III.3. Классификация пород-коллекторов нефти и газа

По типам пустотных пространств различаются коллекторы поровые, трещинные, каверновые, порово-трещинные, порово-каверновые, порово-трещинно-каверновые. В природных условиях наиболее распространенными коллекторами нефти и газа являются поровые коллекторы – пески, песчаники, пористые известняки, доломиты. Каверновыми, порово-каверновыми коллекторами являются рифовые известняки (ракушняки, коралловые массивы), выветрелые, выщелоченные кавернозные известняки, дресва, гравелиты, галечники, конгломераты. К трещинным, порово-трещинным коллекторам относятся трещиноватые горные породы всех типов вплоть до гранитов, базальтов, глин и аргиллитов. Залежи нефти в трещиноватых аргиллитах баженовской свиты (верхняя юра) выявлены в Салымском районе Западной Сибири.

Наиболее популярной и часто применяемой в практике геологических работ является классификация пород-коллекторов по пористости и проницаемости, выполненная А.А.Ханиным (Табл.7). Горные породы, практически не проницаемые для нефти, газа и воды называются покрышками (экранами, флюидоупорами). К ним относятся глины, аргиллиты, плотные известняки, мергели, каменная соль, гипс, ангидриды и некоторые другие плотные породы. По ряду показателей различаются покрышки нескольких классов. К покрышкам наиболее высокого класса относятся каменная соль, гипсы, ангидриты и пластичные монтморилонитовые глины. На качество покрышек влияет однородность породы, минералогический состав, отсутствие примесей и трещин. Присутствие в глинах песчаных и алевритовых частиц существенно снижает экранирующие свойства покрышек. По размерам различаются покрышки регионального, зонального и локального рангов. Чем выше однородность и толщина пласта-покрышки, тем лучше его экранирующие качества.

 

Таблица 7 Классификация песчано-алевритовых коллекторских пород по пористости и проницаемости (по А.А.Ханину, 1973)
Класс коллектора	Название породы	Эффективная пористость, %	Проницае-мость, мкм2
I-очень высокий	Песчаник среднезернистый	> 16.5	≥ 1
Песчаник мелкозернистый	> 20.0
Алевролит крупнозернист.	> 23.5
Алевролит мелкозернистый	> 29.0
II-высокий	Песчаник среднезернистый	15-16.5
Песчаник мелкозернистый	18-19.0	0.5-1.0
Алевролит крупнозернист.	21.5-23.5
Алевролит мелкозернистый	26.5-29.0
III-средний	Песчаник среднезернистый	11-15
Песчаник мелкозернистый	14-18	0.1-0.5
Алевролит крупнозернист.	16.8-21.5
Алевролит мелкозернистый	20.5-26.5
IV-средний	Песчаник среднезернистый	5.8-11
Песчаник мелкозернистый	8-14	0.01-0.1
Алевролит крупнозернист.	10-16.8
Алевролит мелкозернистый	12-20.5
V-низкий	Песчаник среднезернистый	0.5-5.8
Песчаник мелкозернистый	2-8	0.001-0.01
Алевролит крупнозернист.	3.3-10
Алевролит мелкозернистый	3.6-12
VI-очень низкий, непромыш-ленный.	Песчаник среднезернистый	< 0.5	< 0.001
Песчаник мелкозернистый	< 2
Алевролит крупнозернист.	< 3.3
Алевролит мелкозернистый	< 3.6

 

 

III.4. Природные резервуары нефти и газа

 

Пласт или группа пластов коллекторских пород, перекрытых сверху покрышкой, являются природными резервуарами для нефти, газа и подземных вод. Нефть и газ, обладая меньшим удельным весом всплывают из воды вверх до покрышки и занимают самые приподнятые части резервуара. Снизу нефть и газ подпираются подземными водами.

Основными показателями природных резервуаров являются форма, размеры, емкость, тип ограничения, тип коллектора, тип покрышки. По форме различают два основных типа резервуара: пластовый и массивный. По типу ограничения различают резервуары литологически ограниченные, стратиграфически ограниченные, тектонически ограниченные (Рис.2).

