Проникнісна неоднорідність продуктивних пластів

Вивченням неоднорідності покладів (пластів) нафти і газу щодо гео­логічної будови їх, гідрогазодинаміки процесу видобування вуглеводнів, розробки і математичного опису займалося багато вітчизняних і зарубіж­них вчених [88]. Аналіз сучасних уявлень про неоднорідність геологічних об'єктів і уточнення поняття геологічної неоднорідності виконав Л.Ф.Дементьєв [206]. З позицій системного підходу він виділив п'ять рівнів структури систем, у відповідності з якими назвав типи неоднорідності систем: ультрамікро-, мікроінтра-, макро- та метанеоднорідності. Для

оцінки ефективності й обгрунтування напрямів інтенсифікації нафтогазо-видобування нами виконано дослідження стосовно рівнів мікро- та інтра-структури. З ними пов'язана оцінка ступеня витіснення нафти водою з пустотного простору та ступеня охоплення нафтонасичених гірських порід витісненням [88]. Цим рівням відповідають виділені в даний час біль­шістю дослідників в тому чи іншому розумінні мікро- та макронеодно-рідності [206].

Під макронеоднорідністю (неоднорідністю геологічної будови пок­ладу) розуміється розчленування пласта на окремі прошарки порід-колекторів по розрізу покладу (шарувата неоднорідність) і виклинювання (переривчастість) окремих прошарків по площі (зональна неоднорідність). Сам поклад може являти собою один чи декілька гідродинамічно сполу­чених між собою пластів, які об'єднують окремі пропластки й шари, розділені виклинюваними малопроникними чи непроникними різновидами порід. У залежності від деталізації розчленування розрізу можна виокрем­лювати один, два чи багато пластів, пропластків і шарів, тобто має місце діалектичний стрибок - зміна якостей.

Теригенним пластам взагалі притаманна шарувата (верствувата) будова [543]. Вона пояснюється нерівномірністю в часі та перерив­частістю процесів осадоутворення і зумовлена сезонно-кліматичними і тектонічними факторами [543]. Уявлення про шаруватість пластів дають відслонення порід, керни. Наприклад, на нафтошахті Ярегського родо­вища спостерігали шаруватість: шари товщиною від часток метра до декількох метрів, а в середині них прошарки від часток сантиметра до декількох сантиметрів. Ці шари прослідковуються на відстанях від часток метрів до десятків, а іноді і сотень метрів. Межа розділу між ними знижує проникність.

Під мікронеоднорідністю розуміємо мінливість властивостей, які пов'язані зі зміною внутрішньої мікроструктури (пустотного простору) порід-колекторів нафти і газу [206] і виражаються пористістю, проник­ністю і т.д. Неоднорідність пустотного простору зумовлена характером утворення колекторів.

Колекторами нафти і газу є гірські породи, що здатні вміщувати вуглеводні та віддавати їх у процесі розробки. За типом порід розрізняють колектори: а) теригенні; б) карбонатні; в) вулканогенні; г) глинисті.

Найбільш поширеними є теригенні (осадові, уламкові) колектори. Вони складені зернами (уламками) порід, у тій чи іншій мірі зцемен­тованими. Матеріал зерен - в основному кварц, кварцит, польові шпати, а цементу - глинистий (каолініт, монтморилоніт, гідрослюда), карбонатний і сульфатний. Зерна класифікують за величиною на групи (відповідно їм і структури):

Групи Розміри

Псефіти понад 1 мм

Псаміти великі 1-0, 5 мм

середні 0, 5-0, 25 мм

дрібні 0, 25-0, 1 мм

Алеврити великі 0, 1-0, 05 мм

середні 0, 05-0, 025 мм

дрібні 0, 025-0, 01 мм

Пеліти великі 0, 01-0, 001 мм

дрібні менше 0, 001 мм.

Звичайні теригенні породи-колектори містять псамітові і алевритові зерна і представлені сипкими (відповідно пісок грубий, середній, дрібний і алеврит великий, середній, дрібний) або зцементованими (відповідно пісковик грубо-, середньо-, дрібноалевритовий) породами.

Теригенні товщі складаються завжди зі шарів та прошарків різних товщин і складів. Зазвичай розрізняють шаруватості горизонтальну, хвилясту (пологохвилясту, лінзоподібну, мульдоподібну), хвилястокосу та косу. У нафтовмісних теригенних товщах найбільш поширеною є дрібна пологохвиляста шаруватість (за невеликого відхилення від горизон­тальної лінії), підкреслена глинистими прошарками серед піщано-алевролітового матеріалу. За товщиною окремих шарів, тобто за відстанню між двома площинами напластування виділяють породи мікрошаруваті (тов­щина менше 0, 2 мм), тонкошаруваті (0, 2 мм - 2 см), середньошаруваті (2-Ю см), грубошаруваті (10-50 см) та масивні (понад 50 см) [543].

Пустотний простір теригенних колекторів представлений в основному міжзерновими порами, а також тріщинами та пустотами вилуговування. За генезисом пустотного простору розрізняють седиментаційні та пост-седиментаційні (залишкові, вторинні) пори. Чим більша кількість цементу та менший розмір зерен, тим менші міжзернові пористість та проникність. Відзначимо, що пористість фіктивного грунту (незцементовані сферичні частинки одного розміру) не залежить від розміру зерен. Радіуси між-зернових пор, по яких в основному відбувається рух рідин, знаходяться в межах 5-30 мкм.

Карбонатні породи-колектори мають складнішу структуру пус­тотного простору, зумовлену переважанням біогенного, біохемогенного і хемогенного способів утворення карбонатного матеріалу над кластоген­ним, який є пригнічувальним при теригенному осадоутворенні. Основні риси будови карбонатних порід закладаються на стадії седиментогенезу. Кращими ємнісними та фільтраційними характеристиками на цьому етапі відрізняються органогенні (особливо рифові), уламкові і хемогенні (оолі­тові) карбонатні породи, що володіють рівномірно розподіленими в об'ємі

породи, зазвичай порівняно правильної форми, значного розміру порами. Утворення первинної пористості цих порід підпорядковано тим же фак­торам, що і в теригенних колекторах. Найважливішими з них є форма та розмір мінеральних зерен (в органогенних породах - уламки скелетних частин організмів, у хемогенних - кальцитові згустки та ооліти), характер упакування, кількість і тип седиментаційного цементу. Органогенні та уламкові карбонатні породи з великою кількістю седиментаційного це­менту не відзначаються хорошими колекторськими властивостями, так само як і мікро- та тонкозернисті вапняки, у яких переважають капілярні та субкапілярні пори. Постседиментаційні пори, які пов'язані з процесами перекристалізації, доломітизації та вилуговування, зазвичай мають непра­вильну округлу або кутову форми, пористі канали нерівні, звивистої форми. Такими ж особливостями відзначаються каверни, карстові пусто­ти і пустоти, пов'язані зі стілолітовими швами. Початкова пористість зростає в результаті перекристалізації, розчинення (вилуговування), доломітизації. Значною мірою зменшують ємність карбонатного колек­тора аутигенне мінералоутворення (окрім метасоматичної доломітизації), новоутворення кальциту, а також процеси сульфатизації і окремнення, що призводять до зональної неоднорідності карбонатних колекторів, анізо­тропії колекторських властивостей. Класифікацію ємностей карбонатних порід подано в табл. 1.11 [541].

Вулканогенні та вулканогенно-осадові колектори сформовані при діянні вулканізму. За характером порового простору та фізичними власти­востями вони істотно відрізняються від теригенних та карбонатних колекторів. Особливістю їх є невідповідність між порівняно поганими ємнісно-фільтраційними характеристиками і високими дебітами сверд­ловин. При цьому високопродуктивні свердловини, як правило, чергу­ються по площі родовища з малодебітними та „сухими" свердловинами, що пов'язано із великою літологічною мінливістю колекторів та істотним їх постседиментаційним перетворенням. Окрім пор та каверн у цих породах широко розвинуті тріщини, а основними шляхами руху флюїдів є тріщини. Породи-колектори представлені туфами (псефітовими, псаміто­вими, пелітовими), туфопісковиками, пісковиками, пісками, тріщину­ватими аргілітами. Такі колектори відкрито в Дніпровсько-Донецькій западині, Азербайджані, Грузії, США, Кубі, Японії, Індонезії та ін. Прикла­дами є родовища Мурадханли (Азербайджан, 1977 р.) в ефузивних утво­реннях крейдового віку, Гуанабо, Західна Віа-Бланка, Східне Бока-Харуко та ін. (Куба) в туфопісковиках та ефузивних породах.

Глинисті колектори переважно гідрослюдисті, окремнілі. Відкрито родовища у глинистих тріщинуватих колекторах у Каліфорнії в басейні Санта-Марія (Оркат, 1902 р.; Ломпок, 1903 р.; Уест-Кет-Каньон, 1908 p.;

Таблиця 1.11 - Класифікація ємностей карбонатних порід (за A.M. Івановим) [541]

Санта-Марія-Валлі, 1934 р. та ін.), в штаті Кентуккі (Біг-Санді, 1921 р.) та ін. Особливе місце серед глинистих колекторів займають бітумінозні глини баженівської свити пласта Ю₀ у Західному Сибіру (Салимське, Малобаликське, Правдинське, Каменне, Польяновське та ін. родовища). Дебіти свердловин змінюються від 0, 06 до 700 м³/доб, причому найбільші дебіти приуроченні до склепінної частини структури. Різними дослід­никами щодо природи ємності колектора перевага віддається або порово-му простору, або тріщинуватості, або паралельній шаруватості.

