо флюиду, к абсолютной. Величина относительной проницаемости всегда безразмерная и изменяется от 0 до 1. 55

• Проницаемость зависит от формы и размеров поровых каналов и изменяется пропорционально квадрату их диаметров, при условии минимальной извилистости каналов. Проницаемость также сильно зависит от наличия трещин в коллекторе, хотя их доля в пустотном пространстве и составляет всего десятые и сотые доли процента от общего пустотного пространства. • Обычно проницаемость, измеренная параллельно слоистости породы, выше проницаемости, определенной перпендикулярно напластованию. Зависимость проницаемости от пористости от сечения каналов 56

Изменение с глубиной характеристик неокомских пород Западной Сибири: пористости (А), проницаемости (Б), плотности (В), остаточной водонасыщенности (Г) (по Е. В. Икон и др. , 2009) Связь между плотностью пород и их пористостью (по М. Л. Озерской): 1 глина; 2 известняк; 3 мергель; 4 доломит; 5 песчаник

Классификации коллекторов Классификация по величине эффективной пористости (Авдусин, Цветкова, 1943; Леворсен, 1967) По проницаемости (Леворсен, 1967) Эффективная пористость Незначительная Малая Достаточная Хорошая Отличная Значения, % Проницаемость Слабая Хорошая Отличная Значения, м. Д 1 10 10 100 1000 0 5 5 10 10 15 15 20 20 25 Комплексные классификации объединяют эти показатели Пористость и проницаемость не постоянны во времени и зависят от степени уплотнения и характера вторичных (катагенетических) преобразований пород, скорости циркуляции флюидов, их состава, температуры и т. д.

Классификация карбонатных коллекторов (по А. И. Конюхову) Группа Класс А. Классы высшей емкости. I. Проницаемость более 1000 м. Д, Эффективная пористость более эффективная пористость более 25 15 % % II. Проницаемость от 1000 до 500 м. Д, эффективная пористость от 25 % до 20 % III. Проницаемость от 500 до 300 м. Д, эффективная пористость от 20 % до 15 % Б. Классы средней емкости. IV. Проницаемость от 300 до 100 Эффективная пористость от 15 % м. Д, эффективная пористость от 15 до 5 % % до 10 % Литологические разности Известняки биоморфные, скелетные (рифовые), крупнокавернозные Известняки иоморфные, б кавернозные Известняки кавернозные и органогеннообломочные Известняки крупнозернистые поровокавернозные, крупноолитовые V. Проницаемость от 100 до 50 Известняки и доломиты м. Д, эффективная пористость от 10 средне- и % до 5 % мелкозернистые поровокавернозные, мелкоолитовые В. Классы малой емкости. VI. Проницаемость от 50 до 25 м. Д Известняки оолитовые, Эффективная пористость менее 5 VII. Проницаемость от 25 до 10 м. Д мелкодетритусовые, % VIII. Проницаемость от 10 до 1 м. Д биоморфные инкрустированные

Общая классификация коллекторов (О. К. Баженова, Ю. К. Бурлин, Б. А. Соколов, В. Е. Хаин) Типы коллекторов Гранулярные в хорошо отсортированных обломочных породах Кавернозные в карбонатных и выщелоченных магматических и метаморфических породах Гранулярные отсортированные с малым количеством цемента, оолитовые известняки Биопустотные рифовые и другие биогенные карбонатные породы Гранулярные олигомиктового и аркозового состава Карбонатные органогенно-детритусовые Гранулярные полимиктового состава Карбонатные пелитоморфные, мелкозернистые, комковатые Трещинные тектоническая трещиноватость литогенетическая трещиноватость Классы по емкостным и фильтрационным свойствам 1 класс открытая пористость до 40 % и выше, проницаемость до 1000 м. Д и выше 2 класс открытая пористость более 20 %, проницаемость 1000 м. Д 3 класс открытая пористость 15 20 %, проницаемость 10 100 м. Д 4 класс открытая пористость 10 15 %, проницаемость 1 50 м. Д 5 класс трещинная пустотность 2 3 5, проницаемость до 1000 м. Д 6 класс трещинная пустотность 5 10 %, проницаемость 10 100 м. Д

