Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти

Коллекторами нефти и газа являются горные породы, способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений. Критериями принадлежности пород к коллекторам нефти и газа служат величины проницаемости и емкости, обусловленные развитием пористости, трещиноватости, кавернозности. Величина полезной (эффективной) для нефти и газа емкости зависит от величины остаточной водо­нефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной емкости определяют промышленную оценку пластов, она зависит от состава флюида и типа коллектора. Долевое участие пор, каверн и трещин в процессах фильтрации и в общей емкости коллектора определяет его тип: поровый, трещинный или сложный - трещинно-поровый, каверново-трещинный, каверново-поровый.
Коллекторские свойства карбонатных пород обусловливаются первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, влияющих на развитие пор, каверн, трещин и крупных полостей выщелачивания. Особенности карбонатных пород - ранняя литификация, избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обеспечивают разнообразие морфологии и генезиса пустот, что проявляется в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в коллекторах каверново-порового и порового типов.

Формирование порового пространства карбонатных пород различного генезиса
Зона хлоридных рассолов характеризуется ничтожным разви­тием процессов выщелачивания карбонатных пород. Очевидно, решающее значение имеют малые скорости движения подземных вод.
Развитие вторичной пустотности известняков под воздействием этих вод затруднено и нередко происходит залечивание пористости в результате выпадения углекислого или сернокислого кальция.
Зона сульфатных вод наиболее благоприятна для растворения магния и выщелачивания доломитов и в ряде случаев наблюдается увеличение емкости. Развитие вторичной пористости про­исходит главным образом не в первичных, а в диагенетических доломитах, у которых значительно выше первичная пористость и лучше степень сообщаемости пор.
Гидрокарбонатные воды находятся в зоне активного водообмена. Формирование вторичной пористости происходит весьма интенсивно в тех разностях карбонатных пород, которые отличаются высокой первичной пористостью и благоприятным для движения флюидов строением порового пространства.Наиболее интенсивно развитие вторичной пустотности протекает в биоморфных, органогенных известняках, отличающихся высокой седиментационной пористостью. В отличие от зоны сульфатно-кальциевых вод растворимость кальцита в зоне гидрокарбонатных вод существенно превышает растворимость доломита. Процессы выщелачивания в переходных по составу разностях карбонатных пород нередко сопровождаются образованием мучнистых доломитов и доломитовой муки. Оптимальные благоприятные усло­вия для растворения создаются в доломитизированных известняках.

Методы изучения коллекторов
Остаточная водонасыщенность
Процесс формирования месторождений связан с взаимодействием гравитационных и капиллярных сил, которые в сочетании с изменчивостью литологического состава и коллекторских свойств пород обусловливают неравномерное нефтегазонасыщение резервуара ловушки, образование водоносных пропластков и сох­ранение связанной воды в пластах-коллекторах.
Количество и характер распределения остаточной воды различны и зависят от сложности строения пористой среды, величины удельной поверхности, а также от поверхностных свойств пород. Эту сохранившуюся часть воды исследователи называют остаточной, погребенной, связанной, иногда реликтовой.
Поскольку сохранение ее в породах обусловлено силами молекулярно-поверхностного притяжения, можно и нужно использовать как синоним термин "связанная вода", определяя этим характер взаимоотношения воды с породами.
В практике лабораторных исследований применяют прямые и косвенные методы определения остаточной воды в образцах. Пря­мой метод требует бурения скважин с применением специальных нефильтрующих буровых растворов.

Особенно важно привлечение этого метода для качественной и количественной характеристики трещиноватых пород при обработке фотоснимков, для дифференциации заполненных ("минерализованных") и открытых трещин, выявления кавернозности, для определения значимости кавернозно-трещиноватых участков в формировании фильтрационноемкостных свойств пород. Преимущество метода заключается в возможности контрастного выявления открытых зияющих трещин, установлении их морфологии и взаимосообщаемости, установлении различного соотношения пор, каверн и трещин в общем объеме пустот. Метод основан на использовании индикаторных люминесцирующих жидкостей, полностью проникающих в мельчайшие полости горных пород.
Новый метод изучения и оценки трещиноватости и кавернозности путем
капиллярного насыщения люминофором

Рис. 1 Ориентировка граней кубика по направлениям. 1 и 6 грани
перпендикулярны к наплостованию; 2-5 грани параллельны наплостованию.

