Розділ 2 Природне середовище для нафти і газу

Природним середовищем знаходження нафти і газу в надрах є переважно осадові гірські породи земної кори. За здатністю порід вміщувати нафту і газ, а точніше за їх ємнісно–фільтраційними властивостями, породи поділяють на дві групи:

1) колектори нафти і газу;

2) флюїдоупори.

Поняття “колектор” і “флюїдоупор” деякою мірою умовні і стосуються конкретної ділянки з певним складом порід і флюїдів, термобаричними умовами. При зміні цих параметрів колектор може втратити фільтраційні властивості, а флюїдоупор – набути їх. Одна й та ж порода може бути колектором для газу та флюїдоупором для нафти.

Колектори нафти і газу

Колекторами нафти і газу називають гірські породи, які здатні вміщувати флюїди (нафту, газ і воду) і пропускати їх через себе при наявності перепаду тиску.

Насичені нафтою і газом породи–колектори називають відповідно нафтоносними або газоносними. Товщина нафтоносних і газоносних пластів може коливатись від кількох сантиметрів до десятків і сотень метрів, а їх протяжність (ширина і довжина) – від кількох десятків метрів до кількох десятків кілометрів.

Нафта і газ заповнюють в породі порожнинний простір, який може бути представлений порами, кавернами або тріщинами.

Пори – це простір між мінеральними зернами (уламками) породи, який утворився в результаті неповного прилягання їх поверхонь між собою і не заповнений твердою речовиною (цементом).

Каверни – це порожнини в породі, що утворились при вилуговуванні окремих компонентів породи або їх перекристалізації.

Тріщини – це порожнини в породі, що утворились внаслідок розривів суцільності скелету породи після тектонічних процесів і складкоутворення.

2.1 Ємнісно–фільтраційні властивості

Ємнісно–фільтраційні властивості колекторів характеризуються такими параметрами:

• пористістю;

• нафто–, газо– і водонасиченістю;

• проникністю.

Перші дві властивості визначають ємність порід як природних вмістилищ для флюїдів, а остання – їх здатність приймати і віддавати ці флюїди.

2.1.1 Пористість

Пористість – це властивість породи містити в собі порожнинний простір, який визначається розмірами пор, тріщин і каверн, формою зерен, що складають породу, а також характером укладки цих зерен і наявністю цементувальних речовин між зернами.

В залежності від розміру пори і тріщини поділяють на:

• надкапілярні (діаметр пор більший від 0,508мм: , розкритість тріщин: ), рух флюїдів в яких проходить вільно (під дією гравітаційних сил);

• капілярні (), рух рідин в яких не підлягає законам гідростатики, а може проходити під дією надлишкових тисків через вплив капілярних сил.

• субкапілярні (), в яких рідини в природних умовах циркулювати не можуть.

Іноді виділяють макротріщини () і мікротріщини (.

Кількісно пористість виражається коефіцієнтом пористості у % або частках одиниці. Часто замість терміну „коефіцієнт пористості” використовують термін „пористість”.

За характером порожнин, які враховуються при дослідженні, розрізняють 2 основні види пористості: загальна і відкрита.

Коефіцієнт загальної (абсолютної або повної) пористості – це відношення об’єму всіх порожнин породи до загального об’єму породи :

.

Коефіцієнт відкритої пористості – відношення об’єму зв’язаних між собою (відкритих) пор до загального об’єму породи :

.().

При підрахунку запасів нафти і газу визначається відкрита пористість, яка завжди менша загальної. В пісках відкрита пористість близька до загальної. В пісковиках і алевролітах в результаті цементації частина пор являється ізольованою. Особливо багато ізольованих пор і каверн у вапняках, доломітах і туфах, в них різниця між загальною і відкритою пористістю значна.

Коефіцієнт пористості уламкових порід в ідеальному випадку (коли всі зерна породи є однакові за розміром кульки) не залежить від розмірів зерен, а визначається їх укладкою. При цьому максимально можлива теоретична пористість такої породи при розташуванні кульок у вершинах куба становить 47,64%, а у вершинах тетраедра – 25,96%. В реальних умовах породи–колектори складаються із зерен неоднакових за розміром, формою і окатаністю, в зв’язку з чим пористість їх різко знижується. Найбільш розповсюдженими на нафтових родовищах є колектори з пористістю 10÷25%.

За генезисом розрізняють пористість первинну і вторинну.

Первинна (сингенетична) пористість – це пористість, яка виникла одночасно з утворенням породи. До неї відносяться:

• порожнини між зернами породи;

• проміжки між площинами нашарування;

• порожнини, що утворились після розкладання м’яких частин організмів .

Первинна пористість з розвитком породи поступово зменшується.

Вторинна (епігенетична) пористість – це пористість, яка виникла в результаті подальших змін уже сформованої породи. Сюди відносять:

• пори розчинення в карбонатних породах;

• тріщини і пори, що виникли внаслідок зменшення об’єму породи (наприклад, при перетворенні вапняків в доломіти об’єм породи зменшується на 12,6%);

• тектонічні тріщини;

• тріщини і пори від поверхневого вивітрювання порід.