Коллектор и покрышка

Кратко о главном

Пористость определяет, сколько углеводородов порода вмещает, проницаемость — можно ли их отобрать. Нефть в плотной породе без проницаемости — открытие без добычи.
Качество терригенного коллектора задают размер и сортировка зёрен, а их — обстановка осадконакопления; после захоронения его меняют уплотнение, цементация и растворение. В карбонатах главную роль часто играет вторичная пористость.
Покрышки — глины, аргиллиты, соли, ангидриты, плотные карбонаты. Они не абсолютно непроницаемы: их крошечные поры заполнены водой и удерживают нефть и газ капиллярными силами.
Углеводороды легче воды, и у кровли залежи их давление превышает давление воды на величину, растущую с высотой: $\Delta p_b = (\rho_w - \rho_h)\,g\,h$ .
Покрышка держит залежь, пока этот избыток меньше её давления входа. Удерживаемая высота обратно пропорциональна радиусу каналов покрышки; газовую залежь та же покрышка обычно удержит меньшей высоты, чем нефтяную.
Кроме капиллярного прорыва покрышку разрушают гидроразрыв при высоком поровом давлении и разломы; высоту залежи ограничивает тот механизм, который срабатывает первым.

Ключевые соотношения

p_d = \dfrac{2\sigma\cos\theta}{r}

давление входа в поровый канал радиуса $r$

\Delta p_b = (\rho_w - \rho_h)\,g\,h

избыточное давление углеводородов на высоте $h$ над зеркалом свободной воды

H_{max} = \dfrac{p_{d,s} - p_{d,r}}{(\rho_w - \rho_h)\,g}

высота залежи над контактом, которую удержит покрышка

Где чаще всего ошибаются

Считать покрышку непроницаемой: воду она пропускает, а нефть и газ удерживает капиллярный барьер.
Терять в формуле высоты залежи межфазное натяжение или разность плотностей — результат теряет размерность.
Переносить на газ удерживаемую высоту, рассчитанную для нефти.
Путать зрелость песчаника (текстурную и минералогическую) с термической зрелостью нефтематеринской породы.

После урока вы сможете

объяснить, почему коллектору нужны и пористость, и проницаемость, и что такое граничные значения;
перечислить седиментационные и постседиментационные факторы качества коллектора и объяснить, почему его можно прогнозировать по обстановкам осадконакопления;
назвать главные типы покрышек и объяснить механизм капиллярного удержания углеводородов;
рассчитать высоту залежи нефти или газа, которую удержит покрышка, по размеру поровых каналов или по данным ртутной порометрии;
отличать капиллярный прорыв покрышки от гидроразрыва и утечки по разломам и понимать, какой механизм ограничивает залежь в конкретном случае.

Что делает породу коллектором

Коллектору нужны два свойства сразу. Пористость (Пористость) — доля пустот в породе — задаёт, сколько нефти и газа поместится в ловушке. Проницаемость (Проницаемость горных пород) — способность связанных между собой пустот пропускать флюид — задаёт, с какой скоростью их удастся отобрать. Нефть в породе с изолированными или слишком узкими порами — открытие без добычи: скважина её нашла, но приток не окупит разработку.

На стадии поисков чаще прогнозируют пористость: её легче оценить по аналогам, керну соседних скважин и сейсморазведке, а во многих коллекторах она тесно связана с проницаемостью. Поэтому пользуются грубыми граничными значениями: для нефти нередко принимают, что порода с пористостью меньше примерно 10 % и проницаемостью меньше примерно 1 мД промышленного притока не даст. Для газа, вязкость которого в десятки раз меньше, граница ниже. Такие границы — экономические, а не физические: они смещаются с ценами и технологиями. Горизонтальные скважины и гидроразрыв превратили в коллекторы породы, которые раньше считали плотными (Подсчёт запасов объёмным методом).

Основные типы коллекторов

Тип: Терригенные: пески, песчаники, алевролиты
Пустоты: межзерновые поры
Что определяет качество: размер и сортировка зёрен, глинистость, уплотнение и цемент

Тип: Карбонатные: известняки, доломиты
Пустоты: межзерновые поры, каверны растворения, трещины
Что определяет качество: исходная структура и особенно вторичные процессы: растворение, доломитизация, цементация

Тип: Трещиноватые плотные породы, выветрелый фундамент
Пустоты: трещины, зоны выщелачивания
Что определяет качество: густота, раскрытость и связность трещин

Тип	Пустоты	Что определяет качество
Терригенные: пески, песчаники, алевролиты	межзерновые поры	размер и сортировка зёрен, глинистость, уплотнение и цемент
Карбонатные: известняки, доломиты	межзерновые поры, каверны растворения, трещины	исходная структура и особенно вторичные процессы: растворение, доломитизация, цементация
Трещиноватые плотные породы, выветрелый фундамент	трещины, зоны выщелачивания	густота, раскрытость и связность трещин

Схематично: в одном пласте могут сочетаться несколько типов пустот.