Пластовый резервуар представляет собой проницаемый пласт-коллектор, ограниченный снизу и сверху покрышками. Таких резервуаров в осадочной толще может быть множество. Толщина пластовых резервуаров и их коллекторские свойства более или менее сохраняются на значительных площадях. В среднем толщина составляет 10-20 м.

В каждом пластовом резервуаре существует своя гидродинамическая система. Гидростатическое давление в них закономерно уменьшается в сторону подъема пластов. Циркуляция жидкостей и газов в пласте в основном боковая, в сторону снижения пластовых давлений. Если пласты деформированны с образованием куполовидных и брахиантиклинальных складок, то в сводовой части последних (в зоне минимальных гидростатических давлений) могут образоваться залежи нефти или газа пластового сводового типа.

Таблица 8

Классификация пород-флюидоупоров по их экранирующим свойствам по А.А.Ханину (1968)

 

Классы	Макси-мальный размер пор, мкм	Проницае-мость по газу, мД	Давление прорыва газа через смоченную керосином породу, МПа	Характеристика пород
Высокий	I	< 0.01	10-6		Соли, гипсы, ангидриты, высоко-дисперсные пластичные, монтмориллонитовые, смешанно-слойные глины
II	0.05	10-5
Средний -	III	0.3	10-4	5.5	Глины, аргиллиты каолинит-гидрослюдистые
Низкий	IV	2.0	10-3	3.0	Глины, аргиллиты алевритистые, песчанистые, известковистые, плотные известняки, магматические породы
V		10-2	0.5

 

Массивный резервуар представляет собой мощную проницаемую толщу, перекрытую сверху покрышкой. Снизу покрышка отсутствует или находится на далеком удалении. В таких резервуарах циркуляция жидкости и газа происходит главным образом снизу вверх. В кровле массивного резервуара могут образоваться крупные залежи нефти и газа массивного типа. Толщина массивных резервуаров составляет 100-500 м.

Литологически ограниченные резеравуары представляют собой резервуары пластовой, линзовидной, гнездовидной форм, перекрыты со всех или с двух-трех сторон непроницаемыми породами-покрышками. Формирование их связано с замещением по простиранию проницаемых пород (песков, песчаников) непроницаемыми породами (глинами). Зоны литологического замещения формируются первично при осадконакоплении и контролируются береговыми линиями древних морей, озер, руслами рек, границами фациальных замещений. Резервуары такого типа могут иметь сложные линзовидные, рукавообразные, шнурковые, полосовидные формы.

Стратиграфическое ограничение резервуаров пластового, редко массивного типов образуется при перерывах осадконакопления, в зоне угловых несогласий. Тектонические ограничения резервуаров возникает в результате нарушения пластов разрывами типа сброса, взброса, надвига. При этом зона разлома сама иногда служит в качестве непроницаемого экрана, но чаще результатом блоковых взаимоперемещений является возникновение тектонических контактов, когда проницаемые пласты-коллекторы приходят в соприкосновение с непроницаемыми породами-покрышками.

 

III.5. Нефтегазоносные комплексы

 

Толщи осадочных пород, содержащие нефть и газ и перекрытые региональными покрышками, называются нефтегазоносными комплексами. Это – крупные, региональные резервуары сложного строения, состоящие из резервуаров и покрышек меньших рангов. Мощность нефтегазоносных комплексов колеблется от 50 до 1500 м. В нефтегазоносных бассейнах как правило наблюдается несколько нефтегазоносных комплексов. Например, в пределах Западно-Сибирской провинции в разрезе осадочного чехла выделяется четыре нефтегазоносных комплекса (снизу вверх): нижне-среднеюрский, верхнеюрский, неокомский и апт-альб-сеноманский.

Нефтегазоносные комплексы подразделяются на нефтегазоносные подкомплекы и зональные резервуары, изолированные друг от друга покрышками субрегионального и зонального рангов. Каждый нефтегазоносный комплекс отличается прежде всего литологическим составом, особенностью строения, типами углеводородов и количеством залежей, содержащихся в них. По литологическому составу различаются нефтегазоносные комплексы, состоящие из: 1) в основном из карбонатных пород, 2) из терригенных обломочных песчано-глинистых пород.

 

Глава IV. ЛОВУШКИ И ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

 

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: