CC BY
55Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 3(22) 2018 ■ http://oilgasjournal.ru
МИКРОСТРУКТУРНАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ КОЛЛЕКТОРОВ
НЕФТИ И ГАЗА
В.А. Кузьмин, Н.А. Скибицкая ИПНГ РАН, e-mail: [email protected]
Введение
Современные классификационные схемы коллекторов нефти и газа основаны на генетических, литологических, физических и других характеристиках, что позволяет применять их для относительной оценки запасов в залежах и прогнозирования эффективности разработки месторождений [1-8]. Принципы типизации коллекторов достаточно подробно изложены в обзорной литературе, поэтому нет необходимости их детального рассмотрения.
Существование разных классификаций связано с тем, что на коллекторские свойства пород влияет большое число различных факторов. Это не позволяет создать простую, удобную и универсальную классификацию. В настоящее время наиболее применяемой в нефтяной геологии является классификация А.А. Ханина (1973) основанная на пористости и проницаемости терригенных коллекторов [9]. Однако для карбонатных пород более удобна классификация Ф.И. Котяхова [10-11], в которой коллекторы разделены на трещинный, каверновый и поровый типы. В этой классификации, как и в других, коллекторы не классифицируются по микроструктурным признакам порового пространства, а в некоторых случаях используют лишь качественную размерную оценку (поры, полости, карстовые полости). Это является недостатком современных классификационных схем коллекторов нефти и газа, так как микроструктурные характеристики порового пространства существенно влияют на нефте-или газоотдачу и способы разработки месторождения.
В схеме общей классификации коллекторов, принятой на кафедре литологии РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина отмечается, что поровая система может сочетать поры емкости и протяженные каналы. Однако классификаций, основанных на структурном элементе канал-пора, в настоящее время не имеется. По нашему мнению, именно в преобладании пор или каналов заключаются принципиальные отличия поровых коллекторов, определяющие остаточное нефте- или газонасыщение пласта в процессе разработки. Причиной отсутствия детальных исследований в этой области является сложность количественной оценки микроструктурных параметров порового пространства.
В ИПНГ РАН разработаны эффективные методы прямых измерений размеров пор в электронном микроскопе и созданы алгоритмы для программного анализа электронно-микроскопических изображений [12-14]. С помощью разработанных методов в течение ряда лет проводились исследования горных пород продуктивных отложений различных месторождений, которые показали возможность классификации коллекторов с учетом количественного соотношения и связности пор и капилляров. Особое внимание было уделено карбонатным породам как наиболее сложным микроструктурным объектам.
Методика и результаты В настоящее время наиболее эффективными методами количественного исследования порового пространства пород, является метод растровой электронной микроскопии с применением микротомографии и катодолюминесценции. Методика катодолюминесцент-ного исследования порового пространства позволяет изучать микроструктурные детали, совершенно недоступные современной микротомографии, которая из-за недостаточного разрешения не обеспечивает необходимую детализацию нижнего и среднего диапазона фильтрующих каналов в карбонатных и глинистых породах. В связи с этим, в настоящей работе для изучения особенностей строения порового пространства породы исследовались в растровом электронном микроскопе (РЭМ) по специально разработанной методике прямого измерения размеров сечений пор и поровых каналов [11].
Микроструктурные исследования проводились с помощью РЭМ SUPRA 50 VP (фирмы Карл Цейс) с разрешением 1,0 нм, оборудованного рентгеновским энергодисперсионным спектрометром INCA Enerdgy (фирма Oxford Instruments) для анализа элементного состава. Поровое пространство изучалось в режиме интегрированной катодолюминесценции, на которой поры выглядят белыми на черном фоне. На рис. 1 для сравнения приведены РЭМ-изображения поверхности скола доломита во вторичных электронах и поровое пространство в катодолюминесцентном режиме.