Две «зрелости» и два «источника»

Геологи говорят о зрелости песчаника — текстурной (textural maturity: насколько он отсортирован и окатан) и минералогической (compositional maturity: насколько обогащён устойчивым кварцем) — и о термической зрелости (thermal maturity) нефтематеринской породы — насколько её органическое вещество прогрелось и превратилось в нефть и газ (Нефтематеринские породы, созревание и миграция). Так же легко спутать область сноса, откуда пришёл песок, и нефтематеринскую породу, откуда пришла нефть. Минералогически незрелые пески, богатые полевыми шпатами и обломками пород, при захоронении быстрее теряют качество: неустойчивые зёрна превращаются в глинистые минералы и цемент.

Откуда берётся качество коллектора

Качество терригенного коллектора во многом закладывается уже при отложении. Сильное течение уносит мелкие частицы и оставляет крупный, хорошо отсортированный песок; там, где поток слабеет, всё оседает вперемешку, вместе с илом. Поэтому, восстановив обстановки осадконакопления — русла, пляжи и бары, дельты, подводные конусы выноса, — можно предсказать, где коллектор лучше, а где его нет (Прибрежные, мелководные и глубоководные обстановки, Континентальные обстановки: эоловые и речные). После захоронения порода продолжает меняться (диагенез, diagenesis): её уплотняют, цементируют и частично растворяют.

Как главные факторы меняют пористость и проницаемость песчаника

Фактор: Зёрна крупнее при той же сортировке
Пористость: почти не меняется
Проницаемость: растёт примерно как квадрат размера зерна: шире каналы

Фактор: Сортировка хуже
Пористость: падает: мелкие зёрна и глина занимают промежутки
Проницаемость: падает сильнее пористости

Фактор: Зёрна уложены течением, есть слойки и косая слоистость
Пористость: меняется мало
Проницаемость: вдоль слоёв и палеотечения больше, чем поперёк (анизотропия)

Фактор: Много полевых шпатов и обломков пород
Пористость: при захоронении падает: зёрна переходят в глинистые минералы и цемент
Проницаемость: падает, часто сильно

Фактор: Уплотнение при погружении
Пористость: падает; у глин быстрее, чем у песков
Проницаемость: падает

Фактор: Цемент: кварц, кальцит, глинистые минералы
Пористость: падает; немного раннего цемента укрепляет каркас и тормозит уплотнение
Проницаемость: падает: сужаются каналы

Фактор: Растворение зёрен и цемента
Пористость: растёт: вторичная пористость
Проницаемость: растёт, если новые пустоты связаны

Фактор	Пористость	Проницаемость
Зёрна крупнее при той же сортировке	почти не меняется	растёт примерно как квадрат размера зерна: шире каналы
Сортировка хуже	падает: мелкие зёрна и глина занимают промежутки	падает сильнее пористости
Зёрна уложены течением, есть слойки и косая слоистость	меняется мало	вдоль слоёв и палеотечения больше, чем поперёк (анизотропия)
Много полевых шпатов и обломков пород	при захоронении падает: зёрна переходят в глинистые минералы и цемент	падает, часто сильно
Уплотнение при погружении	падает; у глин быстрее, чем у песков	падает
Цемент: кварц, кальцит, глинистые минералы	падает; немного раннего цемента укрепляет каркас и тормозит уплотнение	падает: сужаются каналы
Растворение зёрен и цемента	растёт: вторичная пористость	растёт, если новые пустоты связаны

Типичные тенденции, а не законы. Например, роющие организмы перемешивают осадок: иногда подмешивают глину и ухудшают породу, иногда оставляют проницаемые ходы.

В карбонатах первичную пористость задают тип зёрен и то, сколько между ними известкового ила, но решающими обычно оказываются изменения после отложения (вторичная пористость): растворение неустойчивого арагонита и его переход в кальцит, доломитизация, каверны выщелачивания, трещины. Поэтому качество карбонатного коллектора по обстановке осадконакопления предсказать труднее, чем терригенного.

В итоге пористость обычно, но не всегда, уменьшается с глубиной. Исключения — зоны вторичной пористости и раннего цемента, а также пласты с аномально высоким поровым давлением: оно снижает эффективное напряжение и замедляет уплотнение (Диагенез: уплотнение, цементация и растворение, Аномальные пластовые давления: происхождение, прогноз, распознавание).

