К оглавлению

УДК 552.578.2.061.4

Литолого-петрографические критерии подразделения терригенных пород на продуктивные коллекторы, флюидоупоры и промежуточные типы

В.К. БАРАНОВ, А.Г. ГАЛИМОВ (ВО ИГиРГИ)

Природные резервуары нефти и газа обычно понимают как двухкомпонентные системы, состоящие из емкостной части - коллектора и ограничивающей ее покрышки (флюидоупора). При этом к породам - флюидоупорам относят любую плотную разновидность, обладающую слабыми емкостными и фильтрационными свойствами.

В последнее время активно обсуждаются трехслойные модели строения залежей УВ [1, 3, 4, 8], в которых под разными наименованиями выделяется дополнительно «промежуточный комплекс» пород, имеющих слабую проницаемость, но не обладающих изолирующими свойствами. Показано, что породы этого комплекса нередко отличаются существенной трещинной проницаемостью при небольших значениях поровой. Оказалось, что истинные покрышки представлены ограниченным набором пород, характеризующихся минимальной поровой проницаемостью и одновременно повышенной пластичностью (глины, соли, существенно глинистые разности карбонатов, ангидритов и т. д.). Практическая и научная ценность применения трехслойных моделей ловушек нефти и газа при изучении геологического строения месторождений доказана для многих нефтегазоносных районов страны. Вместе с тем исследования этого плана имеют общие недостатки, связанные с отсутствием физических количественных показателей, разграничивающих породы разных групп, и сведением в одну группу «промежуточного комплекса» пород, обладающих широким диапазоном емкостных и фильтрационных свойств. Все это не способствует конечной цели поисково-разведочных работ - построению на стадии проектирования детальных моделей залежей нефти и газа, близких к реальным.

Проблема составления реальных проектов разработки залежей давно актуальна в нефтепромысловой геологии, задачи которой сводятся главным образом к изучению неоднородности продуктивных пластов, ранжировке слагающих их горных пород по коллекторским свойствам и определению их граничных значений. Наиболее убедительно на основе анализа предшествующих исследований и экспериментальных данных эти вопросы решены в монографии Л.Ф. Дементьева и др. [2]. В ней на примере изучения неоднородных продуктивных пластов месторождений Западной Сибири и Пермской области доказывается необходимость выделения трех нижних предельных емкостных и фильтрационных значений для терригенных пород в объеме ловушек нефти - кондиционного, двухфазного и абсолютного.

Граничные значения свойств пород, разделяющих продуктивные и непродуктивные коллекторы, - кондиционные. Ниже этих значений при применяемой технологии и системе разработки породы-коллекторы становятся непродуктивными. При этом пористость как динамическая Кп.д, так и эффективная Кп.э остается больше нуля.

Значения свойств пород, отделяющих непродуктивные коллекторы от неколлекторов, соответствуют двухфазному нижнему пределу. Водонасыщенность пород должна быть такой, при которой фазовая проницаемость нефти равна нулю. При этом Кп.д=0, а Кп.э>0. Непродуктивные породы-коллекторы содержат физически подвижную нефть, которая при изменении технологии разработки может быть извлечена из них.

Породы с параметрами ниже двухфазного нижнего предела тоже содержат нефть, но нефть связанную, физически неподвижную. Наконец, при определенных значениях коллекторских свойств гранулярные породы в ловушке нефти оказываются полностью водонасыщенными. Этот абсолютный нижний предел (Кп.д=0, Кп.э=0) разделяет породы-неколлекторы на нефтенасыщенные и чисто водонасыщенные.

Породы-флюидоупоры авторы работы [2] не рассматривают, хотя с позиций изучения гранулярной проницаемости они фактически подошли к их выделению. Породы, имеющие параметры ниже абсолютного предела, обладают поровой непроницаемостью для нефти. Те из них, которые не имеют и трещинной проницаемости, отнесены нами к флюидоупорам. Получается непрерывный ряд пород от продуктивного коллектора до флюидоупора, каждая группа в нем играет определенную роль в ловушках нефти и границы между группами можно охарактеризовать количественными показателями (табл. 1).

