Размещено на http://www.allbest.ru

Національна академія наук україни

“Нафтогаз України”

Федишин Володимир Олексійович

Офіційні опоненти: доктор геолого-мінералогічних наук

Істомін Олександр Миколайович, Український науково-дослідний інститут природних газів НАК “Нафтогаз України”, філія ДК “Укргазвидобування” (м. Харків), завідувач відділу газових ресурсів, заслужений працівник промисловості України доктор геологічних наук Крупський Юрій Зиновійович, Дочірнє підприємство “Західукргеологія” НАК “Надра України” (м. Львів), головний геолог доктор геолого-мінералогічних наук, професор Осадчий Віталій Григорович, Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК “Нафтогаз України” (м. Львів), старший науковий співробітник відділу проблем нафтової геофізики. фільтрація колектор свердловина газ

Провідна установа: Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу (кафедра геології і розвідки нафтових і газових родовищ).

Захист відбудеться „ 26 ” вересня 2003 р. о 14.00 год. на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 35.152.01 в ІГГГК НАН України та НАК “Нафтогаз України” за адресою 79053, м. Львів-53, вул. Наукова, 3а.

З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці ІГГГК НАН України та НАК “Нафтогаз України” за адресою: 79053, м. Львів-53, вул. Наукова, 3а.

Загальна характеристика роботи

Актуальність теми. Підвищення рівня самозабезпечення вуглеводневою сировиною є для України важливою проблемою. Поряд з усталеними шляхами її вирішення - освоєння ресурсної бази, прискорення введення у розробку виявлених родовищ, впровадження технологій інтенсифікації видобутку і збільшення повноти вилучення вуглеводнів із надр - істотні можливості пов'язуються з низькопористими (К_п < 10-12 %) колекторами газу. Інтерес до освоєння таких колекторів стимулює досвід США, де за декілька десятиліть річний видобуток газу з них доведено до 30 % від загального.

В Україні низькопористі колектори мають велике поширення, на виявлених родовищах часто контактують з високопористими породами, але запаси газу в них не обліковуються і, відповідно, не планується його видобуток. Проте у покладах, де низькопористі породи складають єдину гідродинамічну систему з високопористими, вони мимоволі залучаються до розробки. Процес цей не контрольований і фіксується як факт лише на кінцевій стадії розробки родовищ, коли виявляється невідповідність між видобутими і підрахованими запасами, в тому числі за матеріальним балансом. Такі приклади у практиці розробки газових родовищ непоодинокі, тому вивчення низькопористих колекторів потребує підвищеної уваги, а визначення їх промислового потенціалу є актуальною задачею підрахунку запасів вуглеводнів.

Теригенні породи виявляють ознаки колекторів газу починаючи від пористості 2-3 %. Це нижня межа, від якої простежується наростання енергетичного потенціалу газонасичених пластів залежно від зміни ємнісно-фільтраційних властивостей. Лабораторні і промислові (геофізичні, гідродинамічні) методи їх вивчення переважно слабо адаптовані до низькопористих колекторів, зокрема у визначенні структури флюїдонасичення, що відбивається на достовірності оцінки фізичних параметрів, а відтак і об'єктивності виділення у розрізі свердловин продуктивних пластів. Недостатньо опрацьовані також питання фільтрації флюїдів через низькопористі тіла, впливу технологічних чинників і поверхневої активності на проникність порід-колекторів, обгрунтування кондиційних значень їх параметрів та прогнозування продуктивності газоносних пластів тощо. Результати досліджень автора з даної проблеми викладені у цій роботі.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Ініційовані автором і реалізовані під його керівництвом дослідження є складовою програми наукового супроводу геологорозвідувальних робіт на нафту і газ Українського державного геологорозвідувального інституту, що здійснюється на замовлення Державної геологічної служби України. Дисертаційна робота виконувалася у межах держбюджетних тем: “Розробити наукове обгрунтування і практичні рекомендації по оцінці запасів і залученню в розробку покладів вуглеводнів в низькопористих колекторах” (1994 р.), державний реєстраційний № 0191U0371118; “Обгрунтувати граничні значення параметрів низькопористих теригенних колекторів нових газоконденсатних родовищ України” (1996 р.), державний реєстраційний № 0194U16932; “Розробити методичні рекомендації оцінки та освоєння покладів вуглеводнів у низькопористих колекторах як резерву збільшення ресурсної бази України” (2001 р.), державний реєстраційний № 0101U004606. Основні результати використовувалися під час вивчення властивостей та обгрунтуванная параметрів колекторів на об'єктах пошуково-розвідувальних робіт підприємств НАК “Надра України”.

Мета і задачі дослідження: розробити теоретичні та методичні засади промислової оцінки низькопористих колекторів газу. Цьому підпорядковані основні завдання дисертаційної роботи:

1. Дослідити петрофізичні і структурно-текстурні властивості та взаємозв'язки параметрів колекторів сарматських відкладів Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину і верхньовізейських - Дніпровсько-Донецької западини на об'єктах пошуково-розвідувальних робіт.

2. Оцінити вплив технологічних факторів на фільтраційні властивості порід у присвердловинній зоні.

3. Вивчити особливості фільтрації флюїдів через неоднорідні за розмірами пор гірські породи.

4. Теоретично обгрунтувати та розробити методичні рекомендації з визначення ємнісних властивостей порід-колекторів шляхом насичення їх порового простору моделлю пластової води.

5. Розробити спосіб розрахунку фільтраційних характеристик пласта за дослідженнями свердловин на усталених режимах припливу флюїдів.

6. Удосконалити методичні засади обгрунтування кондицій колекторів за лабораторними і гідродинамічними дослідженнями.

7. Розробити способи прогнозування дебіту свердловин за даними лабораторних і геофізичних досліджень.

8. Оцінити запаси газу в низькопористих колекторах на об'єктах геологорозвідувальних робіт.

Об'єкт досліджень: породи-колектори сарматських відкладів Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину і верхньовізейських - Дніпровсько-Донецької западини.

Предмет досліджень: петрофізичні особливості низькопористих порід, фактори впливу на їх ємнісно-фільтраційні властивості, методи оцінки параметрів колекторів та промислової цінності продуктивних пластів.

Методи дослідження: поставлені завдання вирішувалися шляхом визначення петрофізичних властивостей порід-колекторів лабораторними і промисловими методами; моделювання процесів взаємодії пластових флюїдів з породоутворюючими мінералами для прогнозування зміни фільтраційних параметрів колекторів і виявлення закономірностей протікання самого процесу фільтрації; дослідження структурних особливостей порового простору порід; простеження і побудови взаємозв'язків між параметрами колекторів з метою встановлення їх кондиційних значень; аналізу та узагальнення геолого-геофізичних даних для промислової оцінки об'єктів досліджень.

Наукова новизна одержаних результатів. Автором вперше: 1. Теоретично обгрунтовано та експериментально підтверджено фізичну сутність відхилення параметрів фільтрації флюїдів через низькопористі породи від закону Дарсі. 2. Для характеристики фільтраційних властивостей порід-колекторів введено параметр абсолютної рідинопроникності, значення якої зіставлюване з газопроникністю породи при залишковому рідинонасиченні або дорівнює абсолютній газопроникності за відсутності фізико-хімічної взаємодії рідини з породою. 3. Доведено правомірність використання індикаторних кривих, випуклих до осі перепадів тиску, для визначення фільтраційних властивостей пласта. 4. Обгрунтовано можливість визначення глибини закупорки, інших характеристик пласта за результатами дослідження свердловин на усталених режимах фільтрації, коли для інтерпретації даних не використовуються коефіцієнти фільтраційних опорів, пов'язаних з недосконалістю розкриття пласта, конструкцією свердловини тощо. 5. Розвинуто теоретичні і методологічні засади визначення ємнісних властивостей порід-колекторів з урахуванням зміни фізичного стану рідини насичення під дією поверхневих сил. 6. Встановлено взаємозв'язки між фізичними параметрами колекторів сарматських утворень Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину і верхньовізейських - Дніпровсько-Донецької западини для обгрунтування їх кондиційних значень на основі мінімального рентабельного дебіту та прогнозування продуктивності пластів за даними геофізичних досліджень.

Основні положення, винесені на захист. 1. Обгрунтування відхилення параметрів фільтрації флюїдів через низькопористі породи від закону Дарсі в межах малих градієнтів тиску і швидкостей потоку. 2. Визначення абсолютної рідинопроникності породи в умовах прояву капілярних ефектів під час зміни градієнта тиску фільтрації. 3. Діагностика фільтраційних властивостей порід-колекторів за результатами досліджень свердловин на усталених режимах фільтрації через характерні параметри пласта в зоні зміни проникності. 4. Визначення ємнісних характеристик порід-колекторів, яке полягає у врахуванні сил взаємодії породи і рідини насичення та відтворенні процесу формування залишкового водонасичення колекторів. 5. Обгрунтування кондицій колекторів за взаємозв'язками параметрів, що визначають дебіт свердловини. Оцінювання видобувних запасів газу в низькопористих колекторах залежно від їх розташування у продуктивному розрізі.

Практичне значення отриманих результатів. Виконані теоретичні і методичні розробки, орієнтовані на підвищення точності визначення параметрів колекторів, їх кондиційних значень, а відтак і достовірності підрахунку запасів газу. Використання їх дає можливість об'єктивно оцінити продуктивність розрізу, розширити діапазон залучених до розробки пластів і тим самим підвищити ефективність геологорозвідувальних робіт на вуглеводневу сировину.

Встановлені взаємозв'язки між петрофізичними параметрами використовуються геологічними підприємствами НАК “Надра України”, ДП “Західукргеологія”, ДП “Полтаванафтогазгеологія” і ДП “Чернігівнафтогазгеологія” для виділення колекторів промислового значення і підрахунку запасів газу, що підтверджується відповідними документами.

Особистий внесок здобувача. Основні теоретичні і методичні результати, які винесено на захист, отримані здобувачем особисто. Ініційовані автором експериментальні дослідження низькопористих колекторів виконувалися спеціалістами відділу пластових систем Львівського відділення УкрДГРІ за участю і під керівництвом здобувача. Особистий внесок у наукові праці, що написані у співавторстві, зазначений у списку опублікаваних праць за темою дисертації.

Апробація результатів дисертації. Результати роботи доповідалися на Міжнародному симпозіумі “Нетрадиционные источники углеводородного сырья”, м. Санкт-Петербург, 1992 р., Науково-практичній конференції “Стан, проблеми і перспективи розвитку нафтогазового комплексу Західного регіону”, м. Львів, 1995 р., Науково-практичній конференції “Нафта і газ України-96”, м. Харків, 1996 р., Міжнародній конференції “Нафта і газ України-98”, м. Полтава, 1998 р., Науковій конференції “Геологічна наука і освіта в Україні на межі тисячоліть: Стан, проблеми, перспективи”, м. Львів, 2000 р., Науково-технічній конференції “Problemy naukowo-badawcze i rozwojowe poszukiwaс i eksploatacji zіoї gazu ziemnego i ropy naftowej”, м. Краків, 2000 р., Міжнародній науково-практичній конференції “Нафта і газ України-2000”, м. Івано-Франківськ, 2000 р., Міжнародній науковій конференції “Геологія горючих копалин України”, м. Львів, 2001 р.

Публікації. За темою дисертації опубліковано 50 наукових робіт, з них одна монографія, 30 статей у наукових журналах і збірниках наукових праць, у тому числі 24 у фахових виданнях, затверджених переліком ВАК України, один галузевий стандарт України, решта - тези доповідей на наукових симпозіумах, конференціях.

Структура дисертації. Дисертація, із вступу, п'яти розділів, висновків (246 с.) та списку використаних джерел із 252 найменувань на 23 сторінках, включає 63 рисунки (18 на окремих сторінках) і 39 таблиць (15 на окремих сторінках).

Автор з приємністю наголошує, що під час дослідження винесеної на захист проблеми мав можливість відчувати принциповість в опонуванні її теоретичних аспектів та сприяння в експериментальних дослідженнях з боку фахівців Львівського відділення УкрДГРІ М.І. Зазуляка, Я.А. Пилипа, М.Ю. Нестеренка, М.М. Багнюка, Ю.С. Губанова, Я.Г. Лазарука, Б.І. Денеги та В.М. Гаврилка. Також щиро вдячний співробітникам відділу науково-технічної інформації за допомогу в оформленні роботи.

Основний зміст роботи

Геолого-фізична характеристика низькопористих

Низькопористі породи-колектори газу промислового значення. Колектори вуглеводнів з низькими ємнісно-фільтраційними властивостями (ІV і V класів за градацією А. А. Ханіна) тривалий час були поза увагою розвідників надр, оскільки за рентабельністю освоєння зосереджених у них ресурсів не могли конкурувати з колекторами вищих класів.

Вперше низькопористі колектори стали освоюватися у США, коли були відкриті поклади газу “центральнобасейнового” типу в щільних пісковиках мезозойського віку Скелястих гір, а потім і в палеозойських басейнах Північноамериканської платформи. Зосереджені у них ресурси газу інколи до 10 разів і більше перевищують ресурси традиційних колекторів. Газонасичені породи мають пористість переважно до 10-12 %, проникність у середньому (1-0,1)·10^-15 м² і забезпечують початкові припливи газу у декілька десятків тисяч кубічних метрів на добу.

Бен Лоу, Б. П. Кабишев та інші (1998) прогнозують такі поклади газу в низькопористих колекторах депресійних зон продуктивних комплексів Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ). Оцінені ними видобувні ресурси газу до глибини 4,5 км майже у 2 рази перевищують початкові ресурси газу в традиційних колекторах западини. Вони можуть бути відкриті також і у Передкарпатському прогині у межах центральної частини Крукеницької западини, де піщано-глинисті утворення міоценового віку перетворені до стадії катагенезу МК₃.

Низькопористі, низькопроникні породи складають значну частину продуктивних комплексів нафтогазоносних регіонів України. Залягають вони в усьому діапазоні досягнутих свердловинами глибин як поодинокими пластами товщиною від частки метра до декількох десятків метрів, так і масивними утвореннями піщано-глинистих порід з прошарками аргілітів, карбонатів тощо. Поширені дуже нерівномірно по латералі і в розрізі.

У межах локальних об'єктів низькопористі породи виповнюють як окремі структурні елементи - пласти, прошарки, лінзи, так і в різних просторових співвідношеннях контактують з високопористими. Узгоджене залягання високо- і низькопроникних колекторів у межах пластового чи масивного покладу є оптимальним для вироблення запасів низькопористої частини покладу. Неузгоджене залягання відображає зміну ємнісно-фільтраційних властивостей порід по латералі. Відмінності у параметрах можуть бути істотними, що відбивається на ефективності газовилучення. У безконтактних співвідношеннях низькопористі колектори залягають у розрізі гідродинамічно ізольованими резервуарами: окремими лінзами, пластами чи масивними утвореннями, як, наприклад, згадувані вище „центральнобасейнового” типу. Зосереджені в них поклади виробляються за умови економічної доцільності, яку підвищують гідророзривом пласта, бурінням свердловин з горизонтальним стовбуром тощо. Окремий випадок становить тонкошаруватий розріз, у якому прошарки пісковиків, алевролітів перемежовуються непроникними породами. Тут застосування методів інтенсифікації припливів здебільшого малоефективне і привабливість об'єктів визначається сумарним дебітом пропластків.

Сьогодні в Україні запаси газу в теригенних породах ДДЗ пористістю менше 7 % і Передкарпатського прогину - менше 10 % не обліковуються, хоч за експериментальними даними, як уже згадувалося, виявляють ознаки колектора з 2-3 %, тобто оцінка запасів газу в надрах недостатньо об'єктивна для планування робіт з їх освоєння.

Проблема освоєння покладів газу у низькопористих, низькопроникних колекторах охоплює широкий спектр геологічних і технологічних питань як теоретичного, так і прикладного плану. Це насамперед розробка критеріїв і методів визначення кондицій колекторів за їх петрофізичними і гідродинамічними характеристиками, встановлення особливостей насичення порового простору та фільтрації через нього пластових флюїдів, підвищення достовірності прогнозування продуктивності розрізу свердловин, типу і меж поширення природних резервуарів вуглеводневої сировини, їх геолого-економічної оцінки тощо. Окремий напрямок досліджень становлять фізико-хімічні процеси, що відбуваються у присвердловинній зоні під час розкриття пластів, методи підвищення продуктивності свердловин і оптимізації розробки покладів та ін.

В.І. Азматовим, В.М. Бортніцькою, Л.А. Буряковським, В.І. Грицишиним, М.С. Гудком, В.М. Дахновим, Л.Ф. Дементьєвим, А.С. Ждановим, І.В. Леськівим, Л.М. Марморштейном, М.Ю. Нестеренком, Б.П. Пелипчаком, Е.М. Поляковим, М.М. Свихнушиним, В. В. Стасенковим, Б. І. Тульбовичем, Д. Д. Федоришиним та іншими розроблено чимало способів виділення колекторів, обгрунтування границь їх фізичних параметрів на основі відомих взаємозв'язків і пізнавальних ознак. Однак під час їх використання недостатньо враховуються особливості взаємодії пластових флюїдів з породами-колекторами, структури їх пустотного простору, потенційні енергетичні можливості пластових систем тощо.

Об'єктом досліджень вибрано теригенні колектори газу, що містяться в породах сарматського віку північно-західної частини Більче-Волицької зони і у верхньовізейських відкладах Дніпровсько-Донецької западини, які у цих структурних одиницях нині є основними об'єктами розвідки покладів газу. Локальні структури, на яких у даній роботі зосереджувалася увага, репрезентують усі згадані вище варіанти просторового розташування низькопористих колекторів у продуктивній частині розрізу.

Особливості формування та умови залягання продуктивних відкладів. Cарматські утворення набули широкого розвитку в межах Крукеницької та північно-західної частини Косівсько-Угерської підзон Більче-Волицької зони, де їх товщина досягає 3500 м. Вони характеризуються циклічною будовою, літологічно досить одноманітні і представлені переважно глинами з пластами алевролітів і пісковиків. Загалом серед глин-флюїдоупорів виділяється 31 піщано-алевролітовий горизонт.