На стадии поисков строят палеогеографические карты для отдельных моментов геологического времени: где было море, где дельта или речная равнина. Они показывают депоцентры, где накопились наибольшие толщины, и границы распространения коллектора. Эти карты — основа карты элемента «коллектор» при оценке плея (Нефтяная система и концепция плея). Неоднородность внутри пласта на этой стадии обычно не оценивают — ею занимаются при разработке (Строение коллектора и поведение пласта при разработке).

Покрышки: какие породы удерживают залежь

Углеводороды легче воды и стремятся всплыть. Если над коллектором нет преграды, они поднимаются до поверхности — так возникают естественные выходы нефти и газа. Покрышка — тонкозернистая порода, которая останавливает этот подъём. Чаще всего это глинистые породы — глины, аргиллиты, глинистые алевролиты; самые надёжные покрышки — каменная соль и ангидрит; встречаются также плотные карбонаты и зоны цементации.

Типы покрышек

Порода: Каменная соль, ангидрит
Чем хороша: почти нет пор; соль пластична: при деформациях не трескается, а течёт
Слабые места: соль растворяется водой и сама подвижна: там, где она выжата в купола, в покрышке остаются «окна»; ангидрит бывает хрупким

Порода: Глины, аргиллиты
Чем хороша: очень мелкие поры — высокое давление входа; самые распространённые
Слабые места: при сильном уплотнении становятся хрупкими и трескаются; разломы

Порода: Алевролиты, глинистые песчаники
Чем хороша: могут удерживать небольшие залежи
Слабые места: каналы крупнее — удерживаемая высота невелика

Порода: Плотные карбонаты, зоны цементации
Чем хороша: малая пористость
Слабые места: хрупкие: трещины превращают их из покрышки в коллектор

Порода	Чем хороша	Слабые места
Каменная соль, ангидрит	почти нет пор; соль пластична: при деформациях не трескается, а течёт	соль растворяется водой и сама подвижна: там, где она выжата в купола, в покрышке остаются «окна»; ангидрит бывает хрупким
Глины, аргиллиты	очень мелкие поры — высокое давление входа; самые распространённые	при сильном уплотнении становятся хрупкими и трескаются; разломы
Алевролиты, глинистые песчаники	могут удерживать небольшие залежи	каналы крупнее — удерживаемая высота невелика
Плотные карбонаты, зоны цементации	малая пористость	хрупкие: трещины превращают их из покрышки в коллектор

Покрышки бывают региональными — они перекрывают целый плей и задают его границы, как толща солей нижней перми в Прикаспийской впадине, — и локальными, перекрывающими отдельную ловушку. Важны не только свойства породы, но и сплошность: одного разлома, песчаного прослоя или размыва достаточно, чтобы залежь потеряла герметичность.

Капиллярный барьер: давление входа против плавучести

Поры покрышки заполнены водой, и порода смочена водой. Чтобы нефть или газ вошли в заполненный водой канал, граница «углеводород — вода» должна продавиться через его сужение, а для этого давление в углеводороде должно превысить давление в воде на капиллярное давление этого канала (Капиллярное давление и переходная зона). Чем уже канал, тем больше нужная разница. Её пороговое значение называют давлением входа (entry, или threshold, pressure); близкое к нему давление прорыва (breakthrough pressure) — то, при котором углеводороды проходят через образец насквозь.

Давление входа в поровый канал

p_d = \frac{2\sigma\cos\theta}{r}

где:

$p_d$ давление входа: превышение давления углеводорода над давлением воды, при котором граница фаз проходит через сужение канала, Па
$\sigma$ межфазное натяжение углеводород — вода, Н/м
$\theta$ краевой угол, отсчитанный через воду; для гидрофильной породы близок к нулю, °
$r$ радиус сужения порового канала, м

Единицы: СИ

Справедливо, если

канал моделируется цилиндром; для реальной породы $r$ — эффективный радиус самых крупных каналов, образующих связный путь через покрышку;
порода гидрофильна ( $\theta < 90^\circ$ ); в гидрофобной породе капиллярного барьера для нефти нет (Смачиваемость и межфазные явления);
$\sigma$ и $\theta$ берут при пластовых давлении и температуре.

Уменьшение радиуса канала в 10 раз повышает давление входа в 10 раз. Для пары нефть — вода с $\sigma = 0{,}025$ Н/м канал радиусом 1 мкм пропускает нефть при 50 кПа, а канал радиусом 10 нм — лишь при 5 МПа.

Теперь посмотрим, что давит на покрышку. В залежи, соединённой с водоносной частью пласта, давления нефти и воды равны на зеркале свободной воды (free water level, ЗСВ). Выше него давление в нефти убывает с высотой медленнее, чем давление в воде, потому что нефть легче: на каждом метре подъёма нефтяной столб теряет $\rho_o g$ , а водяной — $\rho_w g$ . Поэтому на высоте $h$ над ЗСВ нефть давит на воду в порах с избытком $(\rho_w - \rho_o)\,g\,h$ — это то же капиллярное давление, которое определяет насыщенность залежи по высоте (Насыщенность пласта флюидами). У кровли залежи избыток наибольший, и он прижимает нефть к покрышке.

Избыточное давление всплывающих углеводородов (плавучесть)

\Delta p_b = (\rho_w - \rho_h)\,g\,h

где:

$\Delta p_b$ превышение давления углеводородов над давлением воды на той же глубине, Па
$\rho_w,\ \rho_h$ плотности пластовой воды и углеводорода (нефти $\rho_o$ или газа $\rho_g$ ) в пластовых условиях, кг/м³
$g$ ускорение свободного падения, 9,81, м/с²
$h$ высота над зеркалом свободной воды, м

Единицы: СИ

Справедливо, если

вода в пласте неподвижна (гидростатика); при движении пластовых вод контакт наклоняется (Ловушки и время их формирования);
непрерывный столб углеводородов, связанный с водоносной частью пласта;
плотности постоянны по высоте залежи.

Избыток растёт линейно с высотой. При разности плотностей 350 кг/м³ (нефть) это около 3,4 кПа на метр, при 900 кг/м³ (газ) — около 8,8 кПа на метр: газ давит на покрышку примерно в 2,6 раза сильнее.

В других системах единиц (2)

Метрические промысловые единицы

\Delta p_b\,[\text{МПа}] = 0{,}00981\,(\rho_w - \rho_h)\,[\text{г/см}^3]\;h\,[\text{м}]

плотности — г/см³, высота — м, давление — МПа.

$0{,}00981$ МПа — давление столба высотой 1 м при плотности 1 г/см³ ( $1000\cdot 9{,}81$ Па).

Промысловые единицы (oilfield)

\Delta p_b\,[\text{psi}] = 0{,}433\,(\gamma_w - \gamma_h)\;h\,[\text{ft}]

$\gamma_w,\ \gamma_h$ — относительные плотности (по пресной воде), $h$ — футы, давление — psi.

$0{,}433$ psi/ft — градиент давления столба пресной воды.

Покрышка держит залежь, пока избыток давления у кровли меньше её давления входа. Но и в самом коллекторе нефть занимает поры не от ЗСВ, а с высоты, на которой избыток достигает давления входа коллектора: там проходит водонефтяной контакт (oil–water contact, ВНК). Приравняв избыток у кровли давлению входа покрышки и отсчитав высоту от ВНК, получаем удерживаемую высоту залежи.

Высота залежи, которую удержит покрышка

H_{max} = \frac{p_{d,s} - p_{d,r}}{(\rho_w - \rho_h)\,g} = \frac{2\sigma\cos\theta\left(\dfrac{1}{r_s} - \dfrac{1}{r_r}\right)}{(\rho_w - \rho_h)\,g}

где:

$H_{max}$ наибольшая высота столба углеводородов от контакта — водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГВК) — до кровли под покрышкой, м
$p_{d,s},\ p_{d,r}$ давления входа покрышки и коллектора, Па
$r_s,\ r_r$ эффективные радиусы поровых каналов покрышки и коллектора, м
$\sigma,\ \theta$ межфазное натяжение и краевой угол, как в формуле давления входа, Н/м, °
$\rho_w,\ \rho_h,\ g$ как в формуле плавучести, кг/м³, м/с²

Единицы: СИ

Справедливо, если

вода неподвижна; покрышка сплошная, без трещин и проводящих разломов;
высота отсчитывается от контакта; от зеркала свободной воды удерживаемая высота больше на $p_{d,r}/[(\rho_w - \rho_h)\,g]$ ;
эффективный радиус — радиус самых крупных связанных каналов покрышки: утечку определяет самый лёгкий путь, а не средний размер пор;
все свойства — в пластовых условиях.

Высота обратно пропорциональна радиусу каналов покрышки и разности плотностей. Каналы покрышки на порядки уже, чем в коллекторе, поэтому второе слагаемое в скобках обычно мало, и $H_{max} \approx 2\sigma\cos\theta/[r_s(\rho_w - \rho_h)\,g]$ . В числителе обязательно стоит межфазное натяжение, в знаменателе — разность плотностей: без них формула теряет размерность, и это удобная проверка.

РасчётИзбыток давления нефти и газа над давлением воды в зависимости от высоты над контактом для данных примера ниже. Линии начинаются с давления входа коллектора и растут с наклоном

(\rho_w - \rho_h)\,g

; покрышка удерживает залежь до высоты, на которой линия достигает её давления входа (500 кПа для нефти и 1000 кПа для газа).

Расчётный примерКакую залежь удержит алевролитовая покрышка

Исходные данные (условные)

Эффективный радиус каналов покрышки $r_s$: 0,1 мкм (алевролит)
Радиус каналов коллектора $r_r$: 10 мкм (песчаник)
Межфазное натяжение в пласте: нефть — вода 0,025 Н/м, газ — вода 0,050 Н/м
Краевой угол: $\theta = 0$ : покрышка гидрофильна, $\cos\theta = 1$
Плотности в пласте: вода 1100, нефть 750, газ 200 кг/м³

Решение

Давление входа для нефти: покрышка $p_{d,s} = 2\cdot 0{,}025/(0{,}1\cdot10^{-6}) = 500$ кПа, коллектор $p_{d,r} = 2\cdot 0{,}025/(10\cdot10^{-6}) = 5$ кПа.
Прирост избытка давления нефти на метр высоты: $(1100 - 750)\cdot 9{,}81 = 3434$ Па/м.
Высота нефтяной залежи над ВНК: $H = (500 - 5)\cdot 10^3/3434 = 144$ м.
Для газа: $p_{d,s} = 1000$ кПа, $p_{d,r} = 10$ кПа, прирост $(1100 - 200)\cdot 9{,}81 = 8829$ Па/м, $H = (1000 - 10)\cdot 10^3/8829 = 112$ м.

Ответ: Покрышка удержит около 144 м нефти или около 112 м газа над контактом.

Что это значит. У газа межфазное натяжение вдвое больше, и давление входа выше; но его плавучесть растёт с высотой в 2,6 раза быстрее, и газовая залежь получается ниже. Будь покрышка глиной с каналами 0,01 мкм, давление входа выросло бы в 10 раз, а удерживаемая высота нефти составила бы около 1455 м — больше замыкания почти любой ловушки. Поэтому под глинистыми покрышками высоту залежи чаще ограничивают перелив, приток углеводородов или гидроразрыв, а не капиллярные силы. Данные примера условные.

РасчётУдерживаемая высота залежи в зависимости от эффективного радиуса каналов покрышки для нефти и газа при свойствах из примера (логарифмические шкалы). Точка — алевролитовая покрышка из примера; подписи пород ориентировочные.

Что меняется, если…

…каналы покрышки вдвое уже — удерживаемая высота почти вдвое больше;
…нефть тяжелее и разность плотностей с водой меньше — плавучесть слабее, и покрышка удержит более высокую залежь;
…вместо нефти газ — разность плотностей в 2–3 раза больше, и даже с учётом большего межфазного натяжения газовая залежь обычно получается ниже;
…покрышка частично гидрофобна и краевой угол растёт — $\cos\theta$ и давление входа уменьшаются, удерживающая способность падает.

Как покрышка теряет герметичность

Капиллярный прорыв — не единственный механизм. Покрышка может потерять герметичность несколькими путями, и высоту залежи ограничивает тот, который срабатывает первым.

Капиллярный прорыв: когда столб дорастает до удерживаемой высоты, углеводороды входят в покрышку и медленно просачиваются вверх. Высота залежи держится около предельной, а избыток уходит. Покрышки, которые теряют герметичность так, иногда называют мембранными.
Гидроразрыв покрышки: если давление углеводородов у кровли превысит давление гидроразрыва покрышки, близкое к минимальному горизонтальному напряжению в ней, раскрываются трещины — независимо от размера пор. Это характерно для зон аномально высокого пластового давления, где запас до гидроразрыва мал (Аномальные пластовые давления: происхождение, прогноз, распознавание, Градиент гидроразрыва и испытание на поглощение).
Разломы: разлом может поставить коллектор против проницаемых пород или раскрыться при новых подвижках; наоборот, зона разлома, заполненная глинистым материалом, сама становится экраном (Разломы).
Медленные потери: газ за миллионы лет диффундирует через воду в порах покрышки; залежи разрушаются и при подъёме и размыве покрышки, и при наклоне пластов, выводящем нефть за пределы ловушки.

Мощные глинистые покрышки с каналами в единицы и десятки нанометров капиллярно удерживают сотни метров нефти — больше замыкания большинства ловушек. Тогда высоту залежи ограничивают точка перелива, количество пришедших углеводородов или гидроразрыв (Ловушки и время их формирования). Капиллярный предел решает, когда покрышка — алевролит или глинистый песчаник, как в примере выше.

Покрышка и давление при закачке и бурении

Тот же предел действует при разработке. Закачка воды, газа или углекислого газа повышает давление в залежи, и если у кровли оно приблизится к давлению гидроразрыва покрышки, покрышка может потерять герметичность. Этот раздел — учебное объяснение, а не методика: допустимые давления закачки и бурения устанавливают по испытаниям на поглощение, геомеханическим расчётам и утверждённым проектным документам.

Термины и обозначения

Коллектор: порода, способная вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке: пористая и проницаемая (reservoir rock).
Покрышка (флюидоупор): малопроницаемая порода над коллектором, удерживающая углеводороды капиллярными силами (seal, caprock).
Давление входа $p_d$: превышение давления углеводорода над давлением воды, при котором он начинает входить в самые крупные связанные каналы породы (entry pressure).
Плавучесть $\Delta p_b$: избыток давления углеводородов над давлением воды, растущий с высотой над зеркалом свободной воды (buoyancy pressure).
Удерживающая способность покрышки $H_{max}$: наибольшая высота залежи, которую покрышка удерживает капиллярно (seal capacity).
Граничные значения: пороги пористости, проницаемости и насыщенности, ниже которых порода не считается коллектором (cut-offs).
Вторичная пористость: пустоты, возникшие после отложения: каверны растворения, трещины, поры доломитизации.
Текстурная зрелость: степень сортировки и окатанности песка (textural maturity); обогащённость устойчивым кварцем называют минералогической зрелостью.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Покрышка — это непроницаемая порода».

На самом деле

Покрышка проницаема для воды, пусть и очень слабо. Нефть и газ она удерживает капиллярным барьером: их избыточного давления не хватает, чтобы продавить границу с водой через узкие каналы.

Неверно

«Чем толще покрышка, тем более высокую залежь она удержит».

На самом деле

Капиллярную удерживающую способность задаёт размер каналов, а не толщина. Толщина важна для сплошности: тонкую покрышку легче прорвать разломом или размыть.

Неверно

«Если покрышка удерживает 150 м нефти, газа она удержит столько же».

На самом деле

Разность плотностей воды и газа обычно в 2–3 раза больше, чем воды и нефти. Даже с учётом большего межфазного натяжения газовая залежь под той же покрышкой, как правило, ниже; удерживаемую высоту считают отдельно для каждого флюида.

Неверно

«Нашли нефть — значит, нашли коллектор».

На самом деле

Коллектор должен ещё и отдавать нефть. При пористости и проницаемости ниже граничных значений открытие может оказаться непромышленным.

Неверно

«Высота залежи от ВНК равна давлению входа покрышки, делённому на плавучесть одного метра».

На самом деле

Так получается высота над зеркалом свободной воды. От ВНК высота меньше на величину, соответствующую давлению входа коллектора, — поэтому в формуле вычитают $p_{d,r}$ .

Подробно: для продвинутых

Давление входа по ртутной порометрии

Радиус каналов покрышки линейкой не измерить. Его находят ртутной порометрией (mercury injection capillary pressure, MICP): в высушенный и вакуумированный образец покрышки — керн или крупный шлам — нагнетают ртуть, несмачивающую жидкость, ступенями давления и фиксируют давление, при котором ртуть начинает заполнять связную систему каналов. Лабораторное давление входа пересчитывают к пластовой паре флюидов пропорционально произведению $\sigma\cos\theta$ — так же, как всю кривую капиллярного давления (Капиллярное давление и переходная зона).

Пересчёт давления входа с ртути на пластовые флюиды

p_{d,\text{пл}} = p_{d,\text{Hg}}\,\frac{(\sigma\cos\theta)_{\text{пл}}}{|\sigma\cos\theta|_{\text{Hg}}},\qquad r = \frac{2\,|\sigma\cos\theta|_{\text{Hg}}}{p_{d,\text{Hg}}}

где:

$p_{d,\text{Hg}}$ давление входа ртути, измеренное на образце, Па
$p_{d,\text{пл}}$ давление входа для пары углеводород — вода в пласте, Па
$|\sigma\cos\theta|_{\text{Hg}}$ для ртути в вакуумированном образце обычно принимают $\sigma \approx 0{,}485$ Н/м и $\theta \approx 140^\circ$ (через ртуть), то есть около 0,372 Н/м, Н/м
$(\sigma\cos\theta)_{\text{пл}}$ то же для пластовой пары флюидов, Н/м
$r$ эквивалентный радиус каналов, м

Единицы: СИ (или любые согласованные единицы давления)

Справедливо, если

каналы моделируются цилиндрами, геометрия пор для ртути и пластовых флюидов одна и та же;
краевой угол ртути отсчитывается через ртуть, поэтому берут модуль косинуса;
образец представителен; без нагрузки его каналы могут быть шире, чем в пласте.

