Коллекторы нефти и газа: Состав, Формирование, Свойства и Роль Остаточной Воды в Разработке

В условиях растущего глобального спроса на энергоресурсы, обеспечение энергетической безопасности остается одной из ключевых задач современности. Центральное место в решении этой задачи занимает эффективная разведка, оценка и разработка месторождений углеводородов. Фундаментальным элементом, определяющим возможность формирования и промышленной значимости этих месторождений, являются горные породы-коллекторы. Их способность вмещать и, что не менее важно, отдавать нефть и газ напрямую влияет на извлекаемые запасы и экономическую целесообразность добычи, поскольку даже огромные запасы не имеют значения без возможности их извлечь.

Настоящий реферат предназначен для студентов и аспирантов геологических, нефтегазовых и горнодобывающих специальностей. Его цель — предложить комплексный анализ состава, генезиса, физических свойств коллекторов и, что особенно важно, рассмотреть критическую роль остаточной воды в их функционировании. Мы стремимся не просто систематизировать данные, но и углубиться в механизмы, объясняющие наблюдаемые явления, чтобы сформировать целостное понимание этой сложной и многогранной геологической системы.

Общая характеристика коллекторов нефти и газа

Исторически, поиск и разработка месторождений углеводородов всегда начинались с понимания того, где и в каких породах может скапливаться нефть и газ. Коллекторы — это не просто пустые пространства в земле, это активные геологические структуры, способные взаимодействовать с флюидами. Действительно, без этого понимания успешная разработка месторождений была бы невозможна.

Определение коллекторов и их значение

Коллекторы — это горные породы, обладающие специфическими свойствами, позволяющими им вмещать и отдавать при разработке природные флюиды, такие как нефть, газ и вода. Эта уникальная способность обусловлена наличием в их структуре взаимосвязанных пустотных пространств (пор, трещин, каверн), через которые флюиды могут перемещаться. Подавляющее большинство продуктивных пород-коллекторов имеют осадочное происхождение, сформировавшееся в древних морских и континентальных бассейнах. Именно в таких условиях создавались оптимальные предпосылки для накопления как органического вещества (источника углеводородов), так и пористых, проницаемых отложений.

Генетическая и литологическая классификация коллекторов

Разнообразие геологических условий и процессов формирования коллекторов привело к появлению нескольких классификаций.

По генезису и строению пустотного пространства выделяют три основных типа коллекторов:

• Гранулярные коллекторы: Наиболее распространены и сложены песчано-алевритовыми породами, где поровое пространство представлено межзерновыми полостями. К ним также относятся некоторые пласты известняков и доломитов с хорошо развитой первичной пористостью.
• Трещинные коллекторы: Характерны преимущественно для карбонатных пород (известняков, доломитов), где основное поровое пространство образуется системой тектонических трещин. В этих коллекторах фильтрация флюидов происходит в основном по трещинам, а поры породных блоков могут быть слабо развиты.
• Коллекторы смешанного строения: Комбинируют элементы гранулярных и трещинных систем. Это могут быть породы с развитой межзерновой пористостью, пронизанные системой трещин, или же трещиноватые коллекторы, где блоки пород также обладают поровым пространством, кавернами и даже карстовыми пустотами.

По типу пустотных пространств коллекторы подразделяются более детально:

• Поровые: Характерны для песков, песчаников, пористых известняков и доломитов. Пустоты представлены отдельными порами, не всегда взаимосвязанными.
• Трещинные: Преобладают в хрупких, но плотных породах, где основной объем для флюидов обеспечивается системой трещин.
• Каверновые: Встречаются в карбонатах, где растворение пород привело к образованию крупных пустот — каверн.
• Порово-трещинные, порово-каверновые и порово-трещинно-каверновые: Отражают сложное комбинированное строение, где флюиды могут перемещаться как по межзерновым порам, так и по трещинам или кавернам.

Мировая статистика подтверждает доминирование определенных типов: около 60% мировых запасов нефти приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% — к карбонатным отложениям, и лишь 1% — к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Терригенные коллекторы (пески, песчаники, алевролиты) занимают первое место по значимости, аккумулируя до 58% мировых запасов нефти и до 77% газа.

По литологическому составу коллекторы могут быть:

• Терригенными: Образованы продуктами разрушения других пород. Включают пески, алевриты, песчаники, алевролиты.
• Карбонатными: Сложены карбонатными минералами. К ним относятся известняки, мел, доломиты, которые могут быть как хемогенными (химического происхождения), так и органогенными (биогенными).
• Вулканогенно-осадочными: Формируются из продуктов вулканической деятельности, переотложенных в осадочных бассейнах.
• Кремнистыми: Сложены кремнеземом (опал, халцедон, кварц).
• Некоторыми глинистыми породами: В редких случаях глинистые породы могут обладать достаточной пористостью и проницаемостью для отнесения их к коллекторам, особенно при наличии линз песчаного материала или трещиноватости.

Магматические и метаморфические породы, как правило, не являются типичными коллекторами из-за их плотной структуры. Нахождение в них нефти и газа обычно является следствием миграции углеводородов в выветрелую, вторично пористую или трещиноватую часть породы.

Классификация по преобладающему типу пористости

Эта классификация позволяет более точно характеризовать пути фильтрации флюидов и, следовательно, прогнозировать продуктивность коллектора.

Класс	Преобладающий тип пористости	Характеристика
I	Межзерновая	Основной объем пустот образован промежутками между зернами. Типично для хорошо отсортированных песков и песчаников.
II	Межзерново-трещинная	Сочетание межзерновых пор и системы трещин. Трещины улучшают проницаемость, соединяя изолированные поры.
III	Трещинная	Доминирование трещин как основного элемента пустотного пространства. Характерно для плотных, хрупких пород, особенно карбонатов и некоторых алевролитов.
IV	Трещинно-каверновая	Комбинация трещин и каверн, образовавшихся в результате растворения или других вторичных процессов. Высокая емкость и проницаемость.
V	Каверновая	Основной объем пустот представлен крупными кавернами, часто соединяющимися между собой. Развита в карбонатных породах, подверженных интенсивным карстовым процессам.

Эта комплексная классификация позволяет геологам и инженерам более точно оценить потенциал продуктивного пласта и выбрать оптимальные методы разработки.

Геологические условия залегания и формирования нефтегазоносных коллекторов

Сложная геологическая история Земли создала уникальные условия, в которых углеводороды смогли не только образоваться, но и сохраниться в течение миллионов лет, концентрируясь в промышленных объемах. Понимание этих условий является краеугольным камнем в поиске новых месторождений.

Основные условия формирования залежей

Формирование нефтяных и газовых залежей — это многостадийный процесс, требующий сложного и одновременного сочетания различных геологических факторов. Эти факторы, работая в унисон, создают так называемый нефтегазоносный комплекс:

1. Образование осадочного бассейна: Это первичная и наиболее фундаментальная предпосылка. В течение длительного геологического времени в таких бассейнах накапливались огромные толщи осадочных пород, создавая необходимую «матрицу» для будущих углеводородных систем.
2. Наличие нефтематеринских пород: Это глинистые или карбонатные породы, обогащенные органическим веществом (керогеном). Именно они являются «фабриками» для производства нефти и газа.
3. Достижение зрелости нефтематеринских пород: Под воздействием высоких температур (геотермический градиент) и давлений, обусловленных погружением пород на значительные глубины (обычно от 2 до 4 км), органическое вещество трансформируется в жидкие и газообразные углеводороды. Этот процесс называется катагенезом.
4. Миграция углеводородов: Сформированные углеводороды, будучи легче воды, начинают мигрировать из нефтематеринских пород в более пористые и проницаемые коллекторы. Различают первичную (из материнской породы в ближайший коллектор) и вторичную (в пределах коллектора) миграцию.
5. Наличие ловушки: Это геологическая структура, способная аккумулировать и удерживать мигрирующие углеводороды, предотвращая их дальнейшее рассеивание. Ловушки могут быть структурными (связаны с деформациями пород, такими как антиклинали), стратиграфическими (связаны с изменением фаций или выклиниванием пластов) и литологическими (связаны с изменением коллекторских свойств внутри пласта).
6. Присутствие флюидоупора (покрышки): Это непроницаемый слой породы (например, плотные глины, каменная соль, ангидриты), который изолирует ловушку и предотвращает утечку углеводородов к земной поверхности. Покрышка является критическим элементом сохранности залежи.

Таким образом, нефтегазоносный комплекс представляет собой трехслойную систему:

• Нефтегазопроизводящая толща: Генерирует углеводороды.
• Нефтегазосодержащая толща: Представлена коллекторами, аккумулирующими флюиды.
• Перекрывающая толща-покрышка: Обеспечивает сохранность скоплений.

Типы залежей углеводородов

В зависимости от типа природного резервуара и ловушки выделяют несколько основных типов залежей:

• Пластовые сводовые залежи: Классический пример — скопления нефти и газа в сводовой части пористого пласта, изогнутого в антиклинальную складку. Флюиды концентрируются под непроницаемой покрышкой в верхней части структуры.
• Пластовые экранированные залежи: В этих залежах пористый пласт ограничен по восстанию пласта (вверх по наклону) экраном из плохо проницаемых пород. Экраном может служить тектонический разлом, заполненный глинистым материалом, или зона выклинивания коллектора.
• Массивные залежи: Характеризуются скоплениями нефти и газа в эрозионных или рифовых выступах известняково-доломитовых толщ. Эти залежи часто имеют сложное строение пустотного пространства (каверны, трещины) и могут охватывать значительные объемы породы.
• Литологически ограниченные залежи: Представляют собой скопления углеводородов в линзах или зонах с повышенной пористостью, которые полностью заключены в плохо проницаемых породах. Это могут быть, например, песчаные линзы в толще глин.

Распределение флюидов в залежи

Внутри залежи нефть, газ и вода располагаются в соответствии со своими плотностями. В верхней части залегает газ, как самый легкий флюид, под ним — нефть, а ещё ниже — вода, заполняющая поры коллектора под нефтяной частью залежи.

Границы между этими флюидами называются:

• Газонефтяной контакт (ГНК): Разделяет газовую и нефтяную части залежи.
• Водонефтяной контакт (ВНК): Разделяет нефтяную и водную части залежи.
• Газоводяной контакт (ГВК): Разделяет газовую и водную части залежи, если отсутствует нефтяная оторочка.

До вскрытия месторождения скважинами все физические параметры пласта — температура, давление, распределение нефти, воды и газа — находятся в состоянии термодинамического равновесия, которое нарушается только с началом добычи.

Литологические, минералогические компоненты и процессы формирования пустотного пространства коллекторов

Понимание химического и физического состава коллекторов, а также геологических процессов, которые их формируют и преобразуют, является ключом к прогнозированию их емкостных и фильтрационных свойств.

Минеральный и литологический состав коллекторов

Большая часть месторождений нефти и газа приурочена к осадочным породам. Они представляют собой сложный конгломерат из зерен различных минералов, сцементированных разнообразными веществами.

Терригенные коллекторы, образующиеся из продуктов разрушения других пород, чаще всего состоят из:

• Кварца: Доминирующий минерал, обладающий высокой устойчивостью к выветриванию и механическому воздействию. Именно кварцевые песчаники являются одними из лучших коллекторов.
• Глинистых минералов: Присутствуют в виде цемента или тонких прослоев. Могут значительно ухудшать коллекторские свойства, снижая проницаемость и увеличивая связанность воды.
• Полевых шпатов: Распространены, но менее устойчивы к химическому выветриванию, чем кварц.
• Слюд: Могут присутствовать в небольших количествах, их ориентировка может влиять на анизотропию проницаемости.
• Глауконита: Железосодержащий слоистый силикат, часто встречающийся в морских отложениях.

Типичные терригенные коллекторы представлены песчаниками, алевролитами, песками, которые могут быть как чистыми, так и с примесью гравийных, алевритовых и глинистых частиц. Их гранулометрический состав (размер зерен) варьирует: крупнозернистые пески (1–0,25 мм), мелкозернистые пески (0,25–0,1 мм), алевролиты (0,1–0,05 мм).

Карбонатные коллекторы состоят преимущественно из карбонатных пород — известняков (сложенных кальцитом) и доломитов (сложенных доломитом). Они могут быть:

• Хемогенными: Образованы путем химического осаждения карбонатов из водных растворов.
• Органогенными: Образованы из остатков организмов (раковин, скелетов).

Сложное строение пустотного пространства карбонатов часто связано с их высокой растворимостью.

Первичная пористость и её факторы

Первичная пористость — это пустотное пространство, которое формируется одновременно с породой. В терригенных коллекторах это, прежде всего, межзерновые полости, образующиеся между обломочными зернами в процессе седиментации.

Объем первичной пористости зависит от нескольких факторов:

• Форма и размер зерен: Окатанные, изометричные зерна одного размера создают более крупные и хорошо сообщающиеся поры.
• Сортировка (однородность) зерен: Чем лучше отсортирован материал (то есть, чем однороднее зерна по размеру), тем выше пористость. Плохая сортировка приводит к тому, что мелкие зерна заполняют промежутки между крупными, снижая общий объем пустот.
• Укладка зерен: Способ упаковки зерен оказывает существенное влияние на пористость. Например, при идеальной кубической укладке одинаковых сферических частиц пористость составляет примерно 47,6%, тогда как при более плотной ромбической укладке она снижается до 25,96%.

Тип укладки	Приближенная пористость (%)
Кубическая	47,6
Ромбическая	25,96

• Вид цемента: Цемент, заполняющий межзерновые пространства, значительно снижает пористость и проницаемость. Породы с контактовым цементом (где цемент образует тонкие пленки на поверхности зерен) обладают лучшими фильтрационно-емкостными свойствами, чем породы с базальным типом цементации (где цемент полностью заполняет поры, практически лишая породу пустотного пространства). Присутствие солей (гипс, ангидрит) и кремнистого цемента (опаловый, халцедоновый, кварцевый) также негативно сказывается на фильтрационно-емкостных свойствах пород, так как эти минералы образуют прочный, низкопористый цемент.

Вторичная пористость и диагенетические преобразования

Вторичная пористость возникает уже после образования породы, под воздействием различных геолого-минералогических, химических и тектонических процессов. Она является основным компонентом общей эффективной пористости сложных типов коллекторов.

Процессы формирования вторичной пористости:

• Динамическая нагрузка: Давление вышележащих толщ приводит к переуплотнению осадочных пород, но также может создавать микротрещины.
• Растворение цемента: Циркулирующие подземные воды могут растворять цемент (особенно карбонатный или сульфатный), увеличивая объем пор и улучшая их сообщаемость.
• Коррозия обломочного материала: Под воздействием агрессивных флюидов может происходить частичное растворение самих зерен, особенно полевых шпатов.
• Тектонические процессы: Образование разломов и трещин играет ключевую роль в возникновении вторичной пористости, особенно в хрупких породах, таких как известняки, доломиты, кремнистые и глинистые отложения, а также окремнелые осадочные, изверженные и метаморфические породы. Трещины могут создавать обширные сети для миграции флюидов, даже в плотных породах, которые иначе были бы непроницаемы.
• Просадка: Механизмы просадки (уменьшение объема осадка за счет вытеснения воды и уплотнения) могут приводить к перестройке порового пространства.
• Выщелачивание: В карбонатных породах этот процесс является одним из наиболее значимых. Воздействие растворов, богатых углекислотой, приводит к растворению кальцита и доломита, образуя каверны, каналы и поры растворения. Это существенно увеличивает общую емкость коллектора и, следовательно, извлекаемые запасы углеводородов.
• Кальцитизация и перекристаллизация: Изменение минеральной структуры карбонатов может как улучшать, так и ухудшать коллекторские свойства. Перекристаллизация может приводить к укрупнению кристаллов и уменьшению пористости.
• Окремнение и сульфатизация: Замещение карбонатного материала кремнеземом или сульфатами может приводить к уплотнению породы и снижению её коллекторских свойств.

Сложное строение пустотного пространства в карбонатах часто связано с повышенной растворимостью пород под воздействием химизма, скорости движения подземных вод, температуры и давления. Трещиноватость, широко развитая в карбонатных породах, особенно в плотных разностях, является ведущим фактором фильтрации и основной составляющей общей проницаемости. Таким образом, диагенетические процессы могут как улучшать, так и ухудшать коллекторские свойства, и их детальное изучение необходимо для адекватной оценки потенциала продуктивных пластов.

Коллекторские свойства горных пород и современные методы их определения

Для успешной оценки и разработки месторождений углеводородов необходимо точно знать, насколько хорошо порода может вмещать и пропускать флюиды. Эти характеристики, известные как коллекторские свойства, определяются с помощью разнообразных лабораторных и промыслово-геофизических методов.

Пористость: виды и методы измерения

Пористость — это фундаментальное свойство горной породы, характеризующее наличие в ней пустот (пор) и её способность вмещать жидкости и газы. Различают несколько видов пористости:

• Полная (общая) пористость (K_п.общ): Отношение всего объема пор в породе к общему объему породы.
• Открытая пористость (K_п.откр): Отношение объема взаимосвязанных пор к общему объему породы. Именно открытая пористость определяет емкостную характеристику коллектора, то есть фактические запасы нефти, газа или воды, которые могут быть извлечены или замещены.
• Динамическая (эффективная) пористость (K_п.эфф): Доля открытых пор, которые активно участвуют в фильтрации флюидов.

Основные методы определения коэффициентов пористости:

Для определения пористости используются как лабораторные исследования керна, так и геофизические методы исследования скважин (ГИС):

• Стационарный нейтронный метод (НМ): Основан на регистрации нейтронов, рассеянных ядрами водорода, который преимущественно содержится в флюидах (нефть, газ, вода) в порах породы. Нейтронные методы наиболее точны при определении пористости по содержанию водорода.
• Акустический метод (АМ): Измеряет время прохождения упругих волн через породу. Скорость распространения волн зависит от пористости: чем выше пористость, тем дольше время прохождения.
• Гамма-гамма плотностной метод (ГГМ-П): Определяет плотность породы, которая обратно пропорциональна пористости (чем выше пористость, тем ниже плотность).
• Метод сопротивления (КС):
  Измеряет удельное электрическое сопротивление породы, которое зависит от содержания воды в порах и её минерализации.
• Метод потенциалов собственной поляризации (ПС): Регистрирует естественные электрические потенциалы, возникающие на границе раздела пластов с различной проницаемостью и флюидонасыщенностью.
• Нейтронный гамма-метод (НГК): Измеряет интенсивность вторичного гамма-излучения, возникающего при взаимодействии нейтронов с ядрами атомов в породе, что также коррелирует с содержанием водорода и, следовательно, пористостью.

Проницаемость: типы и методы определения

Проницаемость — это способность горных пород фильтровать сквозь себя флюиды (жидкости и газы) при наличии перепада давления. Она характеризуется коэффициентом проницаемости (k_п), который измеряется в м² или Дарси (1 Дарси = 10^-12 м²).

Различают следующие типы проницаемости:

• Абсолютная проницаемость: Определяется для одного флюида (например, воздуха или дистиллированной воды), который инертен по отношению к породе, и когда поры полностью насыщены этим флюидом.
• Фазовая проницаемость: Характеризует проницаемость породы для отдельного флюида (нефти, газа или воды) при одновременном наличии нескольких фаз в поровом пространстве.
• Относительная проницаемость: Отношение фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости. Она показывает, как меняется проницаемость для одной фазы в присутствии других.

Важно отметить, что прямой зависимости между пористостью и проницаемостью не существует. Высокопористая порода может иметь низкую проницаемость (например, глины с высокой общей, но низкой эффективной пористостью), и наоборот.

Причины, по которым проницаемость для жидкости обычно почти всегда меньше, чем для газа:

• Разбухание глинистых частиц: При контакте с водой глинистые минералы могут разбухать, блокируя капиллярные каналы и снижая проницаемость.
• Адсорбция: Молекулы воды могут адсорбироваться на поверхности поровых каналов, уменьшая эффективное сечение для фильтрации.
• Вязкость флюидов: Вязкость воды выше, чем у газа, что также снижает скорость её фильтрации при прочих равных условиях.

Методы определения проницаемости коллекторов:

• Лабораторные методы (по керну): Наиболее точные. Коэффициент абсолютной проницаемости определяется в петрофизических лабораториях, как правило, согласно ГОСТ 26450.2-85. Приборы для измерения проницаемости включают кернодержатель, приборы для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеры и приспособления для поддержания постоянного расхода.
• Гидродинамические методы: Основаны на анализе результатов исследования скважин на приток (опытно-фильтрационные работы). Позволяют оценить проницаемость в пластовых условиях на большом радиусе.
• Геофизические методы: Опосредствованные, основаны на корреляции с другими геофизическими параметрами, полученными по данным ГИС, и калибровке по лабораторным данным.

Гранулометрический состав и его влияние

Гранулометрический состав терригенных коллекторов (размер, форма, степень окатанности зерен) является критическим фактором, определяющим их емкостно-фильтрационные свойства.

Количественное влияние гранулометрического состава:

• Размер зерен: В песчаных и алевритовых породах чем крупнее и однороднее размер зерен, тем выше открытая и эффективная пористость, так как объем межзерновых пустот увеличивается.
• Сортировка зерен: Плохая сортировка (смешение зерен разного размера) приводит к значительному снижению пористости. Мелкие зерна заполняют промежутки между крупными, уменьшая объем пустотного пространства. Напротив, хорошая отсортированность обломочного материала способствует формированию более крупных и хорошо сообщающихся пор, улучшая фильтрационные свойства.
• Форма зерен и окатанность: Окатанность обломков влияет на характер стенок пор, делая их более гладкими, что способствует лучшему движению флюидов. Изометричность (шарообразность) зерен также способствует формированию более крупных и эффективных седиментогенных пор.
• Тип цементации: Как упоминалось ранее, цемент (особенно базальный) заполняет поры, резко снижая пористость и проницаемость.

Карбонатность и постседиментационные преобразования

Карбонатность играет ключевую роль в формировании и изменении коллекторских свойств карбонатных пород, поскольку они подвержены значительным постседиментационным процессам (диагенезу):

• Выщелачивание: Один из наиболее значимых процессов. Под воздействием агрессивных растворов (например, с углекислотой) происходит растворение карбонатного материала, что приводит к образованию пор растворения, каверн и даже карстовых полостей. Эти вторичные пустоты существенно увеличивают общую емкость коллектора и, как следствие, извлекаемые запасы углеводородов.
• Кальцитизация и перекристаллизация: Изменения в кристаллической структуре карбонатов. Могут приводить как к укрупнению кристаллов и снижению пористости, так и к образованию микротрещин.
• Окремнение и сульфатизация: Замещение карбонатных минералов кремнеземом (опал, халцедон, кварц) или сульфатами (гипс, ангидрит) часто приводит к уплотнению породы и ухудшению её коллекторских свойств.

Сложное строение пустотного пространства в карбонатах часто связано с их повышенной растворимостью. Трещиноватость, широко развитая в карбонатных породах, особенно в плотных разностях, является ведущим фактором фильтрации и основной составляющей общей проницаемости. Эти трещины могут соединять изолированные поры и каверны, создавая эффективную систему для движения флюидов.

Механические, электрические и радиоактивные свойства пород

Помимо пористости и проницаемости, для всесторонней характеристики коллекторов изучаются и другие физические свойства:

• Механические свойства: Включают упругие параметры, такие как модуль Юнга (характеризует жесткость породы) и коэффициент Пуассона (характеризует поперечное сжатие при осевом растяжении). Эти параметры важны для понимания поведения пород в пластовых условиях, при бурении скважин, гидроразрыве пласта и мониторинге деформаций.
• Электрические свойства: Удельное электрическое сопротивление и поверхностная проводимость используются в геофизических методах (например, в методе сопротивлений и методе потенциалов собственной поляризации) для определения пористости, оценки глинистости коллекторов и нефтегазонасыщенности.
• Радиоактивные свойства: Естественная радиоактивность (содержание калия, урана, тория) и метод изотопов применяются для определения глинистости (глины часто обогащены радиоактивными элементами) и пористости (например, нейтронный гамма-метод).

Основы петрофизики и геофизических исследований скважин (ГИС)

Для комплексного изучения коллекторов используются две взаимодополняющие научные дисциплины и технологические подходы:

• Петрофизика — это наука, изучающая закономерности изменения физических свойств горных пород (плотность, коэффициенты пористости и проницаемости, удельная электропроводность, намагниченность, радиоактивность и др.) и связи между этими свойствами. Она также исследует их зависимость от происхождения и условий залегания пород. Петрофизика является мостом между геологией и геофизикой, позволяя интерпретировать геофизические данные в геологическом контексте.
• Геофизические исследования скважин (ГИС) — это комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространстве. ГИС позволяют охарактеризовать литологию, параметры пластов (эффективную мощность), пористость, водонасыщенность, проницаемость и определять флюидоконтакты (ВНК, ГНК, ГВК). Данные ГИС являются основным источником информации о продуктивных пластах в процессе бурения и эксплуатации скважин.

Остаточная вода в коллекторах: роль, механизмы удержания и влияние на разработку

При первом взгляде на нефтяную залежь может показаться, что она состоит исключительно из углеводородов. Однако неотъемлемой частью любого коллектора является вода, причем не только пластовая вода под нефтяной оторочкой, но и так называемая остаточная, или связанная, вода, которая сосуществует с нефтью или газом в поровом пространстве. Понимание её природы и поведения имеет решающее значение для эффективной добычи.

Определение и механизмы удержания остаточной воды

Остаточная вода (связанная вода) — это вода, которая содержится вместе с нефтью или газом в коллекторе в пределах залежи и остается в породе даже после частичного вытеснения углеводородов при формировании залежи. Она не является подвижной и не может быть вытеснена из пор при нормальных пластовых условиях.

Механизмы удержания остаточной воды:
Остаточная вода удерживается в коллекторе комплексом физико-химических сил:

1. Молекулярное притяжение (адсорбционные силы): Молекулы воды обладают дипольным моментом и сильно притягиваются к поверхности минеральных частиц породы, особенно к гидрофильным (водосмачиваемым) поверхностям. Они образуют тонкие пленки на поверхности поровых каналов, определяя гидрофильную молекулярную природу поверхности нефтяного коллектора.
2. Капиллярные силы: В мелких порах и капиллярах вода удерживается за счет поверхностного натяжения. Чем меньше диаметр пор, тем сильнее капиллярное давление, удерживающее воду. Эта вода не может быть вытеснена углеводородами, так как силы капиллярного притяжения воды к стенкам пор превышают давление, создаваемое углеводородами.
3. Содержание гидратируемых веществ: Объем остаточной воды тем больше, чем меньше диаметр пор и слагающих породу частиц. Это особенно характерно для гидрофильных пород-коллекторов. В песчано-алевролитовых коллекторах количество «связанной» воды уменьшается при меньшем содержании веществ, подверженных гидратации (например, глинистых минералов). Напротив, количество остаточной воды возрастает с повышением плотности отложений и увеличением содержания тонких пор.

Содержание «связанной» воды обычно составляет от 10% до 30% от суммарного объема порового пространства, но может варьироваться в широких пределах в зависимости от литологического состава, гранулометрического состава и типа коллектора. Например, в Баженовской свите коэффициент водонасыщенности может составлять от 5% до 15%.

По степени гидродинамической подвижности остаточная вода классифицируется на:

• Фазово-подвижную: Вода, которая может перемещаться в поровом пространстве.
• Фазово-неподвижную: Вода, прочно связанная с породой и не участвующая в фильтрации.

Влияние остаточной воды на фильтрационные свойства и разработку

Остаточная вода играет критически важную роль в процессах извлечения нефти и газа, существенно влияя на показатели разработки месторождений.

Количественное влияние на относительные фазовые проницаемости (ОФП):
Наличие остаточной воды драматически изменяет способность коллектора пропускать нефть и газ. Относительные фазовые проницаемости (ОФП) — это ключевые параметры, описывающие движение флюидов в пласте, когда в порах присутствует несколько фаз.

• Даже при относительно невысокой водонасыщенности (например, 20% в несцементированном песке) вода может быть практически неподвижной, удерживаясь в мелких порах и в виде тонких пленок на поверхности зерен.
• С увеличением водонасыщенности относительная проницаемость для нефти быстро снижается. Например, при 30% связанной воды проницаемость для нефти может уменьшиться вдвое по сравнению с полностью нефтенасыщенным пластом.
• При водонасыщенности, достигающей 80%, нефть может стать практически полностью неподвижной, удерживаясь капиллярными силами, даже если общий объем пор для нефти еще значителен. Это означает, что несмотря на наличие нефти в пласте, её извлечение становится невозможным.

Последствия для разработки месторождений:

• Преждевременное обводнение добывающих скважин: Высокая остаточная водонасыщенность приводит к тому, что при разработке месторождений вода начинает прорываться к скважинам быстрее, чем предполагалось, снижая дебит по нефти и увеличивая обводненность продукции до 80–90% при неполной выработке извлекаемых запасов.
• Снижение эффективности разработки: Из-за снижения эффективной проницаемости для нефти, часть углеводородов остается в пласте, что приводит к снижению конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).
• Прогнозирование и оптимизация: Понимание роли остаточной воды критически важно для прогнозирования динамики обводнения, расчета проницаемости и определения безводных интервалов добычи, что позволяет оптимизировать технологические режимы эксплуатации.