Отже, пустотний простір усіх відомих колекторів (теригенних, карбо­натних, вулканогенних та глинистих) складають пори, тріщини і каверни з різним співвідношенням між собою. Кавернозністю можуть характери­зуватися тільки карбонатні породи. Тріщинуватість - повсюдна розчле­нованість порід макро- та мікротріщинами - притаманна в тій чи іншій мірі всім (окрім сипких) гірським породам. Тріщинуватими колек­торами називаємо такі колектори, фільтраційні властивості яких зумов­лені переважно чи в значній мірі тріщинуватістю [214].

Вертикальну тріщинуватість достатньо характеризувати геометрич­ними розмірами тріщин - розкриттям (шириною) у вигляді відстані між вертикальними стінками, висотою за розрізом перпендикулярно його шаруватості та довжиною за площею пласта, а також густотою. Густота

тріщин - кількість тріщин, що перетинають одиницю довжини нормалі, проведеної до поверхні тріщин. Величина, обернена густоті, - відстань між тріщинами або лінійний характерний розмір блоків. Якщо 1 м довжини перетинає 20 тріщин, то густота рівна 20 м^-1, а відстань між тріщинами -0, 05 м.

Тріщини виявляються як у ході розвідки, так і розробки родовищ. Розміри і густота тріщин залежать від літології та товщини пластів, в яких вони утворилися. За цією ознакою виділяють дві категорії: а) тріщини першого порядку, які перетинають декілька пластів; б) тріщини другого порядку, які обмежені одним пластом. Тріщини першого порядку мають протяжність (довжину) за простяганням порід (уздовж пласта) в межах метрів і сотень метрів, тобто можуть сполучувати свердловини між собою, а розкриття (ширину) - в межах міліметрів-сантиметрів [194, 214]. Тріщини з великим розкриттям (умовно понад 100 мкм, за іншими авторами [148] - понад 40-50 мкм) відносять до макротріщин, тоді як мікротріщини - це тріщини з обмеженою довжиною і розкриттям. За керном можна дослідити мікротріщини, оскільки під час вибурювання він руйнується по макротріщинах.

Наприклад, для башкирських і намюрських відкладів родовищ Перм­ської області встановлено, що в середньому висота мікротріщин стано­вить 49 мм, розкриття - 20 мкм, густота - 40 м^-1, коефіцієнт тріщинної по­ристості - 0, 06-0, 12%, коефіцієнт тріщинної проникності - (5-30)-10^-15м², а діаметр порових каналів блоків - 24 мкм, коефіцієнт порової проникності -(50-200)-10¹⁵ м², коефіцієнт порової пористості на два порядка є вищим коефіцієнта тріщинної проникності. Мікротріщини не виходять за межі однорідних за речовинним складом шарів пласта. Розкритість мікротрі­щин часто змінюється по висоті та довжині, внаслідок чого вони воло­діють відносно невисокою проникністю, коефіцієнт якої змінюється від одиниць до декількох десятків 10-⁵ м².

На основі прямих досліджень виділяють закриті (заповнені твердою речовиною - мінералами, бітумом) і відкриті (заповнені флюїдом -нафтою, водою, газом) тріщини. Ширина закритих тріщин змінюється в широких межах, сягаючи 1-2 мм і більше, іноді десятків міліметрів. Розкриття відкритих тріщин за даними прямих вимірювань в основному становить в аргілітах 1-10, в карбонатних породах 10-20 і в пісковиках 20-30 мкм. Запропоновано декілька класифікацій пустот за розмірами. Так, A.M. Іванов (див. табл. 1.11) серед ємностей карбонатних колекторів ви­діляє пори (розмір до 1 мм), каверни (1-10 мм), потім мікро- (до 0, 01 мм), макро- (0, 01-100 мм) і мегатріщини (понад 100 мм), а також стилолітові порожнини - пори (0, 01-1 мм), каверни (1-10 мм) і тріщини (0, 0001-1 мм) [320]. Величина розкриття тріщин у пластових умовах залежить, окрім

типу породи, також від глибини залягання пласта і тиску флюїдів. На глибинах понад 2000 м значини розкриття тріщин у всіх різновидах порід наближаються і змінюються, звичайно, в межах 10-15 мкм. Розкриття тріщин, як і проникність, істотно залежить від тиску. Коефіцієнт стисли­вості тріщинної породи є на порядок вищим коефіцієнта стисливості пористого середовища.