Кондиционный нижний предел продуктивных коллекторов принят нами по аналогии с пашийским пластом соседних районов Татарии, где проведен тщательный анализ работы скважин, вскрывших разрезы пород, обладающих различными коллекторскими свойствами [2, 6]. Ему соответствует Кпр= 10*10-15 м2 при Кп.о=11 % (Коэффициент открытой пористости - отношение объема сообщающихся пор к объему породы.). Кондиционный предел, разделяющий высоко- и низкопродуктивные коллекторы, имеет значения Кпр=160*10-15 м2 при Кп.о= 10%.

Согласно многим исследованиям [2, 6, 7], терригенные породы с Кпр<1*10-15 м относятся к неколлекторам. Нижний абсолютный предел принят условно и характеризуется параметром Кпр<0,1 *10-15 м2. На этом уровне в исследованных терригенных породах отмечается четкий рубеж, ниже которого они представлены в основном или аргиллитами, или мелкозернистыми алевролитами с содержанием глинистой фракции, как правило, более 40 %.

Таким образом, «промежуточный комплекс», выделяемый в трехслойных моделях залежей нефти и газа, фактически объединяет три группы пород, роль которых неидентична. Породы группы непродуктивных коллекторов при испытании притоков нефти не дают (в лучшем фиксируется фильтрат бурового раствора с пленкой нефти), хотя, по имеющимся данным [2], коэффициент нефтенасыщенности (Кн) в них составляет 0,3-0,5. Часть нефти в этих породах физически подвижна и может быть извлечена при изменении существующей технологии воздействия на пласт. Они содержат резервный объем нефти, который необходимо учитывать как забалансовый.

Породы-неколлекторы способны вмещать только физически неподвижную нефть, они концентрируют достаточно большие количества нефти (Кн до 0,2-0,3), извлечь которую невозможно. Водонасыщенные породы-неколлекторы не обладают поровой проницаемостью, но при трещинной проницаемости теряют изолирующие способности. В целом все три группы пород, занимая определенный объем ловушек нефти, уменьшают долю продуктивных коллекторов и снижают ее извлекаемые запасы.

Изложенный материал показывает, что уже на стадии поисково-разведочных работ немаловажно знать, какие литологические типы горных пород того или иного стратиграфического интервала разреза соответствуют группам ряда продуктивный коллектор - флюидоупор в искомых ловушках нефти. Такое соответствие мы попытались определить для эйфельско-франского нефтегазоносного комплекса юго-востока Волжско-Камской антеклизы (Оренбургская область), которая играет главную роль в планируемых приростах запасов этого региона на ближайшую перспективу.

Изучение терригенных пород эйфельско-франских отложений в шлифах и просмотр данных их гранулометрического (механического) анализа выявили широкий спектр литотипов - от аргиллитов до гравелитов. Все типы пород имеют переходные разности и отличаются разнообразной сортировкой кластического материала. Алеврито-песчаные породы характеризуются переменным содержанием глинистого и карбонатного цемента, в них нередко отмечаются признаки эпигенетических преобразований, выраженных в интенсивном уплотнении, регенерации зерен кварца и пиритизации. Глинистые породы содержат примеси карбонатного материала, песчано-алевритового и органического.

Различные типы пород, выделенные по данным гранулометрического анализа (ситового и в шлифах), исследованы на треугольной диаграмме (рисунок). С использованием граничных значений фильтрационных и емкостных параметров, обоснованных выше, на диаграмме выделены поля распространения нескольких групп пород от высокопродуктивных  коллекторов  до флюидоупоров. При рассмотрении литологических разностей полей оказалось, что в живетско-франских отложениях они характеризуются ограниченным и четко выраженным набором литотипов, а в эйфельских - широким, расплывчатым спектром (см. табл. 1). Это отражает специфику осадконакопления последних (недалекий перенос продуктов коры выветривания и аккумуляции их в бассейне седтиментации подводными выносами аллювиально-пролювиальных потоков).