Для пары нефть — вода с $\sigma\cos\theta \approx 0{,}025$ Н/м давление входа примерно в 15 раз меньше ртутного.

Расчётный примерУдерживаемая высота по ртутной порометрии

Исходные данные (условные)

Давление входа ртути в образец покрышки: 12 МПа
Ртуть — вакуум: $\sigma = 0{,}485$ Н/м, $\theta = 140^\circ$ через ртуть
Нефть — вода в пласте: $\sigma = 0{,}025$ Н/м, $\theta = 0$
Плавучесть нефти и давление входа коллектора: 3434 Па/м и 5 кПа (как в примере выше)

Решение

Для ртути $|\sigma\cos\theta| = 0{,}485\cdot|\cos 140^\circ| = 0{,}372$ Н/м; эквивалентный радиус каналов $r = 2\cdot 0{,}372/(12\cdot10^6) = 62$ нм.
Давление входа для нефти: $p_{d,s} = 12\cdot 0{,}025/0{,}372 = 0{,}81$ МПа.
Удерживаемая высота над ВНК: $H = (807 - 5)\cdot 10^3/3434 = 234$ м.

Ответ: Покрышка с таким давлением входа ртути удержит около 234 м нефти.

Что это значит. Пересчёт по отношению $\sigma\cos\theta$ — стандартный способ перенести лабораторные данные в пласт. Главные неопределённости — межфазное натяжение и смачиваемость в пласте и представительность образца: одна трещина или песчаный прослой в покрышке важнее множества измерений на плотных образцах. Данные примера условные.

Когда залежь ограничивает гидроразрыв покрышки

Давление углеводородов у кровли складывается из давления воды на этой глубине и избытка плавучести. Если давление гидроразрыва покрышки на этой глубине известно, предельную высоту залежи по этому механизму оценивают так:

Высота залежи, ограниченная гидроразрывом покрышки

H_{frac} = \frac{p_{frac} - p_w}{(\rho_w - \rho_h)\,g}

где:

$H_{frac}$ высота над зеркалом свободной воды, при которой давление углеводородов у кровли достигает давления гидроразрыва покрышки, м
$p_{frac}$ давление гидроразрыва покрышки на глубине кровли, близкое к минимальному горизонтальному напряжению, Па
$p_w$ давление пластовой воды на глубине кровли, Па
$\rho_w,\ \rho_h,\ g$ как в формуле плавучести, кг/м³, м/с²

Единицы: СИ

Справедливо, если

давления взяты на глубине кровли залежи; $p_w$ — давление воды, продолженное по градиенту водоносной части пласта;
покрышка раскрывается, когда давление в ней превышает давление гидроразрыва; её прочностью на растяжение пренебрегают;
оценка грубая: давление гидроразрыва покрышки известно с заметной погрешностью.

При нормальном пластовом давлении запас $p_{frac} - p_w$ составляет многие мегапаскали, и этот механизм залежь не ограничивает. В зонах аномально высокого давления запас сокращается до единиц мегапаскалей, и предел гидроразрыва становится главным — особенно для газа.

Расчётный примерЗалежь под покрышкой в зоне аномально высокого давления

Исходные данные (условные)

Глубина кровли: 3000 м
Давление пластовой воды на этой глубине: 58,5 МПа
Давление гидроразрыва покрышки: 60,0 МПа
Плотности в пласте: вода 1100, нефть 750, газ 200 кг/м³

Решение

Запас до гидроразрыва: $60{,}0 - 58{,}5 = 1{,}5$ МПа.
Нефть: $H = 1{,}5\cdot10^6/(350\cdot 9{,}81) = 437$ м; газ: $H = 1{,}5\cdot10^6/(900\cdot 9{,}81) = 170$ м.
Для сравнения: при гидростатическом давлении (вода плотностью 1100 кг/м³) на этой глубине было бы лишь 32,4 МПа — пласт под аномально высоким давлением, и запас до гидроразрыва мал.

Ответ: Гидроразрыв ограничит залежь примерно 437 м нефти или 170 м газа над зеркалом свободной воды, даже если капиллярно покрышка удержала бы больше.