Для анализа полученных катодолюминесцентных РЭМ-изображений использовались специально разработанные программные алгоритмы [11-12]. С помощью программы подсчитывались размерные характеристики всего массива данных по сечениям пор и поровых каналов и рассчитывались усредненные параметры порового пространства образца. На рис. 2 показан пример количественного анализа микроструктурных параметров - гистограмма долевого объема пор и каналов различного размера и гистограмма их количественного распределения по размерам.
Рис. 1. Пример микростроения аутигенного доломита: а - вторичноэлектронное РЭМ-изображение, б - катодолюминесценция (поровое пространство светлое)
Рис. 2. Гистограммы катодолюминесцентной порометрии в РЭМ
б
а
Метод позволяет анализировать поровое пространство на основе сеточного модельного представления и определять усредненные размерные параметры ячейки пора-канал. В качестве основных размерных параметров рассчитывался средний диаметр поры, усредненное количество каналов, выходящих из поры, их средний диаметр и другие характеристики. Количество каналов, приходящихся на одну пору, определяет координационное число @кч = Ык/Ып, где Ык и Ып - соответственно количество каналов и количество пор на единицу объема. Расчет ведется площадным методом с пересчетом на объем, по данным, полученным на пришлифованной поверхности образцов пород. На рис. 3 поясняется определение количества пор, каналов и координационного числа порового пространства.
Рис. 3. Пример определения количества пор, каналов и координационного числа порового пространства: а - исходное вторично-электронное изображение скола пористого известняка (аутигенный скаленоидрический и таблитчатый кальцит), б - поровое пространство, в - контуры порового пространства, г - конфигурация поры и каналов
В качестве примера изучения микроструктурных параметров пород в электронном микроскопе в табл. 1 приведены результаты исследований пород продуктивных отложений из нижнемеловых, среднеюрских и верхнетриасовых отложений Восточно-Бирюзакской площади, верхне- и нижнетриасовых отложений Барьерной площади, а также фаменских отложений верхнего девона Доланско-Эрдниевской площади (Калмыкия). Были изучены породы различного литологического типа, включая, крупнозернистые кварц-полевошпатовые полимиктовые песчаники, песчаники разно-зернистые с карбонатно-глинистым цементом, кремнисто-глинистые песчано-алеврити-стые породы, карбонатно-глинистые, карбонатно-кремнистые и кремнисто-карбонатные породы. Также были изучены известняки и доломиты. В таблице приведены средние значения микроструктурных параметров, полученных с помощью количественного анализа катодолюминесцентных РЭМ-изображений порового пространства.
Таблица 1
Усредненные значения микроструктурных параметров по отложениям
Возраст Преобладающие породы Открытая пористость Кпо, % Координационное число, вкч Координационное число, среднее Ркч Рпк йк Среднее значение рпк йк Преобладающий тип порового пространства
Восточно-Бюрюзакская площадь (скв. № 1)
Нижнемеловые отложения (К1) Песчаники 9-12 5-70 31 8-13 9,3 Порово-канальный и канальный
Среднеюрские отложения №а-Ь) Песчаники, аргиллиты, карбонатно-глинисто-кремнистые породы 6-21 2-50 12,2 4-17 7,4 Канально-поровый и канальный
Верхнетриасовые отложения (Тз) Песчаники, алевролиты, карбонатно-кремнистые породы 1,3-1,7 2-31 9 3-8 5 Канальный
Барьерная площадь (скв. № 1П)
Нижнетриасовые отложения (Т1о) Аргиллиты, карбонатно-глинистые алевритистые породы 0,98-6 2-16 4,9 1,4-74 4,2 Канальный, порово-канальный и канально -поровый
Доланско-Эрдниевская площадь (скв. № 1)
Верхнедевонские отложения (Б^т) Известняки, доломиты, карбонатно-кремнистые породы <1 2-8 4,1 3,3-6,4 4,7 Канальный и порово -канальный
Данные исследований образцов по месторождениям показали, что в реальной породе могут преобладать либо поры, либо протяженные каналы. Различия емкостных систем в различных типах терригенных и карбонатных отложений проявляются в количественном и размерном соотношении между порами и каналами, поэтому при одинаковой открытой пористости и сопоставимыми размерными распределениями пустот нефте- или газоотдача коллекторов может значительно различаться. В случае, когда в емкостном пространстве поры контактируют друг с другом, а каналы отсутствуют, порода имеет фильтрационные свойства гранулярного коллектора независимо от состава. Если преобладают протяженные каналы в относительно плотной или субкапиллярнопоровой
матрице, фильтрационные свойства поровой системы определяются преимущественно каналами, а свойства коллектора будут существенно различаться.
В изученных породах наиболее распространенным типом емкостного пространства является система в виде пустот (пор) с сопоставимыми во всех направлениях размерами и связывающих их более тонких протяженных каналов (капилляров). Установлено, что остаточное нефтенасыщение поровых коллекторов зависит от количественного и размерного соотношения пор и поровых каналов, а также координационного числа [15]. Формализация порового пространства в виде пространственной сетки с узлами - порами и соединяющими их каналами, связана с необходимостью расчета размерных и пространственных микроструктурных параметров с помощью алгоритмов, позволяющих проводить их сопоставление.
Для разработки микроструктурной классификационной схемы авторами было изучено микростроение и рассчитаны размерные и геометрические параметры порового пространства коллекторов из различных месторождений (Тенгизское НМ, Карачаганакское НГКМ, Оренбургское НГКМ, Вуктыльское ГКМ, Димитровское ГНМ и др.). Кроме этого были проведены исследования влияния микроструктурных факторов порового пространства коллектора на характер насыщения нефтью прямым методом в электронном микроскопе (рис. 4) [16-17]. Породы также были изучены петрографическими, петрофизическими, геохимическими и другими методами.
Нефть в порах
Свободные поры
Рис. 4. Поровое пространство в образце доломита, насыщенного нефтью, до (а) и после (б)
экстракции нефти из образца [14]
а
Проведенные исследования подтвердили наличие канально-поровой (капиллярно-поровой) пространственной системы, соответствующей модельному представлению порового пространства с элементами сеточной модели канал-пора, которая характеризуется различным координационным числом вкч для фильтрующих каналов. Были установлены основные параметры порового пространства, оказывающие наибольшее влияние на нефтегазоотдачу. Такими параметрами являются:
- характеристика строения поровой ячейки сеточной модели порового пространства в виде усредненного координационного числа (число каналов, приходящихся на одну пору)
вкч = Ык/Ып , (1)
где Ык - число каналов, Ып - число пор;
- усредненная величина отношения диаметра пор к диаметру каналов
Рпк = йп/йк , (2)
где йп - средний диаметр поры, йк - средний диаметр канала.
Влияние закона распределения пор по размерам достаточно хорошо изучено. Более пористые породы-коллекторы имеют преимущественно более крупные поры. Имеется корреляционная связь между средним размером пор и проницаемостью коллектора. Однако в карбонатных низкопроницаемых коллекторах и других сложнопоровых породах, где значительно возрастает роль каналов, такая связь отсутствует.
Влияние координационного числа поровой системы показано в классической работе (I. Бай, 1958) [18], в которой приводятся данные модельных экспериментов капиллярного вытеснения и двухфазной фильтрации. Основным выводом работы является тот факт, что само строение сетки капилляров, количество пересечений каналов в узлах -координационное число - существенно влияет на характер формы кривых ОФП, в отличие от закона распределения пор по размерам, который принципиально не изменяет характер двухфазной фильтрации. Согласно этим исследованиям, с ростом числа пересечений каналов в узлах сетчатой фильтрационной системы относительная проницаемость уменьшается.
Существенное влияние на добычные возможности оказывает параметр Рпк. Это подтверждается корреляционной связью коэффициента структурно-защемленной газонасыщенности (нефтенасыщенности) Кго, определенного для пород различного типа методом прямоточной капиллярной пропитки, с параметром рпк. [19]. Пример такой связи
для пород нижнепермских отложений восточной и западной частей Оренбургского НГКМ приведен на рис. 5. Тренд имеет вид линейной зависимости с уравнением у=1,925х+6,1336, где у - коэффициент К г.о, а х — среднее отношения диаметра пор к диаметру каналов рпк. Коэффициент корреляции равен 0,8558.
^Г.01 %
60 50 40 30 20 10
♦ ф , ♦ Я2 = 0,8558
у= 1,9: >5х + 6,1336 ♦
П, _
♦ ♦ ♦
♦ <
♦_ ♦
г* ♦
10 15 20 25 30
^пор/^кан
Рис. 5. Корреляционная связь коэффициента структурно-защемленной газонасыщенности (нефтенасыщенности) Кг.о. (Кно) с соотношением диаметров пор и каналов (рт=^йК) в породах нижнепермских отложений восточной и западной частей Оренбургского НГКМ
В данном примере зависимость (тренд) имеет вид прямой линии. В различных породах зависимость может быть разной, но имеется устойчивая тенденция уменьшения коэффициента нефтеотдачи с увеличением параметра рпк. При большом соотношении рпк возникает эффект структурно-защемленных поровых объемов, в которых движение газа в процессе разработки не подчиняется законам фильтрации, а идет через его разгрузку в динамические (или проточные) поровые объемы. При разработке нефтяного месторождения заводнением движение жидкости в таких структурно-защемленных объемах практически отсутствует, а величина этих объемов определяет минимальное значение остаточной нефтенасыщенности в нефтенасыщенных зонах. При разработке газового месторождения на режиме активного ГВК эта величина определяет значение остаточной газонасыщенности при давлениях «забрасывания». В породах высокопористых крупнопористых, отличающихся большими степенью и объемами газонасыщения, структура порового пространства существенно отличается от капилляро-подобной (канальной) и является ярко выраженной четочной. В таких породах отношение
среднего диаметра пор к среднему диаметру поровых каналов много больше единицы (йпк >1). В породах пористых и даже высокопористых, но мелко- и субкапиллярнопористых, размеры пор ненамного превышают размеры поровых каналов. Структура порового пространства в них приближается к капилляроподобной, а отношение среднего диаметра пор к среднему диаметру поровых каналов стремится к единице (йпк ^1). В ряде случаев, особенно в сложнопостроенных карбонатных коллекторах, структурно-защемленная для фильтрации пористость может составлять до 60% от величины открытой пористости. Величина структурно-защемленных поровых объемов в поровых коллекторах тем выше, чем выше проницаемость коллекторов этого типа.
Электронно-микроскопические исследования показали, что в процессе катагенетического преобразования карбонатная матрица изменяет свое микростроение, проходя стадию деструкции и микритизации первичных морфоструктур - органической и минеральной составляющей, а затем стадию перекристаллизации микритовых разностей во все более крупные кристаллы. В процессе катагенетической перекристаллизации, которая генетически связана с преобразованием субкапиллярнопорового емкостного пространства, нанопоровые и субкапиллярнопоровые объемы объединяются во все более крупнопоровые, вплоть до микрокаверновых емкостных объемов. Морфология и форма образующихся пор-емкостей, их взаимосвязь с каналами определяются интенсивностью фазовых преобразований, которые развиваются в карбонатной матрице на микроуровне сначала в виде очагов, а в дальнейшем захватывают весь объем породы [20-22]. Параллельно на формирование пустотного пространства могут оказывать влияние уплотнение, выщелачивание, сульфатизация, кальцитизация и другие наложенные вторичные процессы. Воздействие этих процессов приводит к последовательному изменению микроструктурного типа емкостного пространства (соотношение количества пор-емкостей и протяженных каналов). Микростроение изменяется от канального, образованного за счет слияния щелевидных коротких межкристаллических каналов в более протяженные незатухающие субкапилляры, до канально-порового типа в виде пространственной сетки пересекающихся каналов с порами-емкостями в узлах пересечений.
На рис. 6 (а, б) показано формирование пор и каналов в процессе катагенетической перекристаллизации. Вновь образованные вторичные микропоры имеют либо свободный объем, либо заключены между идиоморфными аутигенными кристаллами доломита (рис. 6, в, г).
Рис. 6. Формирование порово-канального типа порового пространства в процессе перекристаллизации: а - увел. 300х, б - увел.300х; б - вторичный доломит, заполняющий поры; в, г - рентгеновский микрозондовый анализ кристаллов доломита, увел. 1500х
В породах коллекторах наиболее распространены порово-канальный (преобладают каналы) и канально-поровый (преобладают поры) типы емкостного пространства. Чисто канальный тип в песчаниках и алевролитах встречается редко. В таких породах поровые объемы формируются преимущественно как межзерновые седиментационные пустоты, огибающие породообразующие зерна, рис. 7.
Рис. 7. Песчаник среднезернистый глинистый, Восточно-Бирюзакская площадь, Калмыкия, глубина отбора 2695,15-2695,4, К1; а - вторично-электронное, б - катодолюминесцентное изображение (канальный тип)
Микроструктурная классификация поровых коллекторов
Исследования емкостного пространства в породах различного типа с помощью высокоразрешающей растровой электронной микроскопии показали возможность учета его микроструктурных размерных и пространственных характеристик в качестве классификационных признаков, влияющих на углеводородоотдачу. Предлагаемая микроструктурная классификация коллекторов основана на модельном представления порового пространства в виде сеточной системы с основным элементом строения канал-пора.
На основании большого объема исследований особенностей строения емкостного пространства пород (в зависимости от преобладания пор или каналов и соотношения их размеров) выделены четыре микроструктурных класса коллекторов с различным типом порового пространства: канальный, порово-канальный, канально-поровый и порово-контактный. В названии типов, по принятой в литологии идентификации, последнее слово является определяющим, в данном случае оно обозначает преобладающие микроструктурные элементы поры или каналы, например, канально-поровый означает количественное преобладание пор.
В основе предложенной классификации, представленной в табл. 2, лежат важнейшие микроструктурные параметры строения емкостной системы коллектора: размерный параметр рпк — отношение среднего диаметра пор к среднему диаметру поровых каналов и ¡вкч — координационное число капиллярной системы (пространственный параметр). Эти критерии достаточны для сравнительного анализа подобия и строения емкостной системы и, следовательно, для оценки относительной величины остаточного нефтегазонасыщения.
Выделенные в классификации типы характеризуются следующими особенностями.
Канальный тип — емкостное пространство представляет собой систему протяженных пересекающихся капилляров. Поры встречаются в качестве единичных включений и не оказывают влияния на процессы фильтрации. Каналы могут иметь слабовыраженное четочное строение, то есть относительно регулярное переменное сечение, включая протяженные сужения или расширения. Длина каналов связана с координационным числом, имеется тенденция увеличения протяженности отдельных каналов между узлами пересечения с уменьшением координационного числа.
Таблица 2
Микроструктурная классификация коллекторов (В.А. Кузьмин, Н.А. Скибицкая, ИПНГ РАН)
Микро структурный класс коллектора Тип порового пространства Характеристика Координационное число вкч Отношение среднего диаметра пор к среднему диаметру каналов, рпк Коэффициент структурно-защемленной газонасыщенности (нефтенасыщенности) Кг.о.(Кно),%
1 Канальный тип Существенно преобладают каналы, а поры отсутствуют, либо присутствуют как единичные включения > 10 1—10 5—15
2 Порово-канальный Преобладают протяженные каналы, а количество пор меньше чем каналов 3—10 10—20 15—30
3 Канально-поровый Преобладают поры, а соединяющие их каналы по длине соизмеримы с размерами этих пор 2—3 > 20 > 30
4 Порово-контактный Существенно преобладают поры, контактирующие друг с другом; каналы, соединяющие поры, отсутствуют — — 30—60
В карбонатных породах образование канального типа емкостного пространства может формироваться в породообразующей карбонатно-органической матрице за счет процессов микритизации и деструкции первичных породообразующих форм. При этом на заключительном этапе процесса преобразования органической составляющей в кероген в объеме первичных карбонатно-органических морфоструктур, инициирующего, в свою очередь, процессы микритизации и деструкции последних, кероген выходит или в рассеянном виде в образовавшееся межзерновое поровое пространство между микритовыми частицами, или в виде концентрированных скоплений, включающих в себя микритовые продукты деструкции.
