Файл: Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР.pdf

мощности коллекторов может различаться, но обычно колеб­ лется в пределах 0,3—0,8. Для газонефтяных месторождений Сред­ ней Азии коэффициент равен 0,38—0,58 (в среднем 0,45), для нефтя­ ных — 0,35—0,50 (в среднем 0,43). Наиболее благоприятной для месторождений газа и нефти Средней Азии оказалась величина 0,44.

Коэффициент относительной суммарной мощности терригенных коллекторов девонских залежей нефти в Урало-Поволжье колеблется от 0,52 (Муханово, Дц) до 0,94 (Туймаза, Дп и Шкапово, Діѵ, ниж­ няя пачка), в среднем составляя 0,75; этот же коэффициент нефте­ носных терригенных коллекторов каменноугольной толщи варь­ ирует от 0,46 (Новохазинское, II тульский горизонт) до 0,94 (Яб­ лоневый овраг, В 2), чаще всего он равен 0,80.

Таким образом, кроме общей характеристики коллекторов важно оценить и влияние изменений емкости и проницаемости, вызван­ ных не только ностседиментационными процессами, но и характе­ ром распределения коллекторов и сопутствующих им отложений в вертикальном разрезе и на площади месторождения.

При изучении нефтегазоносных комплексов как природных резервуаров приобретают интерес оценка коллекторов и покрышек на больших глубинах и наиболее рациональная классификационная шкала этих пород.

В связи с поисками залежей нефти и газа на больших глубинах возникла необходимость прогнозировать коллекторские и экрани­ рующие свойства пород разреза. Известно, что обычно с глубиной погружения емкость и проницаемость пород с межзерновой пори­ стостью уменьшается, а глинистые породы, играющие роль пере­ мычек между пластами, в силу потери воды превращаются в хруп­ кие тела. Возрастает роль трещинных пород как возможных кол­ лекторов нефти и газа. В этой области необходимы углубленные теоретические и экспериментальные работы.

Немаловажным фактором в повышении эффективности геолого­ поисковых работ на нефть и газ является учет экранирующей спо­ собности горных пород-покрышек по отношению к промышленным скоплениям. Свойства нород-покрышек следует изучать широко общегеологическими и физическими методами. Многопластовость залежей или отсутствие их могут быть объяснены в отдельных слу­ чаях свойствами пород-покрышек. В связи с этим весь перспектив­ ный нефтегазоносный комплекс отложений должен быть изучен физическими и другими методами с целью характеристики пористо­ проницаемых толщ, а также покрышек.

Количественная оценка экранирующих свойств флюидоупоров и оценка емкости и проницаемости возможных пород-коллекторов по отношению к нефти и газу необходимы также для поисков за­ лежей нефти и газа в зонах выклинивания пластов (литологический, стратиграфический тип залежей).

В настоящее время только отдельные скважины достигают глу­ бины 6,5—7 тыс. м. В ближайшие годы можно рассчитывать на бурение также небольшого количества сверхглубоких скважин.

В связи с этим необходимо получение полной информации по харак­ теристике разреза. Целесообразно решить следующие вопросы:

а) обобщить результаты бурения на глубины свыше 4500—5000 м; б) обобщить опыт промыслово-геофизических исследований сверх­

глубоких скважин; в) изучить литолого-фациальные особенности глубоко залега­

ющих горизонтов; г) изучить влияние термодинамических факторов и эпигенети­

ческих изменений на емкостные, фильтрационные и экранирующие свойства горных пород, залегающих на больших глубинах.

Классифицировать породы-коллекторы — это значит прежде всего отнести их к тому или иному типу, структурной группе, видам по­ ристости, условиям образования, оценить их коллекторские свой­ ства и др. Многообразие свойств горных пород и прежде всего раз­ личия норового пространства сказались на сложности построения универсальной классификации коллекторов и привели многих исследователей к созданию ряда классификационных схем кол­ лекторов нефти и газа, часто отличающихся друг от друга.

Разные исследователи предлагают дифференцировать породыколлекторы по-разному: 1) по литологическому признаку, выделяя группы терригенных и карбонатных коллекторов; 2) по наличию или отсутствию трещин (гранулярные и трещинные коллекторы); 3) по морфологическим признакам норового пространства; 4) на основании корреляции проницаемости с эффективной пористостью и геометрией норового пространства (медианные диаметры фильт­

с межзерновой пористостью; 5) по величине проницаемости; 6) по соотношению проницаемости с пористостью открытой; 7) по содер­ жанию цемента и его влиянию на проницаемость; 8) по величине удельной поверхности, применительно к песчано-алевритовым по­ родам с межзерновой пористостью; 9) по группам параметров (по­ ристость эффективная, пористость открытая, проницаемость, со­ держание цемента, глубина залегания пород и др.).

Существующие классификации разрабатывались для отдельных групп пород (терригенных, карбонатных). В меньшей степени раз­ работаны общие классификации, охватывающие все многообразие развитых в природе коллекторов нефти и газа. В общих чертах классификационные схемы могут быть подразделены на несколько групп, к которым относятся морфологические и генетические (П. П. Авдусин и М. А. Цветкова, М. К. Калинко, И. А. Конюхов, Е. М. Смехов, Г. И. Теодорович, А. Леворсен, У. Вальдшмит, Сандер, Г. Арчи и др.), минералого-генетическо-морфологические (М. К. Калинко, П. А. Карпов, Т. И. Гурова и др.), оценочные (Г. И. Теодорович, П. П. Авдусин и М. А. Цветкова, Ф. А. Требин, А. А. Ханин, А. И. Кринари, К. Б. Аширов, А. Г. Алиев и Г. А. Ах­ медов, Ф. М. Котяхов, Б. К. Прошляков, И. А. Мухаринская и др.), а также смешанные.

