Роль нефти и газа в мировой политике и экономике

Коэффициент остаточной водонасышенности (К_ов) колеблется в очень широких пределах: от первых процентов до 70% и выше. В нефте-газонасыщенных коллекторах К₀, чаще всего колеблется в пределах 15-30%. Значения коэффициента Ко, ниже 10% свидетельствует о гидрофобизации коллектора. В абсолютном большинстве своем осадочные породы изначально являются гидрофильными, т.е. вода избирательно лучше смачивает зерна (обломки, агрегаты), чем нефть. Другими словами, каждое зерно покрыто пленкой воды. В гидрофобных породах, напротив, нефть избирательно лучше смачивает твердую фазу коллектора, чем вода. В качестве примера гидрофобности твердой фазы коллектора можно привести ордовикские песчаники месторождения Оклахома-Сити (США), в которых остаточная водонасыщенность меньше одного процента. Свойствами гидрофобности обладают и некоторые прослои ботуобинского горизонта на Среднеботуобинском и Таас-Юряхском месторождениях в Якутии.

С коэффициентом  остаточной водонасыщенности теснейшим  образом связаны коэффициенты нефтенасыщенности и газонасыщенности - эти коэффициенты равны 100% - К_ов% или 1 - Ко».

 

 

3.2. Проницаемость горных пород

Проницаемость - свойство горных пород, определяющее способность пропускать жидкости и  газ. Абсолютно непроницаемых пород  нет. Породы способны при обычно существующих в верхней части земной коры пропускать жидкости или газы называются проницаемыми. Проницаемость оценивается по формуле Дарси, согласно которой скорость фильтрации несжимаемой жидкости при ламинарном течении ее в пористой среде, пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости:

k = QmL/∆PF, где к - проницаемость, Q - объемный расход жидкости в единицу времени, m - вязкость жидкости, L - длина пористой среды, ∆Р - перепад давления, F - площадь поперечного сечения.

Коэффициент проницаемости измеряется в Дарси  и имеет размерность площади (м²). За Дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу с поперечным сечением 1 см² и при перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см проходит 1 см³ жидкости вязкостью 1 сантипуаз. Из определения и физического смысла коэффициента проницаемости следует, что величина последнего не должна зависеть от флюида, который движется через пористую среду.

Однако, на практике обычно наблюдаются изменения коэффициента проницаемости для разных флюидов и во времени.

Причин, вызывающих, как правило, уменьшение коэффициента проницаемости во времени довольно много. Например, резко снижается  проницаемость при фильтрации пресной  воды через песчаник с глинистым цементом, представленным минералами, способными впитывать воду. Эти минералы (монтмориллонит, смешаннослойные и некоторые другие) впитывая воду увеличивают свой объем в поровом пространстве, что препятствует движению воды. При фильтрации жидкостей через рыхлый песчаник может происходить перемещение слабосцементированных мельчайших минеральных частичек в поровом пространстве и закупорка межпоровых каналов ("авгокольматация"). Снижение проницаемости может происходить в результате выпадения или адсорбции на поверхности зерен асфальтово-смолистых веществ при фильтрации нефти. Снижение проницаемости может происходить и под влиянием поверхностно-активных взаимодействий в случае многофазной (газ-жидкость, жидкость-жидкость) фильтрации.

В системе  СИ проницаемость выражается в м². Внесистемная единица проницаемости - дарси (Д). 1 Д = 1,027-10^-12 м²= 1,02 мкм². Величина проницаемости горных пород в абсолютном большинстве меньше одного дарси . Чаще всего проницаемость горных пород составляет десятые -тысячные доли 1 мкм².

Проницаемость осадочных пород изменяется в  очень широких пределах - от сотых  долей 1мкм² до нескольких мкм². При проницаемости более 0,01 мкм² породы относятся к хорошо проницаемым, при проницаемости [(10-0,01)7-10^-3 мкм²] - к средненепроницаемым, при проницаемости менее 0,017-10^-3 мкм² - к слабопроницаемым.

Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемость. Абсолютная проницаемость характеризует  физические свойства породы. Поэтому  абсолютная проницаемость определяется по газу в предварительно проэкстрагированном и высушенном образце породы.

Фазовая проницаемость  представляет собой проницаемость  фильтруемой жидкости (газа) через  пористую среду, насыщенную другой жидкостью. Значение фазовой проницаемости  всегда меньше абсолютной проницаемости и зависит от насыщенности преобладающей фазой, величины смачивания и геометрии порового пространства.

Проницаемость относительная, величина определяемая как отношение фазовой проницаемости  по данной жидкости к абсолютной проницаемости  данной породы. Относительная проницаемость используется для характеристики фильтрационного сопротивления потоку данной жидкости в горной породе при наличии в её поровом пространстве других, не смешивающихся друг с другом жидкостей.

На рис. 5 показана зависимость эффективных проницаемостей от водонасыщенности порового пространстве породы. Из рис. 5 видно, что относительная проницаемость для керосина (К₀к) быстро уменьшается при увеличении водонасыщенности породы. При величине водонасыщенности в 80% проницаемость по керосину равна нулю. Изменение относительной проницаемости для воды (Ко,) происходит в обратном направлении. При водонасыщенности менее 12% в породе движется только керосин,- а при водонасыщенности породы в 80% относительная проницаемость для воды увеличивается до 50% от абсолютной.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 5. Зависимость  относительной фазовой проницаемости  от насыщенности водой порового пространства.

 

3.3. Изменение пористости и проницаемости

Осадочная порода в процессе своей постседиментационной истории претерпевает значительные изменения в своей структуре и составе. Сформировавшийся осадок на стадии диагенеза превращается в породу. Основные процессы на этой стадии - окислительно-восстановительные реакции и физико-химические реакции выравнивания концентраций в поровых растворах. Окислительно-восстановительные реакции выражаются, главным образом, в окислении захороненного в осадке органического вещества, а реакции выравнивания концентраций в поровых водах приводят в образованию конкреций. Следующая стадия -катагенез - основная стадия преобразований осадочной породы. На этой стадии под действие возрастающих с глубиной залегания давлений и температур происходят в осадочной породе следующие изменения: уплотнение, растворение неустойчивых компонентов породы, минеральные новообразования и перекристаллизация. Следующей стадией преобразования осадочных пород может быть метагенез (в случае увеличения глубины залегания), в процессе которого порода начинает утрачивать свои седиментационные признаки и начинает превращаться в метаморфическую породу, или гипергенез (в случае поднятия породы в зону свободного водообмена), в процессе которого может произойти полная дезинтеграция и разрушение породы.

В осадочных  породах изменения на стадии катагенеза величин коэффициентов пористости и проницаемости зависят от большого числа факторов. Универсальным является закономерное снижение пористости и проницаемости осадочных пород с глубиной. Однако, темпы снижения этих параметров у каждой литологической разности неодинаковы.

В отложениях, испытывающих стабильное погружение раньше всего (на меньших глубинах) уплотняются хемогенные породы, медленнее всего уплотняются глинистые и диатомовые или, другие типы осадков по интенсивности уплотнения занимают промежуточное положение.

В сформировавшемся осадке на стадии диагенеза все межзерновое пространство заполнено водой - в глинистых осадках (илах) вода в единице объема осадка занимает до 70-80%, другими словами пористость составляет 70-80%. По мере увеличения глубины залегания этого осадка под воздействием веса вышележащих осадков из ила выжимается вода -происходит сближение глинистых частиц и соответственно уменьшение объема заполненного водой, т.е. уменьшается пористость осадка. И на глубине в первые сотни метров пористость (водонасыщенность) уменьшается до 30%.

Дальнейшее  погружение уже на стадии катагенеза приводит к уменьшению пористости до 10% и менее на глубинах около 3000 м.

В целом, процесс  уплотнения глинистых пород довольно резко замедляется   с   глубиной   и   аппроксимируется   криволинейной   зависимостью, которая на определенной глубине принимает асимптотический характер (рис. 6).

 

 

 

 

Рис. 6. Графики  зависимости плотности глин от глубины  их погружения. Кривые: 1 - по В.Энгельгардту (1964); 2 - по Б.К.Балавадзе (1957); 3 - по Дж.Уиллеру (1961); 4 - по L.F.Athy (1930); 5 - по Н.Б.Вассоевичу (1955); 6 - по Е.И.Стетюхе и др. (1961).

 

 

 

 

Известно, что емкостные свойства песчаников во многом определяются их первичными седиментационными признаками (вещественный и гранулометрический состав обломочной части, степень его сортированности, и т. д.). Эти первичные признаки определяют пористость осадка, которая, , теоретически колеблется в весьма широком пределе. Вместе с тем, установлено, что процесс уплотнения терригенных пород и соответственно уменьшения коэффициента пористости имеет универсальный характер для всех типов терригенных пород. Уменьшение пористости песчаников с глубиной залегания оценивается через градиент снижения открытой пористости (К_п). Так, Б.КЛрошляковым (1974 г.) было показано, что К_п песчано-алевритовых пород мезозоя Северного Предкавказья до глубины 3300— 3500 м сокращается на 6-9% на 1000 м, на больших глубинах градиент снижения К_п составляет 3-5% на 1000 м. Аналогичные величины этого градиента установлены для многих других регионов мира (Северное море, Южный Мангышлак и др.). Такие же величины градиента установлены и для пермских и мезозойских песчаников Вилюйской синеклизы - в интервале глубин 1,5-3,5 км - 7-9%, на глубинах свыше 3,5 км -3-4% на 1000 м. Закономерное снижение уменьшения пористости песчаников также аппроксимируется криволинейной зависимостью, аналогичной кривой уплотнения глин; однако, эта кривая имеет более пологий характер на глубинах до 3-4 км (рис. 7).

 

•  Рис 7. Графики зависимости  открытой пористости песчаников от глубины их залегания.

1 - мезозойские и пермские  отложения Вилюйской синеклизы;  мезозойские отложения: 2 - Прикаспийской впадины, 3 - Восточного Предкавказья, 4 - Южного Мангышлака; 5 - кайнозойские отложения Апшеронского п-ва.