В схеме распределения терригенных литотипов живетско-франских отложений главную роль играет гранулометрический состав, что отражено в постепенном уменьшении зернистости основных типов пород каждой группы от продуктивных коллекторов до флюидоупоров (см. табл. 1). Второй фактор - сортировка пластического материала, которая предопределяет появление пород однотипного гранулярного состава в разных группах. Наилучшая сортировка характерна для высокопродуктивных литотипов. В этой группе даже переходные разности пород хорошо сортированы. Так, например, в алевро-песчаниках содержание каждой фракции менее 50 %, но размах колебаний размеров зерен невелик и составляет 0,05-0,15 мм. В сторону флюидоупоров отмечается постепенное ухудшение сортировки для всех типов пород, содержащихся в группах. В том же направлении возрастает количество как глинистого, так и карбонатного цементирующего материала (табл. 2). При этом при переходе от продуктивных коллекторов к непродуктивным установлен резкий скачок (в 2,5 раза) увеличения его содержания. Такой же скачок на этом уровне отмечается и для эйфельских отложений.

 

 

В схеме терригенных литотипов ряда продуктивный коллектор - флюидоупор для эйфельских отложений гранулометрический состав не играет определяющей роли. Например, песчаные разности пород в ней характерны для всех групп. Главный критерий здесь - сортировка кластического материала (см. табл. 1) и содержание цементирующего материала  (см. табл. 2). В целом сортировка эйфельских пород значительно хуже живетско-франских. Среди них присутствуют совершенно неотсортированные разности - хлидолиты, представленные песчано-алеврито-глинистой смесью нередко с карбонатным материалом, в которой ни одна из фракций не превышает 50 %.

Фильтрационные свойства соответствующих групп живетско-франских и эйфельских отложений примерно одинаковы (см. табл. 2). Емкостные параметры групп продуктивных и непродуктивных коллекторов выше в живетско-франских породах, а для неколлекторов - в эйфельских.

Как уже отмечалось, породы-флюидоупоры входят в состав группы чисто водонасыщенных неколлекторов. Однако для их выделения требуется изучение дополнительных литолого-петрографических критериев. Судя по результатам работ [5, 8], свойствами истинных покрышек обладают породы с повышенной пластичностью, вязкостью, однородностью состава и строения и т. д. С этих позиций к числу флюидоупоров предпочтительнее отнести аргиллиты и алевро-аргиллиты. Остальные литотипы содержат то или иное количество крупного кластического материала, который образует различного рода скопления, имеющие повышенную проницаемость и могущие служить фильтрационными каналами. Однако на изолирующие свойства глинистых пород существенное влияние оказывают микротекстурные особенности, минеральный состав, количество и тип ОВ. Различное сочетание этих параметров может обеспечить хорошие экранирующие свойства или привести к тому, что слои глинистых пород не будут служить надежной покрышкой.

Предлагаемые схемы распределения литотипов в ряду продуктивный коллектор - флюидоупор не равнозначны по степени практического применения. Схема для живетско-франских отложений, к которым приурочена подавляющая часть открытых залежей нефти, отличается строгим распределением типов пород, что дает возможность на основании макроописания керна и (или) по данным ГИС установить их примерную принадлежность к той или иной группе. Аналогичная операция по породам эйфельских отложений возможна только после изучения в шлифах или по данным гранулометрического (ситового) анализа.

Знание роли конкретных литологических типов, участвующих в строении ловушек нефти, необходимо на всех стадиях поисково-разведочных работ. При вскрытии поисковыми и разведочными скважинами продуктивных терригенных пластов девона можно более обоснованно подойти к выбору объектов испытания и оценить их потенциальные возможности, а в случае отрицательных или сомнительных результатов опробования определить их причину.