Зміна складу уламкового матеріалу, а отже, і кількість пісковиків у горизонтах контролюються гідродинамічною активністю водойми та віддаленістю від джерел зносу, що спричинило утворення витягнених по латералі піщаних тіл, часто лінзоподібних, з субпаралельним до берегових ліній орієнтуванням.

Область розвитку горизонтів дашавської світи розширюється від більш ранніх за віком до молодших, дещо зміщуючись у північно-західному напрямі з концентрацією порід-колекторів уздовж Краковецького розлому і насуву Самбірського покриву на Більче-Волицьку зону. Низькопористі, низькопроникні породи загалом мають регіональне поширення. На значній території орієнтовно до глибини 3000 м породи літифіковані до буровугільного підетапу раннього катагенезу. Лише у глибокозануреній ділянці Крукеницької западини прогнозуються вагоміші перетворення осадів, зокрема до стадії пізнього катагенезу орієнтовно з глибин 4,0 - 4,5 км.

Відклади верхньовізейського під'ярусу є основним нафтогазоносним комплексом Дніпровсько-Донецької западини. В ньому сконцентровано більше 30 % нерозвіданих ресурсів вуглеводнів, переважно в нижній частині (продуктивні горизонти В-23-В-17).

За результатами вивчення розрізів свердловин, розташованих переважно в північно-західній частині регіону, XIIа мікрофауністичний горизонт представлений монотонною піщано-глинистою товщею. Вміст піщаних і алевритових пластів не перевищує на загал 35-40 %. У міру регіонального занурення комплексу в напрямку Донбасу розріз все більше глинизується, і, очевидно, на меридіані Солохівської площі він повністю складений аргілітами. В приосьовій зоні південно-східної частини западини його товщина може досягати 1,5 км.

Значна тектонічна активність призвела до формування надзвичайно складної конфігурації піщаних пластів різного генезису, а також просторових взаємовідношень між високо- і низькопористими породами-колекторами. На схилах прогинів та в їх приосьових частинах сформувалися смуги та лінзи менш відсортованих пісковиків переважно з низькими ємнісно-фільтраційними властивостями.

Продуктивні поліфаціальні теригенні відклади ХІІа мікрофауністичного горизонту в межах виявлених газоконденсатних родовищ Срібненського і Жданівського прогинів розкриті свердловинами на великих глибинах в основному в діапазоні 4800-5500 м. Сформовані на етапі мезокатагенезу МК2 та МК3 теригенні породи-колектори характеризуються значними постдіагенетичними структурно-мінералогічними перетвореннями уламкового і цементуючого матеріалу та суттєвою трансформацією порового середовища.

Літолого-петрофізична характеристика порід-колекторів. Характерною ознакою будови продуктивних горизонтів дашавської світи на родовищах північно-західної частини Більче-Волицької зони є їх тонка верствуватість та літологічна неоднорідність, яка спостерігається як у межах локальних структур, так і на зразках керна.

Різною мірою відсортовані пісковики та алевроліти мають масивну, горизонтально- і косошарувату, лінзоподібну та підводного зсування текстури.

За гранулометричним складом поширені такі різновиди дрібно-уламкових порід: а) пісковики від дрібно- до різнозернистих з гравієм, які містять алевритовий і глинистий матеріал; б) алевроліти від піскуватих до піщаних, глинистих. Коефіцієнт сортування пісковиків і алевролітів становить переважно 1,41-2,64.

Тип цементу в основному поровий і базальний карбонатно-глинистий, рідше карбонатний і регенераційний кременистий. Кількісне співвідношення глинистих мінералів у продуктивних горизонтах дашавської світи здебільшого залишається стабільним: домінує гідрослюда - 54-64 %, сумарний вміст сильнонабухаючих кальцієво-магнієвого монтморилоніту і змішаношаруватих утворень типу слюда-монтморилоніт 31-37 %, постійно присутня домішка каолініту - 4-11 %, фіксуються сліди хлориту. Карбонати (до 10-25 %) часто представлені мікрояснозернистим кальцитом. Присутні поодинокі або у вигляді концентрацій включення бітумів, а також вуглефіковані рештки рослинного походження з однорідним або шаруватим розподілом.

Аналіз літолого-фізичних параметрів різних за текстурними ознаками порід-колекторів вказує на те, що особливості їх фільтраційних властивостей контролюються головним чином розподілом глинистості. За цим критерієм виділяються дві групи порід: а) з розсіяною глинистістю або її відсутністю; б) з шаруватою глинистістю.

До першої групи відносяться пісковики і збагачені піщаним матеріалом алевроліти з масивною, горизонтальношаруватою і косошаруватою текстурами. Ці породи, як правило, характеризуються відносно високими значеннями фільтраційно-ємнісних параметрів і поширені у розрізах свердловин з максимальними показниками коефіцієнта піскуватості у вигляді шарів до 1,0 м і більше.

До другої групи належать алевроліти і рідше пісковики з усіма встановленими текстурними типами шаруватості. Прошарки глини у породі зменшують її проникність у вертикальному напрямі до 100 і більше разів. Мінімальний коефіцієнт анізотропії властивий породам першої групи, в яких відсутня шарувата глинистість.

Розподіл пор у породах найчастіше неоднорідний і контролюється текстурними і структурними ознаками: відкриті пори переважно концентруються в ділянках відносно відсортованого уламкового матеріалу. В основному поширені пори неправильної форми, а в місцях неповного цементування пор карбонатно-глинистим матеріалом їх конфігурація наближається до ізометричної.

Високий ступінь неоднорідності порід-колекторів дашавської світи, анізотропний розподіл пористості та проникності визначають різні потенційні можливості щодо газовіддачі. За цією ознакою найсприятливіші умови зберігаються в породах-колекторах з масивною, горизонтально-шаруватою та косошаруватою текстурами, в яких ізолюючий вплив глинистого матеріалу слабо виражений або відсутній. В інших випадках очевидний від'ємний вплив шаруватих концентрацій глинистого матеріалу на вилучення газу в процесі розробки покладів.

Породи-колектори ХІІа мікрофауністичного горизонту Дніпровсько-Донецької западини представлені пісковиками та алевролітами. За мінералогічним складом уламків вони відносяться до групи кварцових. Зерна польових шпатів та їх релікти досягають 10 %. Породи характеризуються значною втратою седиментаційної форми уламкового матеріалу в катагенезі, що виражено в утворенні специфічних форм контактів між окремими зернами в основному під дією геостатичного тиску - конформних, інкорпораційних. Простежується приуроченість інтенсивно ущільнених порід-колекторів до склепіння складок. Із вторинних перетворень форм уламків поширені також регенерація і кородування.

Текстура порід масивна, інколи горизонтально- і лінзошарувата внаслідок зміни гранулометричного складу. Новоутворення карбонатних мінералів формують гніздовидну текстуру. Поширені різні форми стилолітоутворення: від окремих коротких стилолітів до гіллястих, а також серій сутуро-стилолітів, орієнтованих переважно паралельно площині нашарування.

Цемент пісковиків і алевролітів полімінеральний: переважають глинисті мінерали груп каолініту і гідрослюди, присутні карбонатні мінерали ізоморфного ряду доломіт-анкерит, кварц. Гідрослюдисто-каолінітова асоціація характерна для порід продуктивних горизонтів В-21 і В-22. У продуктивному горизонті В-23 її поширення обмежене, фіксується накрит (до 10 %). Кількість гідрослюди не перевищує 25 %. У розрізах верхнього візе на північному заході Дніпровсько-Донецької западини кількісне співвідношення структурних різновидів з каолінітовим складом таке: а) до глибини близько 4600 м каолініт домінує в асоціаціях глинистих мінералів, нижче - не перевищує 50 %; б) із зменшенням вмісту каолініту відбувається стрімке збільшення дикіту, з'являється накрит на межі градацій катагенезу МК₂ і МК₃. Розсіяна глинистість у зразках дрібноуламкових порід становить 4,0-24,4 %, в пісковиках продуктивних горизонтів - у середньому 10,0-13,9 %, а карбонатність змінюється від 3,8 до 6,4 %.

У пісковиках і алевролітах пізньовізейського віку встановлені такі різновиди пустот: а) міжзернові пори; б) міжкристалічні пори в цементі з мінералів групи каолініту; в) пустоти, пов'язані із стилолітами; г) тріщини. Основна частка ємності представлена міжзерновими порами, форма яких змінюється від округлої до неправильної, щілиноподібної. Отже, основними відмінними рисами цих відкладів від порід продуктивних горизонтів дашавської світи в Передкарпатті є збільшений розмір порових каналів, відсутність у глинистому цементі сильнонабухаючих мінералів та істотно вища зцементованість скелета породи.

Вплив технологічних чинників на фільтраційно-ємнісні властивості колекторів Будівництво нафтогазових свердловин неминуче призводить до порушення природної рівноваги продуктивних пластів. Змінюються баланс складових гірського тиску, характер насичення порового простору порід навколо свердловини внаслідок проникнення фільтрату промивних рідин, набухання глинистої складової порід, інших процесів, які тією чи іншою мірою погіршують фільтраційні властивості колекторів.

Вплив промивних рідин на фільтраційні властивості порід-колекторів. Під час розкриття продуктивних пластів сарматських відкладів газових родовищ Передкарпаття переважно застосовуються промивні рідини, одержані з порошкової глини або самозамісом. Внаслідок дії технічної води проникність зразків керна виміряна в умовах, наближених до пластових, знижувалася до 47-58 %. Більший вплив характерний для порід, глинистий цемент яких складений набухаючими мінералами. Під час прокачування через породу пластової хлоркальцієвої води проникність знижується на 12-17 %, впливаючи менше у разі підвищення мінералізації.

Для структуроутворення промивних рідин використовувалися КМЦ або гіпан, рідше КССБ, ФХЛС, як добавки - графіт, хромпік, СМАД і сира нафта. Зменшення проникності за фільтратом глинистого розчину, обробленого КМЦ, становить 38-40 %, обробленого гіпаном - 33-36 %.

У деяких свердловинах Вижомлянського родовища одержані самозамісом промивні рідини переводилися у хлоркалієві, які погіршують проникність лише на 10 %. Добавки до калієвого розчину гіпану, КМЦ, КССБ, інших реагентів знижують проникність породи до 50 % і більше. Ці реагенти своєю закупорювальною дією на піщано-глинисті колектори наближаються до технічної води, проте механізм впливу істотно відрізняється. У процесі взаємодії породи з водою проникність знижується внаслідок зменшення корисного об'єму порового простору, зумовленого набуханням глин і гідратацією поверхні, тобто вагома зміна фільтраційно-ємнісних властивостей відбувається на всю глибину проникнення води. Гіпан, КМЦ та інші полімерні реагенти утворюють на торці керна слабопроникну плівку і тим самим значно знижують його здатність фільтрувати флюїди. Після відмивання цієї плівки (кірки) або відрізання керна всього на 1 мм проникність породи відновлюється майже до початкової.

Зміна проникності присвердловинної зони об'єктів Вишнянського і Вижомлянського газових родовищ, визначена за даними гідродинамічних досліджень, становить 4-27 %, що зумовлено тривалішим очищенням зони проникнення під час дослідження свердловин на приплив газу, ніж у лабораторних дослідах.

Аналогічно оцінювалися закупорювальні властивості фільтратів промивних рідин, які використовуються для розкриття верхньовізейських відкладів Дніпровсько-Донецької западини, а також конденсату у зв'язку з можливим випаданням його у пласті під час відбирання газу.

Прокачування фільтратів промивних рідин (глиниста суспензія, оброблена КССБ, Na₂CO₃, NaCl, KСl, ГПАА та іншими реагентами) через зразки із залишковою водонасиченістю показало, що на виході керна вони стають прозорішими. Отже, певна частина їх хімічних складників залишається у породі, істотно (на 33-69 %) зменшуючи її проникність. Більший вплив на фільтраційні властивості спостерігається у порід з нижчою проникністю. Найменше діє на неї композиція, в якій присутній KCl. Насичення того самого керна конденсатом погіршує початкову проникність на 53-84 %.

За даними гідродинамічних досліджень свердловин Свиридівського, Червонозаводського та інших родовищ, проникність у зоні надходження фільтрату промивних рідин погіршена на 10-90 %, що загалом зіставлюване з лабораторними даними.

Внаслідок дії промивних рідин на пласти Вишнянського і Вижомлянського газових родовищ протягом 504-4775 год і репресії 0,93-3,66 МПа глибина зони проникнення, визначена за технологічними чинниками і даними гідродинамічних досліджень, змінюється від 3,2 до 6,2 м. У продуктивних пластах візейських відкладів Свиридівської, Червонозаводської, Мехедівської і Луценківської площ Дніпровсько-Донецької западини глибина проникнення фільтрату становить 2,9-8,7 м, що свідчить про близькість технологій розкриття пластів у Більче-Волицькій зоні і Дніпровсько-Донецькій западині.

Як для порід сарматських відкладів Більче-Волицької зони, що містять набухаючі глини, так і для візейських колекторів Дніпровсько-Донецької западини, менш чутливих до гідратації, кращими щодо впливу на пласт є калієві і полімеркалієві рідини.

Прорив газу через порові канали, блоковані фільтратом промивної рідини або виділеним конденсатом, відбувається при градієнтах тиску, менших від створюваних у присвердловинній зоні під час випробування пластів, і для низькопористих колекторів може настати через 2-400 годин залежно від проникності та радіуса закупорки.

Вплив набухання глинистого цементу порід-колекторів на їх ємнісно-фільтраційні властивості. Серед процесів, які негативно впливають на ємнісно-фільтраційні властивості продуктивних пластів у присвердловинній зоні, виділяється набухання глинистої складової порід.

Сумарна ємність поглинання катіонів цементуючим матеріалом порід-колекторів продуктивних горизонтів НД-4-НД-9 Вишнянського родовища змінюється від 20 до 45 мг-екв/100 г породи з тенденцією до зменшення з наростанням глибини її залягання у розрізі. Наявність карбонатів у дисперсній пробі в 3-6 разів зменшує сумарну ємність поглинання, що пов'язано з мізерним вмістом у них активних до обміну катіонів.

Набухання сарматських глин закономірно зменшується із глибиною їх залягання, і в інтервалі 3800-4500 м коефіцієнт набухання у технічній воді становить всього 0,02-0,08. Інтенсивність набухання глин у пластових водах істотно залежить від мінералізації. У разі насичення їх солями на рівні 40 г/л коефіцієнт набухання досягає 0,35-0,4, а при 100 г/л змінюється від 0 до 0,15 залежно від складу і глибини залягання глинистих порід.

Простежування взаємозв'язку між параметрами набухання і ємнісно-фільтраційними властивостями цілісних зразків керна показало, що зміна мінералізації води з насиченням NaCl 200 г/л до технічної призводить до зменшення проникності у 6 разів, ефективної пористості на 60 %. При цьому коефіцієнт набухання змінюється від 0,009 до 0,135. Серед промивних рідин найменше набухання викликають розчини, в яких присутній хлористий калій.

Результати досліджень доводять, що використання технічної води або слабомінералізованих розчинів для розкриття пластів чи глушіння свердловин істотно знижує ємнісно-фільтраційні властивості піщано-глинистих колекторів. В окремих випадках набухання глин може призвести до втрати породою ознак колектора, що нерідко спостерігається під час будівництва свердловин.

Вплив конденсації фракції С₅₊ на фільтраційно-ємнісні параметри низькопористих порід. Вуглеводневі системи чисто газового складу в надрах зустрічаються рідко. Як правило, компонентою природного газу є вуглеводні, які зі зниженням пластового тиску нижче тиску насичення переходять у рідку фазу, тобто конденсуються. Такі умови виникають насамперед у присвердловинній зоні пласта через відбирання газу під час випробування і можуть поширюватися на значну від свердловини відстань.

Можливість розблокування порових каналів, закупорених конденсатом, ефективність процесу та зміна динамічної пористості і газопроникності колектора досліджувалися на моделі діаметром 4,85 см загальною довжиною 26,7 см, яка мала відкриту пористість 5,39 % і абсолютну газопроникність 0,167·10^-15 м² при гідрообтиску 20 МПа.

Після створення залишкового водонасичення поровий простір під вакуумом дозаповнювався дегазованим конденсатом, і поступовим нарощуванням тиску газом сепарації зафіксовано приплив газу при перепаді тиску р 0,275 МПа. Для витіснення 42,5 % конденсату достатньо було перепаду тиску всього 0,43 МПа. Під час подальшого нарощування р витіснялося щораз менше конденсату, оскільки до процесу під'єднувалися порові канали все меншого діаметра і, відповідно, меншої ємності. При р 2,1 МПа вихід конденсату досяг максимального рівня 57,5 % і практично припинився. Збільшення фазової проникності для газу спостерігається до перепаду тиску 1,2 МПа, коли конденсатонасичення пористого простору становить 29 %.

Аналогічними експериментами на різнопроникних моделях не виявлено істотного зв'язку між рівнем витісненого конденсату і фільтраційними властивостями порід. Спостерігається лише тенденція зростання кількості вилученого конденсату відносно відкритої пористості. При цьому основний об'єм рухомого конденсату витісняється за градієнтів тиску, що незначно перевищують перепад тиску прориву газу. Це свідчить, що основна маса такого конденсату в низькопористих породах сконцентрована в порових каналах максимального розміру, тому істотне нарощування градієнтів тиску не приводить до повного відновлення газопроникності.

Отже, у низькопористих колекторах конденсація вуглеводнів фракції С₅₊ до конденсатонасичення 29 % переважно впливає тільки на зміну динамічної пористості і опосередковано на газопроникність, тобто можна вважати, що за таких умов у пористому середовищі проходить однофазна фільтрація газу. Різку втрату проникності для газу в низькопористому колекторі слід очікувати за конденсатонасичення понад 29 %. У такому разі її зменшення буде зумовлене не тільки зміною динамічної пористості, а й створенням додаткового гідравлічного опору за рахунок двофазної фільтрації газу і конденсату.

Експериментальні дослідження фізичних властивостей низькопористих колекторів для вимірювання пористості, проникності, залишкового водонасичення та інших фізичних параметрів низькопористих порід застосовують ті самі методи, що і для традиційних колекторів.

Проте дослідженнями фільтрації через низькопористі (низькопроникні) породи зафіксовано відхилення від закону Дарсі у діапазоні малих швидкостей потоку флюїдів. До чинників впливу на процес фільтрації відносять: прояв капілярних та поверхневих сил, що викликають гістерезис кута змочування і сорбцію молекул газу, набухання глинистої складової порід тощо. У зв'язку з цим до характеристики процесу фільтрації ввели поняття перепаду тиску прориву р_пр і початкового градієнта фільтрації, фізичний зміст якого трактується неоднозначно і нерідко ототожнюється з р_пр.

Фільтраційні ефекти у низькопористих колекторах. У низькопористих колекторах домінують порові канали діаметром менше 1·10^-6 м, що зумовлює зростання питомої поверхні пор і підсилює її активність під час взаємодії з технологічними рідинами на різних етапах будівництва свердловин. Їх поровий простір істотно (> 30 %) заповнений зв'язаною залишковою водою, а в газонасиченій частині після розкриття пластів можуть проявляися специфічні ефекти, спричинені дією капілярних сил.

Уперше такі висновки зроблені М. Маскетом (1949), а далі цю тезу постулювало багато авторів, однак переважно апріорно, без належного експериментального обґрунтування. Зацікавленість у вивченні фільтраційних ефектів у низькопроникних породах зростає з освоєнням покладів нафти та газу на великих глибинах, де збільшується частка саме таких порід.

Систематичні експериментальні роботи з визначення перепаду тиску прориву газу р_пр через водонасичені породи почали виконуватися з 60-х років минулого століття багатьма дослідниками в основному для вивчення екрануючих властивостей порід-покришок. Щодо порід-колекторів цієї проблеми переважно не порушували.

Виявлення особливостей фільтрації проведено шляхом лабораторного вивчення умов прориву газу через зразки водонасичених порід низької газопроникності (від 10·10^-15 до 0,01·10^-15 м²) Руденківського, Рудівського, Свиридівського, Червонозаводського і Вишнянського родовищ.

Встановлено, що відновлення фільтрації газу через водонасичені низькопористі (К_п=2,6-10 %) породи-колектори відбувається за перепаду тиску, який витрачається на подолання енергетичного взаємозв'язку, зумовленого властивостями пластових флюїдів і поверхневою активністю порової системи. Його значення контролюється проникністю породи і змінюється від сотих до десятих часток мегапаскаля, що відповідає градієнту перепаду тиску від 1 до 12 МПа/м. Під час випробування об'єктів на приплив газу у присвердловинній зоні створюються градієнти тиску, порівнянні з наведеними показниками.

Дослідження прориву газу через водонасичені породи показало, що не існує реальної фізичної межі між колектором і неколектором (покришкою), тим більше між високо- і низькопористими колекторами. За певних умов проникні для флюїдів навіть глинисті породи, а відмінність полягає лише в істотній різниці абсолютних значень цього параметра. Отже, поділ колекторів на кондиційні і некондиційні умовний і для кожного покладу вуглеводнів повинен розглядатися окремо.

Дослідження водопроникності низькопористих порід. У нафтогазопромисловій геології для оцінки і зіставлення порід-колекторів за фільтраційними властивостями переважно використовується їх проникність. Цей параметр найбільш доступний для лабораторного вивчення і поряд з іншими ознаками колекторів достатньо об'єктивно характеризує промисловий потенціал продуктивних пластів.

Експериментальне вивчення проникності з використанням дистильованої води проведено на серії низькопористих піщано-алевролітових порід з турнейських відкладів Руденківського і Свиридівського родовищ Дніпровсько-Донецької западини. Відкрита пористість зразків становила від 1,08 до 8,32 %, а абсолютна газопроникність змінювалася у діапазоні (0,004-1,5)Ч10^-15 м².

Всупереч усталеним уявленням, водопроникність зразків не була постійною, а поступово підвищувалася зі зростанням перепадів тисків, тобто витрата рідини в процесі нарощування перепадів тисків збільшувалась інтенсивніше, ніж це витікає з лінійного закону Дарсі. Такі нестандартні результати з лабораторної практики зрідка згадуються в літературних джерелах, але не мають донині однозначного трактування. Переважно в роботах крім лінійної розглядається лише фільтрація з інерційними опорами.

В.І. Дворяшин (1938) причини цього вбачає у можливому розширенні пор під впливом зростання внутрішньопорового тиску і в стисненні повітря, що залишається в дрібних заглибинах каналів фільтрації, за рахунок чого збільшується їх поперечний переріз.

А.Е. Шейдеггер (1960) нетипові відхилення параметрів фільтрації пояснює можливою адсорбцією і молекулярною дифузією, що здатні змінювати граничні умови біля стінок і в центрі порових каналів. Дж. Соні (1978) трактує такі ефекти як особливий “долінійний режим” фільтрації на молекулярному рівні, не розглядаючи механізму даного явища. Цей режим передує умовам течії за законом Дарсі, може проявлятися на малих лінійних швидкостях потоку, і для високопроникних порід його прояви непомітні. Із збільшенням градієнтів тиску настає лінійна течія, що надалі змінюється фільтрацією з наростанням інерційних опорів.

Згідно з нашими експериментальними даними “долінійний режим” трактується як поступове залучення до фільтрації порових каналів різних розмірів, яким притаманні відповідно різні початкові градієнти тиску фільтрації. У дослідах із застосуванням протитисків не виявлено впливу внутрішньопорового тиску у зразку породи на фільтрацію: витрати води залежали винятково від перепадів тиску. Результати дослідів також важко мотивувати адсорбційно-молекулярними ефектами, розширенням порових каналів та іншими процесами, які повинні бути тісно пов'язані з тиском у зразку. Отже, для пояснення долінійного режиму фільтрації як специфічного явища гідродинаміки непотрібно залучати фактори негідродинамічного рівня, наприклад дифузно-молекулярного.