В процессе последовательного преобразования микрообъемов керогена до асфальтенов, смол, масел субкапиллярные емкостные объемы, ранее заполненные керогеном, преобразуются в протяженные, но еще низкопроницаемые каналы, заполненные пока еще малопреобразованной высоковязкой нефтью.
В песчаниках и алевролитах канальный тип может образоваться за счет конформных преобразований контактирующих между собой зерен. Чем больше в породах мера конформности (отношение длины конформных контактов к неконформным), тем более выраженным канальным будет в них тип емкостных объемов, а количество каналов — намного превышать количество пор.
В качестве примера на рис. 8 приведены катодолюминесцентные изображения строения емкостной системы преимущественно канального типа в образце крупно-среднезернистого гравелитистого глинистого песчаника.
Рис. 8. Песчаник крупно-среднезернистый гравелитистый глинистый, Восточно—Бирюзакская площадь, скважина 1В-Б, интервал 2690—2980 м, К1 (канальный тип)
Порово-канальный тип - наиболее распространенный тип в карбонатных коллекторах. Пустотное пространство представляет собой поры-емкости, соединенные более узкими протяженными каналами. В породах с таким типом пустотного пространства интенсивность катагенетических преобразований выше, чем в канальном. Все больше возрастает роль катагенетических процессов перекристаллизации в формировании в микритизированной карбонатной матрице все более крупных кристаллов и все более крупных пор (за счет слияния микритовых частиц в процессе их очищения от керо-гена и тяжелых битумоидов в результате последовательного преобразования компонентов незрелой высоковязкой битуминозной нефти в жидкие углеводороды нефтяного ряда).
В карбонатных породах порово-канальный тип коллектора формируется в процессе катагенетических преобразований, за счет слияния измененных коротких, малосвязанных межзерновых и межкристаллических капилляров в более протяженные, связанные и большего диаметра каналы. Некрупные капиллярного размера микропоры распределены в карбонатной матрице относительно равномерно, а более крупные поры распределены на микроуровне неравномерно в виде отдельных очагов. Пористость и проницаемость таких коллекторов выше по сравнению с коллекторами канального типа емкостного пространства, так как вновь образованные каналы при слиянии микропор уменьшают извилистость и увеличиваются в диаметре. Отличие этого типа коллектора от пород с канальным типом порового пространства заключается в большей неоднородности, так как более интенсивное развитие пористых очагов приводит к увеличению количества поровых узлов и к уменьшению длины отдельных каналов (рис. 9, 10).
Рис. 9. Известняк микро-тонкозернистый доломитизированный с органогенным детритом, Оренбургский НГКМ, скв. 9-Р, глубина отбора 1950,68-1953,32 м, Р1 аг
(порово-канальный тип)
Рис. 10. Вторично-электронное изображение в РЭМ пришлифованного образца (известняк), Восточно-Бирюзакская площадь, Калмыкия, скв. №1, глубина отбора 2962,57-2962,75 м, J2a-b
(порово-канальный тип)
Канально-поровый тип - формируется при большей (по сравнению с порово-канальным типом) глубине катагенетических процессов перекристаллизации в объеме микритизированной карбонатной матрицы и развития в ней очаговой пористости в результате последовательного преобразования компонентов незрелой высоковязкой битуминозной нефти в жидкие углеводороды нефтяного ряда. Карбонатные породы с канально-поровым типом строения пустотного пространства являются более однородными по степени заполнения объема породы порами и каналами. Количество пор преобладает, а их диаметры значительно превышают диаметры соединяющих каналов. Это связано с формированием большего количества вторичных пор, увеличивающих емкость породы. В породах этого типа, как правило, более высокая, чем в канальном и порово-канальном типе, открытая пористость. В то же время увеличение размеров пор в емкостном пространстве пород, приводящее к увеличению отношения среднего диаметра пор к среднему диаметру каналов, увеличивает объем структурно-защемленных углеводородов, не участвующих в фильтрации при разработке месторождений. То есть в коллекторах с таким типом емкостного пространства нефтегазоотдача снижается. В песчаниках и алевролитах канально-поровый тип коллектора также распространен. При этом каналы имеют более выраженный щелевидный тип строения (рис. 11).