Что это значит. Глинистая покрышка с каналами около 10 нм капиллярно удержала бы больше тысячи метров нефти (см. пример в разделе о капиллярном барьере), но при таком давлении первым сработает гидроразрыв. Поэтому в бассейнах с сильным аномально высоким давлением ловушки часто заполнены не до перелива, а газовые залежи особенно низки. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Нефтяная система и концепция плея — коллектор и покрышка как элементы нефтяной системы и плея.
Ловушки и время их формирования — что ещё ограничивает высоту залежи: замыкание ловушки, перелив и приток углеводородов.
Капиллярное давление и переходная зона — капиллярное давление, давление входа и пересчёт лабораторных кривых.
Смачиваемость и межфазные явления — почему покрышка удерживает нефть, только если смочена водой.
Насыщенность пласта флюидами — распределение насыщенности по высоте над зеркалом свободной воды.
Диагенез: уплотнение, цементация и растворение — как уплотнение, цементация и растворение меняют коллектор после захоронения.
Градиент гидроразрыва и испытание на поглощение — давление гидроразрыва пород и как его определяют.
Подсчёт запасов объёмным методом — как коллектор, граничные значения и высота залежи входят в подсчёт запасов.

Проверьте себя

1
Какая порода обычно служит самой надёжной региональной покрышкой?
1. А.Каменная соль
2. Б.Крупнозернистый песчаник
3. В.Алевролит с прослоями песка
4. Г.Трещиноватый известняк
Показать ответ
Правильный ответ: А. Каменная соль
У соли почти нет пор, а при деформациях она течёт, а не трескается, поэтому трещины и разломы в ней быстро «залечиваются». Трещиноватый известняк и песчаник — скорее коллекторы, алевролит с песчаными прослоями удержит лишь небольшую залежь.
2
Покрышка — аргиллит с эффективным радиусом каналов 0,05 мкм; межфазное натяжение нефть — вода 0,03 Н/м, краевой угол 0, разность плотностей воды и нефти 300 кг/м³. Какую высоту нефтяной залежи удержит покрышка, если давлением входа коллектора пренебречь?
Показать ответ
$p_d = 2\cdot 0{,}03/(0{,}05\cdot10^{-6}) = 1{,}2$ МПа; $H = 1{,}2\cdot10^6/(300\cdot 9{,}81) \approx 408$ м. Такую залежь, скорее всего, ограничит не покрышка, а замыкание ловушки или количество пришедшей нефти.
3
Одна и та же покрышка перекрывает две соседние ловушки: в одной нефть, в другой газ. Где удерживаемая высота меньше?
1. А.Зависит только от толщины покрышки
2. Б.В нефтяной ловушке
3. В.Одинаково
4. Г.В газовой ловушке
Показать ответ
Правильный ответ: Г. В газовой ловушке
Плавучесть газа растёт с высотой в 2–3 раза быстрее, чем у нефти, из-за большей разности плотностей с водой. Большее межфазное натяжение газ — вода повышает давление входа, но обычно не компенсирует это полностью.
4
Почему пласт глины толщиной 20 м может удерживать сотни метров нефти, а 200-метровая толща глинистых алевролитов — лишь десятки?
Показать ответ
Капиллярную удерживающую способность задаёт размер самых крупных связанных каналов, а не толщина: у глины каналы в нанометры, у алевролита — в десятые доли микрометра, и давление входа различается на порядок и больше. Толщина важна для сплошности: тонкую покрышку легче прорвать разломом.
5
Разведочная скважина нашла нефть в известняке с пористостью 6 % и проницаемостью 0,05 мД без трещин. Как это оценить?
1. А.Отличный коллектор
2. Б.Это покрышка, нефти в ней быть не может
3. В.Скорее всего, непромышленный коллектор: пористость и проницаемость ниже обычных граничных значений; нужны испытание и оценка методов интенсификации
4. Г.Это нефтематеринская порода
Показать ответ
Правильный ответ: В. Скорее всего, непромышленный коллектор: пористость и проницаемость ниже обычных граничных значений; нужны испытание и оценка методов интенсификации
Нефть в породе есть, но при такой проницаемости промышленный приток без интенсификации маловероятен. Граничные значения — экономические: гидроразрыв или горизонтальные скважины могут изменить вывод, поэтому решение принимают по испытанию и экономике.
6
Чем текстурная зрелость песчаника отличается от термической зрелости нефтематеринской породы?
Показать ответ
Текстурная зрелость описывает сам песок — его сортировку и окатанность (долю устойчивого кварца описывает минералогическая зрелость); обе влияют на качество коллектора. Термическая зрелость описывает прогрев органического вещества нефтематеринской породы и то, сколько нефти и газа оно уже образовало.

Обновлено: 30 сентября 2026 г.