Кроме классификационных схем общего характера, которые могут быть применены более или менее регионально, имеется много­ численная группа классификационных шкал, построенная таким образом, что их можно принять только для данного района. Они возникли благодаря выявленным частным зависимостям между не­ которыми параметрами, характеризующими пористость открытую, медианные диаметры зерен, степень цементации, проницаемость и др., для узких групп пород-коллекторов развитых в каком-либо районе или области.

Рис. 7. Зависимость проницаемости от эффективной пористости (полезной емкости) для песчано-алевритовых пород с межзерновой пористостью (по

А. А. Ханину).

1 — алевролиты с преобладанием мелкоалевритовой фракции (0,05—0,01 мм); 2 — але­ вролиты с преобладанием крупноалевритовой фракции (0,10—0,05 мм); з — песчаники мелко­ зернистые (0,25—0,10 мм); 4 — песчаники среднезернистые (0,50—0,25 мм).

Обзор классификационных схем дан нами в предыдущих рабо­ тах (1956, 1963, 1965, 1969).

Остановимся на основных моментах классификации автора. Эмпирически было доказано существование тесной корреляционной связи между газопроницаемостью и эффективной пористостью, оп­ ределенной как по объему вошедшей в сообщающееся поровое про­ странство пластмассы, так и по поровому пространству, способному к нефтегазонасыщению (с учетом остаточной водонасыщенности) для различных по гранулометрическому составу песчано-алевритовых пород с межзерновой пористостью. Это позволило сгруппировать песчано-алевритовые породы по проницаемости и пористости эф­ фективной (рис. 7). Группировка песчано-алевритовых пород пред­ ставлена в оценочной классификационной шкале А. А. Ханина (1956), которая в дальнейшем (1969) была дополнена.

В табл. 1 породы-коллекторы разбиты на шесть классов, при­ чем VI класс коллектора с абсолютной проницаемостью менее Ï миллидарси обычно не представляет промышленного значения, так как содержит до 80—90% остаточной воды, почти полностью закрыва-

Оценочная классификация песчано-алевритовых коллекторов нефти и газа с межзерновой пористостью

(ко А. А. Хашшу, 1956, 1969)

П р и м е ч а н и е . Диаметр частиц (в мм): песчаник среднезернистый 0,50 —0,25, песча­

ник мелкозернистый 0,25 —0,10, алевролит крупнозернистый 0,10-0,05, алевролит мелко­ зернистый 0,05-0,01.

ющей просветность поровых каналов. В случае малого водосодержанмя, большой мощности продуктивных пород и возможности создать при разработке залежей достаточные перепады давлений этот класс коллектора, особенно для газа, может оказаться промы­ шленно ценным. В классификацию введены параметры порового пространства, определяющие фильтрацию флюидов.

На основании совокупности изучения литолого-петрографиче- ских свойств пород и обработки большого экспериментального

материала для различных литологических групп пород по классам проницаемости, проведенного М. И. Колосковой в лаборатории физики пласта ВНИИГАЗа под руководством А. А. Ханина, была составлена классификационная схема, отображающая влияние струк­ туры норового пространства на проницаемость и остаточную водо­ насыщенность (табл. 2).

Изучение показало, что основные структурные критерии, опре­ деляющие проницаемость и остаточную водонасыщенность породколлекторов, следующие:

1)размеры и количество основных фильтрующих каналов, обус­ ловливающих проницаемость породы;

2)количество тонких, практически нефильтрующих, поровых каналов, определяющих в основном остаточную водонасыщенность;

3)литологический эмпирический коэффициент, отображающий сложность строения порового пространства породы и учитывающий извилистость поровых каналов.

Отметим общие закономерности, вытекающие из анализа клас­ сификационной оценочной шкалы М. И. Колосковой (1971).

1. Диапазон изменения диаметров основных фильтрующих пор в песчано-алевритовых породах-коллекторах порового типа со­ ставляет 3—150 мк. Размеры их уменьшаются от высшего класса проницаемости к низшему, составляют для коллекторов I класса (принята классификация А. А. Ханина) 20—150 мк, для коллек­ торов V класса 3—16 мк и для VI класса меньше 3 мк.

2.Внутри каждого класса проницаемости наибольшие диаметры поровых каналов наблюдаются у среднезернистых разностей, на­ именьшее — у алевритовых; процентное же содержание этих групп поровых каналов, напротив, наибольшее у алевритовых, наименьшее

усреднезернистых разностей, что связано с обеспечением равно­ значной фильтрационной характеристики.

3.Количество тонких, практически нефильтрующих, поровых

каналов в породах от класса к классу изменяется от 5 до 95%. С ними связано остаточное водосодержание.

Для каждого класса и для различных литологических групп пород одного и того же класса характерны свои пределы измене­ ния данного параметра. Сравнительно широкий диапазон измене­ ния содержания остаточной воды в пределах каждого класса про­ ницаемости объясняется разнообразием структур порового про­ странства.

4. «Значения литологического коэффициента, отображающего сложность строения порового пространства, изменяются в зависи­ мости от сложности структуры порового пространства от 0,05 для пород с очень низкой проницаемостью до 0,4 для пород с высокой проницаемостью. Разнообразие структур порового пространства в пределах каждого класса проницаемости сказывается на широком колебании величин литологического коэффициента.

Наиболее детальными классификациями карбонатных пород явля­ ются классификации Е. М. Смехова и Н. Д. Сандера. Е. М. Смеховым