При поисках и разведке локальных объектов антиклинального и неантиклинального типов предполагается учет соотношения различных групп пород в объеме ловушек нефти как в разрезе, так и по площади. При этом возможны различные случаи сочетаний, определяющие промышленную ценность ловушек, а также успех и сложность поисково-разведочных работ. При полном или частичном выполнении их объема породами группы продуктивных коллекторов они будут полностью или частично обладать промышленной нефтеносностью. При отсутствии продуктивных коллекторов ловушки будут иметь непромышленную нефтеносность или окажутся пустыми в зависимости от соотношения непродуктивных коллекторов и неколлекторов в их объеме. На заключительной стадии разведки на основе использования результатов детальной корреляции слоев пород и схем распределения их в ряду коллектор - флюидоупор рекомендуется составление моделей залежей нефти, близких к реальным.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Аскольдов О.В., Ильин В.Д., Смирнов Л. Н. Влияние ложной покрышки на нефтегазоносность пермских отложений Башкирско-Оренбургского Приуралья.- Сов. геология, 1982. № 2, с. 12-24.

2.      Дементьев Л.Ф., Акбашев Ф.С., Файнштейн В.М. Изучение свойств неоднородных терригенных нефтеносных пластов. М., Недра, 1980.

3.      Качественная характеристика ловушек / И.В. Высочанский, В.Г. Демьянчук, Д.Е. Недзельский, A.M. Палий.- Нефтегаз. геол. и гео-физ., 1981, вып. 2, с. 2-6.

4.      Клещев А.А., Строганов В.П. Особенности строения ловушек нефти н газа и методы оценок их продуктивности.- Нефтегаз. геол. и геофиз., 1983, вып. 5, с. 6-9.

5.      Клубова Т.Т. Глинистые минералы и их роль в генезисе, миграции и аккумуляции нефти. М., Недра, 1973.

6.      Методика определения кондиций для подсчета запасов нефти на примере горизонта Д1 одной из площадей Татарии/Л.Ф. Дементьев. И.Ф. Глумов, И.П. Чоловский, Г.К. Ченцова.- Труды ВНИИ. М., 1962, вып. 36. с. 55-77

7.      Об оценке коллекторских свойств нефтяных пластов по керну/Ф.И. Котяхов, Ю.С. Мельникова, В.Г. Морозова, Ю.А Кузмичев.- Труды ВНИИ. М., 1967, вып. 48, с. 67-85.

8.      Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. М., Недра, 1967.

 

Таблица 1 Схема перехода продуктивного коллектора к флюидоупору в ловушках нефти и распределения типов терригенных пород в этом ряду

Возраст отложений

Терригенная порода с межгранулярной пористостью

 

Водонасыщенная порода

Нефтенасыщенная порода

 

Нефть физически неподвижна

Нефть неподвижна при данной технологии разработки

Нефть подвижна при данной технологии разработки

 

 

Флюидоупор

Неколлектор

Непродуктивный коллектор

Низкопродуктивный коллектор

Высокопродуктивный коллектор

 

 

Типы терригенных пород в ряду флюидоупор - продуктивный коллектор

 

Живетско-франский

Аргиллиты и алевро-аргиллиты - 73 %

Алевролиты  крупномелкозернистые, известковисто-глинистые  - 90%

Алевролиты мелко-крупнозернистые, известковисто-песчанисто-глинистые - 73 %

Песчаники мелкозернистые - 68 %

Песчаники мелкозернистые и средне-мелкозернистые - 81 %

 

Алевролиты мелкозернистые и крупно-мелкозернистые, известково-глинистые, глинистые и глинисто-известковистые - 25 %

Алевролиты крупнозернистые, песчанистые - 28 %

Алевролиты крупнозернистые песчанистые - 14%

Песчаники мелкозернистые известковистые или алеврито-глинистые - 7%

Песчано-алевролиты и алевро-песчаники  известковисто-глинистые - 23 %

Алевро-песчаники и песчано-алевролиты -4%

Алевро-песчаники  и песчано-алевролиты - 5%

Песчано-алевролиты, алевро-песчаники сильно известковые или сильно глинистые - 2 %