Рис. 2 Новый метод изучения и оценки трещиноватости и кавернозности путем
капилярного насыщения люминоформ
Система тонких наклонных трещин в перекристаллизованном известняке
Урманское нефтяное месторождение (Нюрольская впадина)
Скважина 7; Глубина 3133,7 м Емкость трещин — 1,8%;
Абсолютная газопроницаемость, мД:
I -0,02
II -0,01
III - 0,004
Поверхности, плотн. трещин — 0,5 см/см2 ;
Раскрытость трещин — 14 мкм
Сеть горизонтальных и наклонных трещин в водорослевым известняке
Ардалинское месторождение (Тимано-Печорская провинция);
Скважина 45; Интервал 3277,3-3286 м (франский ярус); Образец 8349 Емкость трещин — 0,9 %;
Абсолютная газопроницаемость, мД:
I -0,01
II -0,13
III -0,21
Поверхности, плотн. трещин — 1,3 см/см2; Раскрытость трещин — 7 мкм
Преобладание длинных горизонтальных трещин, определяющих анизотропию проницаемости в доломитизированном водорослевом
известняке
Ардалинское месторождение (Тимано-Печорская провинция);
Скважина 45; Интервал 3277-3286 м (франский ярус); Образец 8350 Емкость трещин — 0,7%;
Абсолютная газопроницаемость, мД:
I -0,01
II - 1,7
III - 1,7
Поверхности, плотн. трещин — 1,3 см/см2; Раскрытость трещин — 20 мкм
Система секущих взаимосообщающихся трещин различной ориентировки в пелитоморфном известняке
Месторождение Западное Хоседаю (Тимано-Печорская провинция); Скважина 44; Глубина 3054,5 м (Франский ярус); Образец 8403 Емкость трещин — 0,9%;
Абсолютная газопроницаемость, мД:
I -0,05
II -0,14
III -0,40
Поверхности, плотн. трещин — 1,2 см/см2; Раскрытость трещин — 18 мкм
Ненасыщенные Насыщенные
образцы образцы

Рис. 3 Характеристика смачиваемости гидрофильной матрицы
Метод оценки степени гидрофобизации по величене
краевого угла смачивания

Рис. 4 Характеристика смачиваемости трещиноватого доломита

Рис. 6
Новый методический подход к оценке теоретической проницаемости по порометрической кривой

Природные резервуары нефти и газа в карбонатных формациях Прикаспийской провинции
Методический подход к изучению по керну литолого-физических свойств продуктивных отложений и оценки ФЕС на примере нефтяного месторождения Тенгиз.
Нефтяное месторождение Тенгиз
Тенгизское месторождение, открытое в пределах Каратон-Тенгизской зоны поднятий, является уникальным нефтяным месторождением, оно находится во внутренней прибортовой зоне Прикаспийской впадины. Месторождение Тенгиз приурочено к высокоамплитудной органогенной постройке, расположенной на верхнедевонском карбонатном цоколе.
Выделяются коллектора трех основных типов: трещинного (емкость менее 3%), порово-каверново-трещинного с пористостью от 3 до 7%, порового - свыше 7%. Коллекторы различного типа неравномерно распределены по месторождению, но в целом образуют гидродинамически единый природный резервуар. Залежь массивного типа, характеризуется развитием АВПД (81-93 МПа). Дебиты нефти, как правило, превышают 100 куб.м/сут., ВНК не установлен. Экраном для залежи служат артинские глинисто-карбонатные и кунгурские сульфатно-галогенные породы.

7

Рис. 9 Соотношение пористости и газопроницаемости в коллекторах сложного строения
Месторождение Тенгиз.
Рис. 8 Соотношение пористости и газопроницаемости в коллекторах порового типа.
Месторождение Тенгиз.