В карбонатных породах  формирование первичного порового пространства происходит на стадиях седиментации и диагенеза (поры унаследованные от скелетов организмов, контракционные трещины и пространства в пелитоморфной (размеры частиц меньше 0,001-0,005 мм) породе, пустотные пространства между обломками и фрагментами органических остатков и обломками карбонатных пород.

При формировании пустотного пространства в карбонатных породах  главную роль играет не фактор гравитационного  уплотнения с глубиной, а неоднородность структуры порового пространства, заложенная еще на стадии седиментогенеза. В целом направленность изменения пористости и проницаемости карбонатных пород имеет более сложный характер, по сравнению с терригенными породами.

Для терригенных пород  отмеченное изменение коллекторских свойств пород обусловлено влиянием двух основных факторов -механического и стадиального, находящихся в причинно-следственной связи. Такие факторы, как строение разреза, вещественный состав пород, температурный режим, химизм среды будут сказываться на темпе уплотнения.

Помимо механического  уплотнения пород-коллекторов под  действием геостатической нагрузки вышезалегающих отложений, уменьшение пористости и проницаемости с глубиной обусловлено:заполнением порового пространства, трещин и каверн аутигенными минералами (монтмориллонит, гидрослюда, каолинит, хлорит, лептохлорит, глауконит, кальцит и др.);регенерацией кварца, полевых шпатов и плагиоклазов (регенерация обрастание и разрастание обломочных зерен); растворением обломочных зерен на контакте друг с другом с возникновением структур растворения (конформных, инкорпорационных, микростиллолитовых).

Можно выделить две стадии уплотнения терригенных  пород: стадия механического уплотнения и стадия растворения. На первой -преобладают процессы формирования более плотной упаковки за счет механического перемещения зерен, из взаимного приспособления, за счет механической деформации; для этой стадии характерны градиенты снижения К„ на 7-9% на 1000 м. На второй стадии доминируют процессы растворения зерен на контактах зерен, формирование мозаичных структур, микростиллолитовых швов; градиенты снижено Кп – 3-4% на 1000 м.

Динамика  изменения коллекторских свойств  карбонатных пород значительно  сложнее. Изначально первичное поровое  пространство в карбонатных биогенных породах представляет собой сложную систему, структура которой обусловлена морфологией и расположением рифостроящих (биогермостроящих) организмов (кораллы, строматопоры, мшанки, губки, сине—зеленые водоросли); более простую структуру порового пространства имеют карбонатные породы, сложенные обломками и фрагментами раковин и биогенных пород.

Вместе с  тем, на фоне закономерного ухудшения  фильтрационно-емкостных свойств пород с глубиной наблюдаются отклонения в сторону более высоких значений коэффициентов пористости и проницаемости, а также замедление темпов уплотнения пород.

Замедление  темпов уплотнения пород обусловлено  литологическими особенностями  породы, химизмом флюидов, механическим влиянием флюидов.

Наиболее  предрасположены к замедлению темпов снижения коллекторских свойств крупно- и среднезернистые песчаники с низким содержанием цемента. При погружении песчаников на большие глубины в результате возникновения структур растворения образуется жесткий каркас с определенными упругими свойствами, воспринимающий на себя большую часть геостатической нагрузки. Однородность размера зерен (хорошая   отсортированность   обломочного   материала)   обусловливает болыпую величину пористости, а в случае крупнозернистого песчаника и больший размер пор.

Наличие в известняках  и доломитах изначально крупных межформенных и внутриформенных пор и каверн также способствует сохранению или замедленному снижению пористости и проницаемости.

По мнению некоторых исследователей замедлению темпов уплотнения песчаников способствует и большая толщина пласта. Для глинистых толщ это достаточно четко фиксируется по динамике процесса гидрослюдизации монтмориллонита (см. раздел 5.4).

Замедляют процесс  снижения коллекторских свойств  находящихся в поровом пространстве жидкие и газообразные УВ, которые  препятствуют или подавляют процессы аутигенного минералообразования.

Механическое  влияние флюидов на темпы снижения коллекторских свойств происходит в том случае, когда они находятся в поровом пространстве в условиях аномально высокого пластового давления (АВПД).

Вторичная пористость образуется в результате доломитизации  известняков, выщелачивания отдельных  минеральных компонентов породы, перекристаллизации обломочных и сформировавшихся ранее аутигенных минералов, трансформации слоистых силикатов.

Многие исследователи обратили внимание на то, что процессы формирования вторичной пористости приурочены к определенным глубинам залегания. Н.А.Минским (1975) в вертикальном разрезе кальцитсодержащих пород выделяется две основные зоны:

верхнюю А  и нижнюю Б (рис. 8), граница между которыми проходит на глубине 1-1,5 км. Каждая зона подразделяется на несколько подзон.

В подзоне A₁ кальций пород-коллекторов растворяется водами, насыщенными углекислым газом. Эта зона характеризуется увеличенными значениями пористости.