Коэффициент водонасыщенности и методы определения

Коэффициент водонасыщенности (K_в) определяется как отношение объема воды в образце к объему пор образца:

Kв = Vводы / Vпор

Связь между коэффициентом водонасыщенности (K_в) и коэффициентом нефтенасыщенности (K_н) или газонасыщенности (K_г) выражается простым соотношением, если принять объем порового пространства за 1:

Kв + Kн(г) = 1

Методы определения остаточной водонасыщенности:
Точное определение K_в — сложная задача, требующая применения различных лабораторных и геофизических методов:

• Анализ кернового материала: Наиболее достоверные результаты получают при анализе керна, выбуренного с применением растворов на нефтяной основе. Это позволяет минимизировать искажения, связанные с вытеснением пластовой воды фильтратом бурового раствора.
• Метод полупроницаемых мембран: Позволяет построить кривую зависимости капиллярное давление – водонасыщенность. Это трудоемкий, но очень информативный метод, имитирующий процесс формирования залежи.
• Метод центрифугирования: Позволяет повысить точность определения остаточной водонасыщенности за счет вытеснения свободной воды из пор сложной конфигурации под действием центробежной силы.
• Способ оценки по содержанию хлоридов: Основан на определении процентного содержания хлоридов в связанной воде. Используется для оценки минерализации пластовой воды и, косвенно, водонасыщенности.
• Рентгеновская компьютерная микротомография: Современный метод, позволяющий визуализировать распределение флюидов в поровом пространстве и определять остаточную водонасыщенность, особенно в тонкопористых насыщенных системах.
• Реторта и экстракционно-дистилляционный метод: Традиционные лабораторные методы для определения водосодержания и открытой пористости образцов керна.

Каждый из этих методов имеет свои преимущества и ограничения, и для получения наиболее полной и достоверной информации о состоянии остаточной воды часто требуется их комплексное применение.

Заключение

Изучение коллекторов нефти и газа — это многогранная область знаний, лежащая в основе всей нефтегазодобывающей отрасли. Наш комплексный анализ показал, что коллекторы — это не просто пустые пространства, а сложные геологические системы, чьи состав, формирование и свойства определяют не только наличие, но и извлекаемость углеводородов.

Мы рассмотрели фундаментальные определения и классификации коллекторов, углубились в геологические условия, необходимые для образования залежей, и детально проанализировали литологические и минералогические компоненты, а также процессы, формирующие их первичное и вторичное пустотное пространство. Особое внимание было уделено количественным аспектам влияния гранулометрического состава и диагенетических преобразований карбонатных пород на фильтрационно-емкостные свойства.

Не менее важным аспектом стало всестороннее описание ключевых коллекторских свойств — пористости и проницаемости, с акцентом на отсутствие прямой зависимости между ними и объяснением причин различий в проницаемости для жидкости и газа. Современные методы их лабораторного и промыслово-геофизического определения позволяют получить максимально точную информацию о пластах.

Наконец, мы исчерпывающе проанализировали роль остаточной (связанной) воды в коллекторах, раскрыв механизмы её удержания и критическое влияние на относительные фазовые проницаемости и эффективность разработки месторождений. Понимание этих аспектов, включая количественные примеры, позволяет осознать, почему обводнение скважин может происходить даже при значительных остаточных запасах нефти.

Глубокое понимание состава, формирования, свойств коллекторов и, в частности, роли остаточной воды, является краеугольным камнем для повышения эффективности всех этапов нефтегазового цикла — от разведки и оценки запасов до оптимизации разработки и увеличения коэффициента извлечения углеводородов.

Это знание позволяет не только находить новые месторождения, но и максимально эффективно извлекать ресурсы из уже открытых, что критически важно для обеспечения глобальной энергетической безопасности в долгосрочной перспективе.

Список использованной литературы

1. Геофизические методы определения пористости // Молодой ученый. URL: https://moluch.ru/archive/137/38476/ (дата обращения: 10.10.2025).