Об унифицированной схеме классификации коллекторов нефти и газа
А.И. КРИНАРИ
Коллекторские свойства пород имеют важное значение для оценки перспектив нефтегазоносности новых площадей и выбора рациональной системы разработки месторождений. Между тем как в оценке этих свойств, так и в классификации коллекторов нет еще общепринятых принципов. Поэтому обобщение огромного фактического материала, накопленного различными организациями и отдельными исследователями, встречает серьезные затруднения.
Известно, что коллекторские свойства пород оцениваются различными параметрами. Так, проницаемость может быть физической, или абсолютной, эффективной, фазовой и относительной; пористость - общей, или полной, открытой, эффективной и динамической. Пользуясь этими определениями, различные исследователи вкладывают в них иногда различное содержание. Поэтому целесообразно узаконить основные параметры коллекторов.
Проницаемость
1. Коэффициент физической проницаемости (Кф) - коэффициент проницаемости для азота или воздуха, определенный в лабораторных условиях на аппаратах с креплением образцов в резиновой манжете. При этом диаметр образцов должен быть не менее 25 мм, а длина - не менее 30 мм. Давление газа на выходе из образца должно быть равно атмосферному, а на входе должно удовлетворять ламинарному режиму фильтрации.
2. Коэффициент эффективной проницаемости (Кэ) - коэффициент проницаемости при однофазном потоке пластовой нефти или газа конкретного месторождения, горизонта (или модели этих флюидов, близкой им по физико-химическим свойствам), определенный в условиях, аналогичных пластовым (давление, температура, содержание реликтовой воды в порах). Наиболее точно этот параметр определяется по данным исследования скважин. В лабораторных условиях он может быть определен лишь приближенно.
3. Коэффициент фазовой проницаемости (Кфз) - коэффициент проницаемости для одной из фаз при многофазном потоке флюида, заполняющего поры (например, вода и нефть; вода, нефть и газ и т. д.).
4. Коэффициент относительной проницаемости (Ко) - безразмерная величина, равная отношению коэффициента эффективной проницаемости к коэффициенту физической проницаемости.
Пористость
1.Коэффициент полной пористости (mп) -отношение объема всех пор (независимо от их размеров и взаимосвязи) к общему объему породы; определяется параметр по способу Мельчера.
2.Коэффициент открытой пористости (m) - отношение объема взаимосвязанных пор, в которые возможно проникновение нейтрального, наименее вязкого флюида (азота, керосина), к общему объему породы; определяется параметр по способу Преображенского.
3.Коэффициент эффективной пористости (mэ) - отношение объема пор, в которые могли проникнуть нефть или газ конкретного месторождения (с определенными физико-химическими свойствами) при естественных условиях, к общему объему породы. Практически этот параметр равен разности между коэффициентом открытой пористости и объемным содержанием реликтовой (связанной) воды, если последнее выразить в процентах или долях от общего объема породы.
4. Коэффициент динамической пористости (mд) - отношение объема пор, в которых возможно движение нефти или газа к забою скважин конкретного месторождения при существующем способе разработки, к общему объему породы. Практически этот параметр равен произведению коэффициента эффективной пористости на коэффициент нефтеотдачи (в относительном выражении).
В настоящее время предложено несколько схем классификации коллекторов, которые можно разделить на две группы. В одной из них в основу классификации положены те или иные категории коллекторских параметров, в другой - литологические особенности пород. Однако ни одна из названных схем не может быть принята в качестве унифицированной, так как они либо не полно характеризуют свойства коллекторов и учитывают только определенную их группу, либо основаны на параметрах, не имеющих универсального значения и однозначное определение которых невозможно.
Очевидно, состав пород, условия их залегания, их структура и текстура, содержание цемента и другие литологические особенности не могут быть положены в основу классификации. Так, состав пород и условия их залегания не определяют еще тех специфических черт, которые должны быть свойственны породе-коллектору, хотя и имеют при этом весьма важное значение. Любая пористая, проницаемая или трещиноватая порода может быть коллектором, и в породах одинакового состава можно встретить различные по ценности коллекторы. Структура и текстура пород оказывают существенное влияние на качество коллектора, однако связь их с коллекторскими параметрами, нефтенасыщенностью и нефтеотдачей чрезвычайно сложна, многофункциональна, не может быть точно учтена и унифицирована.