За зростанням густоти тріщин багато дослідників (В.К. Громов, Т.В. Дорофеева та ін.) розташовують гірські породи в такий ряд: піско­вики, вапняки, мергелі, аргіліти, тобто густота тріщин збільшується із зменшенням розмірів зерен уламкового матеріалу [214]. Тріщинуваті колектори приурочені переважно до карбонатно-глинистих і карбонатних порід [214].

За даними прямих вимірювань між густотою тріщин і товщиною шару (пласта) спостерігається обернена пропорціональна залежність (А.А.Бог­данов, Т.В.Дорофеева, Р.С.Копистянський, Цзян Цзуці та ін.). Із збіль­шенням товщини шару до 0, 1 м відбувається різке зменшення густоти тріщин до 20-70 м^-1 у залежності від складу порід; в інтервалі 0, 1-0, 4 м зменшення густоти уповільнюється; у випадку товщини шару від 0, 4-0, 5 м і вище густота тріщин практично не змінюється і становить 10-15 м^-1[214]. Густота тріщин звичайно не перевищує 40 м^-1 (за винятком тон­кошарових різновидів), найчастіше, особливо для пісковиків та вапняків, вона становить 5-15 м^-1 [214]. У продуктивному вертикальному розрізі порід можуть зустрічатися шари (пласти) з високим ступенем тріщи­нуватості [191, 214.]. Породи є також нерівномірно тріщинуватими по площі. Звичайно тріщинуватість і кавернозність збільшуються в напрям­ках від периферії структури до склепіння і від підошви до покрівлі пласта. Тріщинуватість підсилює шарову та зональну проникнісну неоднорідність колектора, причому, як відзначено вище, тонкошарові пропластки є більш тріщинуватими.

Сітка тріщин утворена звичайно вертикальними чи близькими до них похилими тріщинами, які об'єднані в одну чи декілька систем. Мікро­тріщини вибірково поширюються по густішій сітці мікротріщин і скла­дають з ними єдину систему, яка підпорядковується загальним зако­номірностям розвитку їх. У цьому випадку густота макротріщин є в 2-10 разів меншою за густоту мікротріщин. Якщо густота мікротріщин коли­вається від 10 до 100 м^-1, що рівнозначно відстані між мікротріщинами (величина, обернена густоті) від 0, 01 до 0, 1 м, то густота макротріщин змінюється в основному від 1, 0 до 10^-1 м^-1 за відстані між макротріщинами від 0, 02-0, 1 до 0, 2-1, 0 м [148]. У кожній системі тріщини мають два основних напрямки, які перетинаються під кутом, близьким до 90°. Часто переважає одна система з чітко вираженою напрямленістю (анізотропія

тріщинуватості), яка в основному співпадає з напрямом однієї з осей геологічної структури, переважно з довгою віссю. Виявлено, що чим менше тріщинуватий пласт, тим більшу напрямленість має система тріщин, що існує в ньому, і тим сприятливішими є умови для пришвид­шення проривань нагнітальної води до видобувних свердловин.

Запропоновано різні класифікації колекторів нафти і газу. Є.М.Смєхов вперше запропонував виділити дві великі групи: прості (пористі, чисто тріщинуваті) і складні (тріщинувато-пористі, пористо-тріщинуваті) колек­тори (табл. 1.12) [214]. Пустоти складних колекторів охоплюють поєднан­ня тріщин і каверн з порами. Розрізняють колектори чисто тріщинуваті (доломіти, іноді вапняки), тріщинувато-пористі (пісковики і вапняки), тріщинувато-кавернозні та тріщинувато-кавернозно-пористі (карбонатні породи).

Поклади, приурочені до складних колекторів, розробляються в Украї­ні, Чечено-Інгушетії, Ставропольському краю, Грузії, Дагестані, Азер­байджані, Пермській області, Урало-Поволжі, Бєларусі та в деяких інших районах.

Процеси стаціонарної фільтрації в чисто тріщинуватих і тріщинувато-по­ристих колекторах визначаються величинами тріщинної проникності, в по­ристих - міжзернової (пористої) проникності, а в пористо-тріщинуватих -разом величинами пористої і тріщинної проникностей. Запропоновано враховувати співвідношення видобувних запасів у різних порожнинах і виділяти пористий, тріщинуватий та каверновий типи колекторів і різне їх поєднання.

Розміри пор і розкриття тріщин підпорядковуються статистичним розподілам [191, 214]. Розкриття тріщин можуть на один-два і більше порядків перевищувати поперечні розміри пор. Таким чином, у колекторах складного типу тріщинуватість виступає як гранична неоднорідність пустотного простору, як порогова проникнісна неоднорідність.