Песчано-алевролиты и алевропесчаники  известковисто -глинистые - 3 %

Песчаники мелкозернистые,  известковисто-алевритистые - 4 %

Сортировка средняя и хорошая

Сортировка хорошая

Сортировка плохая и средняя

Сортировка плохая

 

Эйфельский

Аргиллиты и алевро-аргиллиты - 60 %

Хлидолиты известковистые - 39 %

Песчаники разнозернистые известковисто-глинисто-алевритистые - 75%

Песчаники разнозернистые - 52 %

Песчаники разнозернистые - 71 %

 

Песчаники разнозернистые и мелкозернистые, алевролитисто-глинисто-известковистые  - 28%

Песчаники мелкозернистые,  известковисто-глинисто-алевритистые - 33 %

Песчаники среднезернистые и крупнозернистые - 31 %

Песчаники среднезернистые - 29 %

 

Гравелиты песчаные - 17%

Сортировка средняя и хорошая

Гравелито-песчаники и гравелиты песчаные - 24 %

Песчаники разнозернистые,   известковисто-глинисто-алевритистые - 28 %

Хлидолиты известковистые 8 %

Алевролиты крупномелкозернистые, известковисто-песчанисто-глинистые - 8 %

Сортировка плохая

Сортировка средняя

Сортировка плохая и очень плохая

 

 

Хлидолиты - 4 %

 

 

 

Кв.о - коэффициент остаточной водонасыщенности - часть объема открытых пор, занятая связанной водой.

 

Таблица 2 Содержание цементирующего материала в терригенных породах ряда продуктивный коллектор-флюидоупор и их коллекторские свойства

Возраст отложений

Подразделения в ряду продуктивный коллектор -флюидоупор

Содержание цементирующего материала, %

Кп.о, %

Кпр, 10-15 м2

карбонаты

глинистые минералы

среднее

Живетско-франский

Высокопродуктивный коллектор

1-9

1,5-21,1

9,5

15,3-20

165,5-716,5

2,9

6,6

18

346

Низкопродуктивный коллектор

1-15

0,8-14,7

10,5

9,8-19

11,3-148,8

4,4

6,1

15

60,3

Непродуктивный  коллектор

2,5-21

4,9-31,6

25

5,6-18,2

1,1-9

7,6

17,4

9,8

3,3

Неколлектор

2,5-19

8,3-47,5

29,9

3,6-11,5

0,1 - 1

7,8

22,1

7,7

0,3

Неколлектор водонасыщенный (в том  числе флюидоупор)

0,7-27,5

4,4-62,2

36,2

0,8-10,2

0-0,08

7,9

28,3

4,2

0,03

Эйфельский

Высокопродуктивный коллектор

2-6,5

3,1-8,8

9,6

10,4 - 16

179,2-713,5

3,6

6

13,6

286

Низкопродуктивный коллектор

1-18,5

1,1-16,8

11,8

8-16

16,8-154,7

4,6

7,2

11.5

73.4

Непродуктивный  коллектор

2,5-31

13,2-24,1

32

5,1 - 11.1

1.9-3.5

13,9

18,1

8

2.7

Неколлектор нефтенасыщенный

3-16

10,6-35,7

27,2

4,6-17,5

0,1-0,5

8,3

18,9

8,9

0.3

Неколлектор водонасыщенный (в том  числе флюидоупор)

4-30

9,7-37

35,3

0,5-18,5

0-0,09

12,5

22,8

6,6

0,03

В числителе дроби - крайние значения, в знаменателе - среднее.

 

Рисунок Треугольная диаграмма гранулометрического состава пород и их распределения по фильтрационным и емкостным свойствам.

Стратиграфические подразделения: 1 - пашийский горизонт, 2 - ардатовские слои, 3 - воробьевские слои, 4 - такатинский горизонт. Поля распространения групп пород с различными фильтрационными и емкостными свойствами: I - высокопродуктивный коллектор, II - низкопродуктивный коллектор, III - непродуктивный коллектор, IV - неколлектор нефтенасыщенный, V - неколлектор водонасыщенный (флюидоупор)