Значення водопроникності із збільшенням перепадів тиску зростає, асимптотично наближаючись до свого максимуму, який слід вважати граничною фільтраційною спроможністю породи для даної рідини, або абсолютною рідинопроникністю.

Вона визначається з графіка у координатах: проникність - обернена величина перепадів тиску К^в_пр=¦(). Чим більше порода гетеропориста і чим більше в ній порових каналів мінімальних розмірів, тим чіткіше проявляється залежність зміни проникності від перепаду тиску, і навпаки.

Встановлена таким чином водопроникність порівнянна з газопроникністю за залишкової водонасиченості породи і може використовуватися для фільтраційної характеристики колекторів, побудови взаємозв'язків між їх параметрами.

Моделювання залишкового водонасичення порід-колекторів. Визначення природного водонасичення порід-колекторів є важливою передумовою достовірної оцінки інших фізичних параметрів, зокрема ефективної пористості.

На серії зразків теригенних колекторів з низькою пористістю (2,4-8,3 %) із продуктивних відкладів візейського і турнейського ярусів Глинсько-Солохівського нафтогазоносного району Дніпровсько-Донецької западини виконані порівняльні досліди з витісненням води за допомогою центрифуги і фільтрацією газу (азоту) та гасу.

Фільтраційне витіснення води газом починається лише після досягнення тиску прориву газу через пори максимальних розмірів, і далі зі збільшенням перепаду тиску процес інтенсифікується внаслідок під'єднання до фільтрації нових порових каналів породи. Рівновелике з отриманим центрифугуванням водонасичення настає у разі перепаду тиску в 2-5,5 разу вищого від створеного дією відцентрових сил і розрахованого за рівнянням Б.І. Тульбовича (1979). У розглянутих дослідах витісняючим агентом були практично однакові за властивостями гази (повітря і азот), тому очевидно, що перепади тиску центрифугування занижені.

Криві залежності зміни водонасичення від перепаду тиску, побудовані за рівнянням Р. Слободи (1951), синхронізуються з отриманими фільтраційним шляхом. Витіснення води гасом іде менш інтенсивно, і навіть за значного перепаду тиску кінцеве водонасичення в 1,1-1,6 разу перевищує залишкове за результатами центрифугування, що зумовлено особливостями структури порового простору досліджуваних зразків та впливом поверхневих сил на процес витіснення.

Отже, порівняння значень залишкового водонасичення, одержаних на зразках керна фільтраційним шляхом і центрифугуванням, дало змогу встановити, що достовірнішою в розрахунках тиску витіснення методом центрифугування є формула Р. Слободи. Під час визначення залишкового водонасичення цим найбільш поширеним методом необхідно створювати такі градієнти перепаду тиску витіснення, які мають місце в природних умовах залягання покладів, але максимальний тиск витіснення не повинен перевищувати 0,3 МПа.

Вплив зв'язаної води на ємнісні параметри порід-колекторів. Традиційні способи розрахунку ємнісних параметрів порід на зразках керна базуються на визначенні об'ємів порового простору і вологи в ньому. При цьому пластова вода або її модель у порах породи приймається однорідною за густиною.

Проте вода в порах породи підпорядковується молекулярним, менісковим (капілярним) та осмотичним силам. Під їх дією вона адсорбується поверхнею мінеральної складової породи, змінюючи свої властивості: густину, в'язкість, розчинну здатність, електропровідність, діелектричну сталу тощо.

Для встановлення особливостей насичення піщано-глинистих порід переважно послуговуються електропровідністю води. Питання про електропровідність зв'язаної води найповніше розглянуте Б. Л. Александровим (1987). Ним, як і іншими дослідниками, допускається наявність на контакті з породою трьох типів води: гігроскопічної, плівкової і вільної. Вміст першої залежить від питомої поверхні і мінералогічного складу породи. Багато дослідників плівкову воду, яка адсорбується поверхнею за рахунок ван-дер-ваальсових сил, за ступенем рухомості в породі прирівнюють до вільної.

Виконані експериментальні дослідження показали, що оцінити вміст плівкової води у поровому просторі породи практично неможливо. При витісненні з породи вона позбувається структурованості від дії електростатичних сил і набуває ознак вільної, тобто води насичення. Отже, зміну властивостей води у порах породи можна фіксувати лише за сумарною ознакою: густини, лектропровідності тощо. На цій основі розроблено спосіб визначення пористості породи шляхом насичення мінералізованою водою.

Об'єм відкритих пор, коефіцієнти відкритої пористості і водонасиченості розраховуються через масу порової води (разом зв'язаної і вільної) та її середньозважену густину, оцінену за мінералізацією, встановленою електрометричним способом за сумарним питомим електричним опором порових каналів водонасиченої породи за такою схемою. Зразки породи насичують водою різної мінералізації, починаючи від найвищої. Під час кожного насичення вимірюються маса сухого і повністю водонасиченого зразка, густина і питомий електричний опір води та насиченої породи, а також абсолютна газопроникність і водопроникність рідиною насичення.

За питомими електричними опорами насиченої породи і води будують залежність 1/_вп= f (1/_в) і за кутом нахилу прямих розраховують граничний параметр пористості р.

Із співвідношення _вп / р знаходиться питомий електричний опір порових каналів _кан, за яким визначаються середня мінералізація і густина порової води _кан. Взаємозв'язки між цими параметрами легко встановлюються під час підготовки робочих рідин.

Об'єм відкритих пор зразка породи розраховується із співвідношення маси води у насиченому зразку m та її густини у поровому просторі _кан, а відношення V_пор до об'єму зразка породи V_п дає значення відкритої пористості з урахуванням зміни густини води внаслідок дії адсорбційних сил. Для встановлення відкритої пористості необхідно використовувати значення V_пор, одержане при мінералізації води, близькій до пластової.

За співвідношенням абсолютних водо- і газопроникностей = (1-)³ знаходять частку зв'язаної (залишкової) води в об'ємі пор і за залежністю Кп.еф=Кпв (1-) - коефіцієнт ефективної пористості.

Визначення відкритої пористості методом І.А. Преображенського (1954), тобто без урахування зміни густини насичуючої рідини у поровому просторі породи, зумовлює її завищення на 6-8 відносних відсотків, в абсолютних - середньо 1 %.