Рис. 10 Изменение газопроницаемости по направлениям
в коллекторах порового типа. Месторождение Тенгиз
Рис. 11 Изменение газопроницаемости по направлениям в
коллекторах трещинного и сложного типа. Месторождение Тенгиз

Оценка роли трещин в развитии сложных типов коллекторов и фильтрации флюидов в природных резервуарах
Проблема изучения карбонатных отложений и их коллекторского потенциала относится к числу важнейших. Открытие крупных и уникальных месторождений нефти и газа в карбонатных толщах различного возраста и генезиса, значительная изменчивость фильтрационно-емкостных свойств, неоднозначность установления эффективных толщин – поставило перед исследователями задачу более достоверной оценки сложных типов коллекторов.
Особенность карбонатных отложений: ранняя литификация, склонность к трещинообразованию, избирательная растворимость обусловливают разнообразие морфологии и генезиса пустот, развитие широкого спектра типов коллекторов. К числу сложных и недостаточно решенных вопросов относится трещиноватость и кавернозность пород, которые оказывают решающее влияние на формирование пустотного пространства пород.

Особенности строения пустотного пространства
Известняк доломитизированный, водорослевый пелитоморфный с детритом, трещиноватый. Сеть взаимосвязанных пересекающихся трещин, с преобладанием горизонтальных. Вдоль трещин пустоты расширения;
Скважин 45;
Глубина 3277-3286 м (Франский ярус);
Образец 8350.
Емкость трещин - 0.7 %;
Газопроницаемость, МД:
I - 0.01,
II - 1.7,
III - 1.7;
Поверхностная плотность трещин - 1.3 см/см2;
Раскрытость трещин - 20 мкм
Ненасыщенные
образцы
Насыщенные
образцы
Рис. 12

Система пересекающихся трещин различной ориентировки;
Скважин 44;
Глубина 3054.5 м (Франский ярус);
Образец 8403.
Емкость трещин - 0.9 %;
Газопроницаемость, МД:
I - 0.05,
II - 0.14,
III - 0.40;
Поверхностная плотность трещин - 1.2 см/см2;
Раскрытость трещин - 18 мкм
Морфология пустотного пространства известняка после
насыщения люминофором
Ненасыщенные
образцы
Насыщенные
образцы
Рис. 13

Название породы: Известняк доломитизированый, пелитоморфный с детритом, Трещиноватый. Сеть взаимосвязанных пересекающихся трещин различной ориентировки.
Образец: 8610
Месторождение Ардалинское
Скважина: 49
Глубина: 3262 м
Рис. 14
Емкость трещин – 1,9 %.
Проницаемость (мД): I –1,23; II – 2,03; III – 5,89.
Поверхностная плотность трещин (см/см2):
I II III IV V VI сред.
0,68 1,03 1,37 1,03 1,24 0,86 1,04
Раскрытость трещин (мкм):мин. – 10; макс. – 70; сред. – 28; фильт. – 42.

Рис. 15
Развитие «вновь образованной кавернозности» в водорослевом известняке
по системе трещин.
Нефтяное месторождение Северное-Хоседаю, скв.2, интервал 3066-3074м
Емкость пустот – 10.3%
Газопроницаемость по трем направлениям (мД): I-15.2; II-94.2; III-143.9.
Трещино-каверново-поровый коллектор
Емкость трещин – 0,9 %.
Поверхностная плотность трещин (см/см2):
I II III IV V VI сред.
0,42 0,48 0,56 0,28 0,19 0,60 0,42
Раскрытость трещин (мкм):мин. – 7; макс. – 10; сред. – 7; фильт. – 7.

Рис. 16
Развитие «унаследованной кавернозности» в органогенном известняке.
Месторождение Жанажол (Прикаспий), скв.1, глубина 2959 м.
Пористость – 16.6%;
Газопроницаемость (мД): I-185.1; II-332.7; III-468.5.
Каверново-поровый тип коллектора
Пористо-кавернозный перекристаллизованый известняк
Емкость трещин – - %.
Поверхностная плотность трещин (см/см2):
I II III IV V VI сред.
- 0,04 0,06 - - - 0,1
Раскрытость трещин (мкм):мин. – -; макс. – -; сред. – 5.0; фильт. – -.

