Породы коллектора и коллекторы. Методы выделения их в разрезах скважин

Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы

основные признаки пород-коллекторов К основным признакам, характеризующим качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие силы пласта. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы.

Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости: К _п = V _пор/ V _породы? 100 %.
Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По А. А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.

Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны по размеру бывают от долей миллиметров до нескольких километров и разделяются на мелкие - 0,1-10 мм; крупные (микрополости) - 10-100 мм и пещеристые полости - > 100 мм.

Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости.

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (К _пр): К _пр = Q m L / D p F, где Q - объем расхода жидкости в единицу времени; D р - перепад давления; L - длина пористой среды; F - площадь поперечного сечения элемента пласта; m - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим: Q = м³/ с; D р = Н/ м²; L = м; F = м²; m = Н?с/ м²; К _пр = м². Единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости 1м³/с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного сечения 1 м² при вязкости жидкости н?с/м² при перепаде давления 1н/м².

Различают несколько видов проницаемости.

Абсолютная проницаемость - это проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через последнюю сухого инертного газа (азота, гелия). В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой и т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Плотность породы - отношение массы породы (г) к ее объему (см³). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, а также от пористости.

Насыщенность пор флюидами - заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

Водонасыщенность - степень заполнения порового (пустотного) пространства водой.

Смачиваемость - способность породы смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти также выделяются смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.

Пьезопроводность - способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности
(?, см²/с):? = К _пр / m (mb _ж + b _п),

Выделение коллекторов в разрезе скважин, определение характера их насыщения. Для выделения в исследуемом разрезе скважины пластов-коллекторов и определения характера их насыщения применяется целый ряд параметров, зависящих от литологии, структуры порового пространства и других особенностей продуктивных отложений. Эти параметры отражают, во-первых, долю порового пространства, свободную от неподвижных углеводородов и воды и, во-вторых, различие между полной (текущей) и остаточной водонасыщенностью, между полной (текущей) и остаточной нефтегазонасыщенностью. Граница «коллектор – не коллектор» для нефти, газа и воды, как правило, различается; кроме того, она зависит от состава цемента коллектора и от минерализации пластовой воды.

Технологии индукционных зондирований. Методы индукционных каротажных зондирований (ИКЗ) предназначены для исследования пространственного распределения удельного электрического сопротивления пород, вскрытых скважинами. В задачи ИКЗ входит:

· -расчленение разреза с высоким пространственным разрешением – определение эффективных насыщенных толщин; -оценка положения ВНК и ГНК; -определение УЭС неизмененной части пласта, зоны проникновения фильтрата бурового раствора с оценкой глубины вытеснения пластовых флюидов; -выделение и оценка параметров радиальных неоднородностей в области проникновения.

Результаты интерпретации диаграмм ИКЗ в комплексе с данными других методов ГИС и петрофизической информацией позволяют определить коэффициент нефтегазонасыщения, литологию терригенного разреза, оценить неоднородность коллекторских свойств на интервалах пористо-проницаемых пластов, выделить интервалы уплотненных песчаников с карбонатным или силикатным цементом и др.

Технологии электрического микрокаротажа. Назначение микрокаротажа – измерение удельного сопротивления промытой зоны с целью определения отношения сопротивлений вскрытых скважиной пористых пластов. Результат измерений характеризует открытую пористость пласта. Данные микрокаротажа широко используются для выделения коллекторов (определения эффективной мощности).

Комплексное применение методов ГИС с микрокаротажом и измерениями микрокаверномера дает дополнительные качественные данные о наличии проницаемых пропластков в исследуемом интервале.
Боковой микрокаротаж Назначение бокового микрокаротажа – определение удельного сопротивления промытой зоны. Поскольку на показания бокового микрокаротажа значительное влияние оказывают условия проникновения фильтрата бурового раствора и вытеснения им углеводородов, то при известной пористости коллектора возможна оценка остаточной нефтегазонасыщенности промытой зоны и, следовательно, доли извлекаемых углеводородов в их общем объеме внутри пор.

Окончательные характеристики исследуемых пород по эффективной мощности, коллекторским свойствам и насыщению оцениваются по результатам интерпретации всей геолого-геофизической информации