Классификация коллекторов нефти и газа, разработанная во ВНИГРИ Критерии классификации ный Поровый Трещинно-поровый Простой Класс Тип коллектора коллект ора Гидродинамические характеристики Кривая восстанов продуктив ления ности давления (КП) (КВД) Прямая линия Распреде ление Условия Полезная емкость физическ фильтрации их свойств Поры и (или) каверны (mn) Поровая Изотропн проницаемост ость ь (kпр) и пьезопроводн ость ( ) Емкость пор несопоставимо Поровая и Слабо превышает емкость трещинная выраженн выгнутая (mп mт) прониая к оси депцаемость анизотроп рессий сопоставимы ность (kп kт). Трещинная пьезопроводи мость превышает поровую ( т п) Емкость пор Трещинная Анизотро Выгнутост непроницаемост пность, в ь к оси сопоставимо ь и том числе деппревышает пьезопроводи ярко рессий Намечает ся излом в области малых значений времени На КВД намечает ся излом

Коэффициент нефте-, газо- и водонасыщенности пород. • Коэффициент представляет собой отношения объемов нефти, газа или воды, содержащихся в коллекторе к общему объему пор. • При формировании залежи УВ не полностью вытесняют из пор воду – это остаточная вода. • Ее доля (от суммарной емкости пород) может достигать 70 %, но в большинстве случаев она составляет всего 8 30 %. 62

Коэффициент нефтеотдачи пласта • Это отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. • η =Qи/Qп • Различают: • коэффициент текущей нефтеотдачи – отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. • коэффициент конечной нефтеотдачи – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки. • Величина коэффициента нефтеотдачи колеблется в широких пределах: от 0, 15 до 0, 8; это означает, что из недр может быть извлечено от 15 до 80 % заключенной в них нефти.

Геологические и извлекаемые запасы • Пористость, проницаемость, трещиноватость коллекторов, физические свойства УВ (вязкость) не обеспечивают полное извлечение полезного ископаемого. Соответственно различают: • Геологические запасы – общее количество УВ, содержащееся в определённом объеме пород (определяется конфигурацией залежи, ее мощностью и фильтрационно емкостными свойствами коллекторов). • Извлекаемые запасы – количество полезного ископаемого, которое можно добыть, исходя из оценок нефте газоотдачи пород (зависит от физических свойств УВ и свойств коллектора.

Плотность запасов • ПЗ – количество запасов нефти или газа на 1 км 2. • Для нефти с нормальной текучестью в условиях залегания на 1 км 2 месторождения в основном зависят от характеристик коллектора: полезных мощности и пористости. • Теоретически, коллектор с полезной пористостью 10% при мощности 10 м (соответствует высоте нефтянной части 1 м) обеспечивает геологические запасы, равные 1 млн. м 3 на 1 км 2. При извлекаемости 25%, извлекаемые запасы составят 0. 25 млн. м 3. • Для оценки плотности запасов газа необходимо мощность коллектора возвести в степень в диапазоне значений от 2 до 3.

Покрышки • Покрышки это породы, которые при конкретных термобарических и геохимических условиях препятствуют началу фильтрации газообразных или жидких флюидов. • Абсолютных (совсем не проницаемых) флюидоупоров не существует. • Относительно плохо проницаемые породы: глины, аргиллиты, глинистые алевролиты, соленосные отложения. • На проницаемость глин сильно влияет их минералогический состав • Отмечается прямая зависимость высоты залежи от мощности покрышки Зависимость высоты залежи от мощности покрышек (Центрально-Каракумский свод)

Классификация слабопроницаемых пород-покрышек (по Э. А. Бакирову, 1969) 1. По площади распространения Региональные Субрегиональные Зональные Локальные Распространены в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части Распространены в пределах нефтегазоносной области или большей ее части Распространены в пределах зоны или района нефтегазонакопления Распространены в пределах отдельных месторождений 2. По соотношению с этажами нефтегазоносности (по вертикали) Перекрывают этаж нефтегазоносности в Межэтажные Внутриэтажные моноэтажных месторождениях или разделяют их в полиэтажных месторождениях Разделяют продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности 3. По литологическому составу Однородные (глинистые; карбонатные; Состоят из пород одного литологического состава галогенные) Неоднородные: Состоят из пород различного литологического смешанные (песчано-глинистые; состава, не имеющих четко выраженной глинисто-карбонатные; терригеннослоистости галогенные и др. )

Классификация флюидоупоров по их экранирующей способности (А. А. Ханин) Группа А В С D Е Давление Максимальная Проницаемость прорыва через величина Экранирующая абсолютная насыщенную способность диаметра пор, по газу, м. Д керосином мкм породу, МПа 0, 01 10 6 12 Весьма высокая 0, 05 10 5 8 Высокая 0, 3 10 4 5, 5 Средняя 2 10 3 3, 3 Пониженная 10 10 2 0, 5 Низкая