Рис. 17
Морфология трещин в известняке после насыщения люминофором.
Астраханское газоконденсатное месторождение, скв.15, глуб. 4230м
Емкость трещин – 1.8%. Проницаемость (мД):I-0.02; II-1.2; III-1.1.
Преобладание тонких горизонтальных трещин, определяющих анизотропию
проницаемости по направлениям.
Емкость трещин – 0,8 %.
Поверхностная плотность трещин (см/см2):
I II III IV V VI сред.
0,5 1,72 1,4 1,6 1,28 0,4 0,98
Раскрытость трещин (мкм):мин. – 1.0; макс. – 15.0; сред. – 5.0; фильт. – 7.

Рис. 18 Распределение поровых и сложных типов коллекторов
в скв. 10 месторождение Карачаганак

Рис. 19 Распределение порового типа коллектора в
скв.16 месторождение Карачаганак

Рис. 20
Изменение трещиноватости в поровых и сложных типах коллекторов в природном
резервуаре. Нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак.

Отличительные черты карбонатных коллекторов порового типа
Величина абсолютной проницаемости колеблется от 1 до 1000 мД и более. При этом породы обнаруживают относительную изотропность свойств в отношении проницаемости.
Пористость открытая изменяется в широких пределах, от 6-7 % до 35 %, рост ее происходит соответственно увеличению проницаемости. Нижний предел пористости равен 6-7 % для пород проницаемостью 1 мД (для нефти) и 0,1 (для газа).
Количество связанной воды колеблется от 5 до 70 % и определяется фильтрационными свойствами пород. Влияние воды неодинаково в породах с различной структурой порового пространства и с различными поверхностными свойствами. Это проявляется в значениях эффективной проницаемости.
Для коллекторов порового типа характерна относительная изотропность свойств в распределении акустических волн, скорость распространения которых меняется от 3000 до 5000 м/с и находится в тесной обратной связи с открытой пористостью.
Между основными оценочными параметрами: пористостью, проницаемостью и остаточной водонасыщенностью существует тесная корреляционная связь.
Геометрия порового пространства является главным критерием, определяющим предельные значения пористости открытой и полезной, проницаемости абсолютной и эффективной, а также коэффициент нефтегазонасыщенности.

Отличительные черты карбонатных коллекторов сложного типа.
Абсолютная величина проницаемости измеряемая в лабораторных условиях, незначительна и определяется долями, реже единицами миллидарси. Благодаря развитию ориентированных трещин этим породам присуща сильная анизотропия проницаемости, именно поэтому фильтрационные свойства в перпендикулярном и параллельном направлениях различаются на один-два порядка. В природных условиях проницаемость пластов значительно выше.
Емкость собственно трещин невелика, составляет 0,6-1,5 %, иногда достигает 2-3 %. За счет расширения полостей трещин и развития каверн увеличивается до 4,5-8 %. Трещины массивные обуславливают сообщаемость пластов и строение резервуаров.
Связанная вода отсутствует в трещинах и изолированных кавернах. В коллекторах сложного типа при низко пористой матрице вода не оказывает существенного влияния на насыщенность коллекторов флюидом. Коэффициент нефтегазонасыщенности трещинных и сложных типов коллекторов близок к единице, при развитии в матрице субкапиллярных пор, радиусом менее 0,1 мкм, она не участвует в фильтрации и не имеет эффективной пористости.
Резкая анизотропия акустических свойств обусловлена неодинаковой интенсивностью развития, раскрытостью и ориетировкой трещин. Скорость распространения ультразвуковых волн резко меняется в параллельном и перпендикулярном направлениях (от 1500 до 5000 м/c) при одинаково низкой пористости пород (3-4 %). По изменению скорости прохождения упругих волн в трещиноватых разностях пород оценивается неоднородность развития трещин и их ориентировка.

Рис. 21 Соотношение пористости и проницаемости в коллекторах порового типа.
m = 6-12 %
m = 7-18 %
m = 10-18 %
m = 22-24 %
m = 20-26 %

Р
Соотношение остаточной водонасыщенности и абсолютной газопроницаемости
в карбонатных породах-коллекторах порового типа
α= 5-10 %
α= 10-20 %
α= 15-30 %
α= 20-40 %
α >30 %

Сравнительная характеристика месторождений Прикаспийской впадины