Безусловно, коллекторские параметры являются наиболее важной характеристикой коллекторов, так как только по ним они выделяются из всего многообразия горных пород и только по ним объективно оценивается их качество. Правда, некоторые исследователи считают, что коллекторские параметры вообще не могут служить классификационными признаками на том основании, что непроницаемых пород почти нет. С этим нельзя согласиться. Едва ли целесообразно вообще называть коллектором плотную породу, которая приобрела свойство пористости и проницаемости только при воздействии на пласт.
Коллекторские параметры, являясь важной характеристикой коллектора, не дают еще полного представления ни о его природе, ни о характере движения флюидов в нем. Не все категории этих параметров могут служить эталонами для сравнения, так как многие из них, как показано выше, зависят не только от свойств коллектора. К числу последних относятся: эффективная и динамическая пористость, эффективная, фазовая и относительная проницаемость. Поэтому нельзя, например, признать удачными классификации П.П. Авдусина и М.А. Цветковой, А.А. Ханина и Ф.А. Требина.
Существенным элементом этих классификаций является коэффициент эффективной пористости, определенный либо под микроскопом в срезах пород, пропитанных бакелитом (с вязкостью, равной вязкости пластовой нефти), либо выраженный через открытую пористость за вычетом содержания реликтовой воды. Известно, что степень насыщения проницаемой породы жидкостью во многом зависит от ее смачивающих свойств, а содержание реликтовой воды - от физико-химических особенностей воды, нефти или газа и условий формирования залежи. Причем определяющей величину смачиваемости и содержание реликтовой воды является поверхностная активность при подчиненном значении вязкости.
Смачивающая способность бакелита далека от таковой для природных флюидов. Поэтому коэффициент эффективной пористости, полученный по бакелиту, не соответствует действительному (не говоря уже о трудоемкости его получения, большого влияния размеров образца и субъективных качеств исследователя). Коэффициент эффективной пористости, полученный через открытую пористость и содержание реликтовой воды, если бы даже последнее удавалось определить достаточно точно (чего до сих пор не удается), также не может служить универсальной мерой емкости. В этом случае пришлось бы одинаковый по собственным свойствам коллектор относить к различным классификационным группам в зависимости от того, с каким флюидом мы имеем дело в конкретных условиях. Сказанное особенно важно при оценке перспектив нефтегазоносности новых площадей, для которых еще не известны состав и свойства флюидов.
В основу унифицированной классификации целесообразно положить такие свойства пород, которые характеризовали бы природу, емкость коллектора, условия фильтрации и указывали бы на мероприятия по эффективному извлечению нефти и газа. Причем эти свойства должны быть количественно выражены в таких эталонных параметрах, величина которых в основном зависит от коллектора, определяется однозначно всеми исследователями, замеряется быстро, достаточно точно и массово.
Важно, кроме того, чтобы классификационные параметры в связи с малым выносом керна могли определяться по данным промысловой геофизики и исследования скважин, так как геофизические способы являются основными при документации разрезов скважин.
Таким образом, классификационными параметрами коллекторов целесообразно взять характер и природу порового пространства, физическую проницаемость и открытую пористость. Схема классификации коллекторов нефти и газа, которую целесообразно положить в основу унифицированной схемы, приведена на рис. 1.
По характеру и природе порового пространства все известные коллекторы нефти и газа разделяются на три типа: поровые, каверновые и трещинные.
В коллекторах первого типа пустотное пространство составляют свободные от минерального вещества промежутки между составляющими частями породы (обломками минералов, горных пород, раковин организмов и т.д.). Это пространство является первичным, фильтрация в нем -равномерной (по массе породы) при сольватном и ламинарном режимах, а размер и форма поровых каналов зависят от величины и формы составляющих породу частей.
В коллекторах второго типа поровое пространство образуют каверны - вторичные образования, возникшие от растворения или перекристаллизации вещества породы (Некоторые исследователи разницу между порами и кавернами усматривают лишь в величине. Например, М.К. Калинко [3] пустоты диаметром менее 2 мм называет порами, более 2 мм - кавернами. Однако между ними существует иная - генетическая разница (пространство между гальками или валунами нельзя назвать каверной, хотя размер его и более 2 мм).). Величина и форма каверн не зависят от величины и формы составляющих породу частиц; распределены каверны в породе неравномерно. Фильтрация в таких коллекторах происходит также неравномерно (по массе породы) при разнообразных режимах.