Порово-контактный тип представляет собой емкостное пространство, состоящее в основном из пор, контактирующих между собой (рис.12). Поры переходят друг в друга, создавая сложные морфологические формы. При этом фильтрующие сечения имеют четочное строение. Этот тип характерен для гранулярных, терригенных коллекторов,
Рис. 11. Канальио-поровый тип коллектора, песчаник разнозернистый гравелитовый с карбонатным цементом пористый, Восточно-Бирюзакская площадь, Калмыкия, скв. № 1, глубина отбора 2962,57-2962,75 м, ]2а-Ъ (канально-поровый тип)
Рис. 12. Песчаник высокопористый, кварц-полевошпатовый, Самотлор, скв. 16477, глубина отбора
1699,6—1704,5 м, С1 (порово - контактный тип)
песчаников и алевролитов с небольшим содержанием глинистого цемента. В карбонатных коллекторах может встречаться в очень пористых разностях биогенного генезиса (рис. 13).
Микротрещиноватый тип порового пространства. В плотных породах, не являющихся коллекторами, часто встречается микротрешиноватость. Такие породы имеют плотную практически непроницаемую матрицу, в которой имеется система микротрещин
Рис. 13. Органогенный известняк (коралл), порово-контактный тип — вторично-электронное изображение в РЭМ
протяженностью в пределах одного или нескольких миллиметров (рис. 14). Гидродинамическая связанность микротрещин практически отсутствует. Обычно микротрещины ориентированы вдоль напластования, но встречаются и ветвящиеся. Такое поровое пространство характерно для плотных низкопористых аргиллитов, известняков и доломитов — кремнистых с проницаемость в десятые и сотые доли миллидарси.
Рис. 14. Микротрещиноватый тип порового пространства (неколлектор)
Заключение
В породах-коллекторах существует большое многообразие в микроструктурном строении поровой системы, которое влияет на нефтегазоотдачу. Это обосновывает необходимость учета микроструктурных характеристик при классификации коллекторов.
Исследованиями было установлено, что в породах-коллекторах емкостное пространство изменяется не только по размерной величине пустот (по закону распределения по размерам), но и по системе связи пор-емкостей и каналов (капилляров). Количественное соотношение средних диаметров каналов и пор dпк—dпор/dкан, а также протяженность каналов может различаться, что определяет микроструктурный тип коллектора.
Предложенная классификация коллекторов выделяет канальный, порово-канальный, канально-поровый и порово-контактный микроструктурные типы породы-коллектора. Это позволяет на основе сравнительной оценки более детально прогнозировать эффективность методов разработки углеводородных месторождений.
Статья написана в рамках выполнения государственного задания (тема «Системный подход к совершенствованию теории и практики нефтегазогеологического районирования, прогнозирования нефтегазоносности и формирования ресурсной базы нефтегазового комплекса России», № АААА-А17-117082360031-8).
ЛИТЕРАТУРА
1. Авдусин П.П., Цветкова М.А. О классификации коллекторов нефти. Докл. АН СССР. Новая серия. 1943. Т. XVI, № 2, С. 79—81.
2. Теодорович Г.И. Карбонатные фации нижней перми-верхнего карбона Урало Волжской области. Материалы к познанию геологического строения СССР. МОИП. Новая серия. 1949. Вып. 13(17). 304 с.
3. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. М-Л.: Гостоптехиздат, 1945. 139 с.
4. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977.
257 с.
5.Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969.
356 с.
6. Казанский Ю.П., Белоусов А.Ф., Петров В.Г. и др. Осадочные породы: Классификация, характеристика, генезис. Новосибирск: Наука: Сиб. отделение, 1987. 211 с.
7. Петтиджон Ф.Дж. Осадочные породы. М.: Недра, 1981. 751 с.
8. Прошляков Б.К., Кузнецов В.Г. Литология: Учебник для вузов. М.: Недра, 1991.
444 с.
9. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973. 304 с.
10. Котяхов Ф.И. Оценка емкости трещинных коллекторов по данным гидродинамических исследований скважин, фотокаротажа и анализа керна // Разведочная геофизика. 1969. Вып. 34. С. 107-110.
11. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977. 287 с.
12. Kuzmin V.A. Cathodoluminescence technique for studying the pore space of rocks using scanning electron microscopy // Journal of Surface Investigation. X-ray, Synchrotron and Neutron Techniques. 2007. Vol. 1, Ко. 6. P. 687-690.
13. Большаков М.Н., Скибицкая Н.А., Кузьмин В.А. Изучение структуры порового пространства в растровом электронном микроскопе с помощью компьютерной программы «Коллектор» // Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования. 2007. № 8. С. 108-111.
14. Соколов В.Н., Кузьмин В.А. Применение компьютерного анализа РЭМ-изображений для оценки емкостных и фильтрационных свойств пород-коллекторов нефти и газа // Изв. РАН. Сер. Физическая. 1993. Т. 57, № 8. С. 94-98.
15. Скибицкая Н.А., Кузьмин В.А., Большаков М.Н. и др. Влияние микроструктурных параметров карбонатных пород продуктивных отложений на остаточную нефтегазонасыщенность месторождений углеводородов. // Нефтяное хозяйство. 2010. № 12. С. 98-101.
16. Kuz'min V.A., Mikhailov N.N., Skibitskaya N.A. SEM study of the influence of microstructure wettability on the character of the oil saturation of the porous space of rocks // Journal of Surface Investigation. X-ray, Synchrotron and Neutron Techniques, 2013. Vol. 7, No. 5. P. 907-912.
17. Кузьмин В.А., Михайлов Н.Н., Скибицкая Н.А. и др. Результаты электронно-микроскопических исследований влияния микроструктурных факторов порового пространства коллектора на характер насыщения нефтью // Геология нефти и газа. 2015. № 3. С. 35-45.
18. Fatt I. Pore structure in sandstones by compressible sphere-pack models // American Association of Petroleum Geologists (AAPG). 1958. Vol. 42, Ко. 8. P. 1914-1957.
19. Kuzmin V.A., Skibitskaya N.A. Use of scanning electron microscopy for the classification of rocks of oil and gas reservoirs // Journal of Surface Investigation. X-ray,
Synchrotron Neutron Techniques. 2017. Vol. 11, No. 1. P. 160-168.
20. Скибицкая Н.А., Яковлева О.П., Соколов В.Н. и др. Эволюционные процессы самоорганизации и фазовых преобразований породобразующего минерально-органического вещества залежей углеводородов // Газовая промышленность. 1997. № 7, С. 24-29.
21.Скибицкая Н.А., Яковлева О.П., Кузьмин В.А. и др. Фазовые преобразования породообразующего вещества месторождений углеводородов и их связь с процессами нефтегазогенерации // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности: Сб. статей. М.: ГЕОС, 2002. Вып. 2. С. 143-151.
22. Дмитриевский А.Н., Скибицкая Н.А., Яковлева О.П. и др. Увеличение ресурсного потенциала газоконденсатных месторождений за счет высокомолекулярного сырья («матричной нефти») // Фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа и развития нефтегазового комплекса России: Сб. статей. М.: ГЕОС, 2007. С. 360-377.