В коллекторах третьего типа пустотное пространство образуют трещины, размер которых не зависит от величины составляющих породу частей и мало зависит от состава и физических свойств породы. Такое пустотное пространство вторично; режим фильтрации разнообразен.
Кроме описанных коллекторов, в природе встречаются коллекторы, обладающие характерными чертами двух или даже трех типов. Однако выделять их в самостоятельный тип смешанных коллекторов, по-видимому, не следует. Их лучше учесть названием (порово-трещинный, каверново-трещинный и т. д.).
В коллекторах каждого типа целесообразно выделить классы коллекторов по величине коэффициента физической проницаемости, а в классах - подклассы по величине коэффициента открытой пористости (емкости). При этом необходимо учитывать, что тесных связей между этими параметрами не существует. В природе известны коллекторы как с высокой открытой пористостью и низкой физической проницаемостью, так и наоборот - с низкой открытой пористостью и высокой проницаемостью (В трещинных коллекторах пористость и проницаемость определяются не для пород, вместивших трещины, а для объема коллектора вместе с трещинами или даже только для трещин.).
На рис. 2 приведены кумулятивные кривые изменения физической проницаемости в группах пород, близких по величине коэффициента открытой пористости (через 2,5%), составленные для наиболее однородных поровых коллекторов-песчаников терригенной толщи девона Татарии (по данным 3000 определений). Из данных графика видно, что при изменении коэффициента открытой пористости на 2,5% коэффициент физической проницаемости изменяется в десятки, а иногда и в сотни раз. Только средние значения (медианные) проницаемости возрастают с увеличением пористости. Поэтому можно говорить иногда о соответствии классов и подклассов лишь для преобладающего числа образцов. Например, у песчаников девона Татарии с пористостью 15-20 % и 20-25% коэффициент физической проницаемости изменяется в большинстве случаев соответственно от 100 до 500 и от 500 до 1000 миллидарси. Однако 15-35% случаев не укладываются в эти пределы.
На основе приведенной схемы классификации целесообразно ввести универсальную маркировку коллекторов нефти и газа. Марка коллектора может состоять из буквенных и числовых обозначений.
В начале марки записывается тип коллектора (его начальная буква: П - поровый, К - каверновый, Т - трещинный), затем через тире - последовательно номер класса и подкласса арабскими цифрами. Так, марка порового коллектора (песчаного, алевритового и т.д.) с газопроницаемостью 600 миллидарси и открытой пористостью 19% будет П-23. Марки кавернового и трещинного коллекторов с такими же параметрами можно записать соответственно К-23 и Т-23. Для смешанных коллекторов буквенные обозначения вводятся в соответствии с индивидуальными типами, черты которых свойственны данной породе. Причем на первое место ставится буква, соответствующая тому индивидуальному типу, черты которой в данном случае преобладают. Например, марка ТК-14 обозначает каверно-трещинный коллектор (с преобладанием роли трещин) первого класса и четвертого подкласса. Чем больше абсолютное значение числа марки, тем хуже качество коллектора.
Марка коллектора при необходимости может быть дополнена названием породы (начальной буквой от него, записываемой после двузначного числа). Например, для алевролита в первом примере и доломита во втором марки соответственно составят П-23а и К-23д.
Унифицированная классификация и маркировка коллекторов позволят вести их широкие сопоставления и облегчат картирование. Все это будет способствовать познанию закономерностей размещения коллекторов, поможет при оценке перспектив нефтегазоносности новых площадей и рациональной разработке месторождений. Для разработки унифицированной схемы классификации коллекторов необходим созыв специального совещания специалистов.
ЛИТЕРАТУРА
1. Высоцкий И.В. Основы геологии природного газа. Гостоптехиздат, 1954.
2. Джонс П.Д. Механика нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1947.
3. Калинко М.К. Об общей классификации коллекторов нефти и газа. Геология нефти, 1958, № 7.
4. Кобранова В.Н., Лепарская Н.Д. Определение физических свойств горных пород. Гостоптехиздат, 1957.
5. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.
6. Оркин К.Г., Кучинский П.К. Физика нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1955.
7. Спутник полевою геолога-нефтяника, том. II, Гостоптехиздат, 1954.
8. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. Гостоптехиздат, 1945.
Казанский филиал АН СССР
Рис. 1. Схема классификации коллекторов нефти и газа.
Рис. 2. Кумулятивные кривые изменения физической проницаемости в породах, близких по величине коэффициента открытой пористости.
