Коллекторские свойства горных пород реферат

Обновлено: 04.07.2024

В данном реферате будем рассматривать кратко некоторые вопросы, связанные с классификацией пород-коллекторов, с характеристикой и оценкой пористости, проницаемости и насыщенности пустотного пространства жидкостью и газом, механические и тепловые свойства.

Файлы: 1 файл

породы-коллекторы.doc

3.2.1.КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД

По характеру проницаемости (классификация Теодоровича Г. И.) различают следующие виды коллекторов:

равномерно проницаемые;
неравномерно проницаемые;
трещиноватые.

По величине проницаемости (мкм 2 ) для нефти выделяют 5 классов коллекторов:

очень хорошо проницаемые (>1);
хорошо проницаемые (0,1 – 1);
средне проницаемые (0,01 – 0,1);
слабопроницаемые (0,001 – 0,01);
плохопроницаемые (

Классификация коллекторов газовых месторождений включает 1–4 классы.

3.2.2. ВИДЫ ПРОНИЦАЕМОСТИ

Проницаемость абсолютная (физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:

Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.
Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью: водонасыщенность (S_в), газонасыщенность (S_г), нефтенасыщенность (S_н).

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины.

При миграции (аккумуляции) углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы водой, нефтью и газом.

Водонасыщенность S_В – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:

Обычно для нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: S_В = 6 - 35% (пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность в среднем (S_В)

Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S_насыщ = 1) или 100%. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

Для газонефтяных месторождений:

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.

Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. На рисунке 3.6 представлены результаты экспериментального исследования газо-водо-нефтяного потока при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 3.6).

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока.

Рис. 3.6. Области распространения одно-, двух- и трёхфазного потоков:

1. – 5% воды; 2. – 5% нефти; 3. – 5% газа.

При газонасыщенности меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10% движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33 –35% фильтроваться будет один газ.

При нефтенасыщенности меньше 23% движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30% и газа от 10 до 18% фильтроваться может только одна нефть.

Заштрихованные промежуточные области, примыкающие к сторонам треугольника, отвечают двухфазным потокам: газ – вода, газ – нефть, вода – нефть.

Область совместного движения в потоке всех трех фаз выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в следующих пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом от 14 до 30%.

3.3. УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ

Под удельной поверхностью (S_уд.) горных пород понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости. Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно. В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам пористости (m) и проницаемости (k_пр), например, по формуле Козени:

Если выразить проницаемость в мкм 2 , то получим удельную поверхность в м 2 /м 3 . Выражение (1.38) один и вариантов формулы Козени.

3.4. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.

При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости будет увеличиваться при уменьшении мощности пласта.

Упругие свойства горных пород описываются законом Гука:

где β_с – коэффициент объемной упругости пористой среды;

β_п - коэффициент сжимаемости пор;

V_о – объем образца;

m - коэффициент пористости.

Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объемной упругости пористой среды (β_с) и наименьшего напряжения (σ_о):

где m_o – пористость при начальном эффективном напряжении.

Коэффициент объемной упругости пористой среды (β_с) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (β_n) и на пористость пород:

Величина коэффициента объемной упругости пористой среды (β_с) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0.3 – 2·10 -10 [м 2 /н].

Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объемного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов.

3.5. ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1 ° С:

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости. Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4 - 2 кДж/ (кг × К).

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) l характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

Коэффициент температуропроводности (α) характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ.

В любой работе первым необходимым условием для получения хорошего результата является понимание того, с чем мы работаем, то есть понимать объект работы. Наш объект работы – породы-коллекторы. Процессы разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений тесно связаны с физическими и химическими свойствами пород-коллекторов. Мы не можем оценить запас нефти и газа, если не понимаем таких понятий как пористости, нефтенасыщенности, газонасыщенности. Бурение, выбор способа эксплуатации, выбор методов интенсификации добычи, выбор методов повышения коэффициента извлечения нефти и газа в какой-то степени зависит от свойств горных пород-коллекторов и их поведения при различных воздействиях. Изучению пород-коллекторов и процессов движения через них жидких и газообразных флюидов также придается большое значение в связи с поисками и разведкой нефтяных и газовых месторождений. Существуют многие науки, которые изучают горные породы-коллекторы ( геохимия, петрография, физика пласта, геология нефти и газа…). В данном реферате будем рассматривать кратко некоторые вопросы, связанные с классификацией пород-коллекторов, с характеристикой и оценкой пористости, проницаемости и насыщенности пустотного пространства жидкостью и газом, механические и тепловые свойства.

2. КЛАССИФИКАЦИЯ КОЛЛЕКТОРОВ

Горные породы, обладающие способностью вмешать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами.

Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы – трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.

Анализ показывает, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластами песчаникам, 39% – к карбонатным отложениям, 1% – к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа.

3.коллекторские Свойства горных пород

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения - это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод, за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами образуются поры, например, выщелачивания, вплоть до образования карста.

Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объема породы. Например, превращение известняка (СаСО 3 ) в доломит (СаСО 3 · МgСО 3 ). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12%, что приводит к увеличению объема пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – Al 2 O 3 ·2SiO 2 ·H 2 O.

Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации.

Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор (2) - (5) – это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

Объём пор зависит от:

формы зёрен и размера зёрен;

сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);

Рис. 3.1. Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а – менее плотная кубическая укладка,б – более компактная ромбическая укладка

однородности и окатанности зёрен;

вида цемента (см. рис. 3.2).

Рис. 3.2. Разновидности цемента горных пород

Не все виды пор заполняются флюидами: водой, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

3.1.2. ВИДЫ ПОРИСТОСТИ

Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (V пор ), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V сообщ ) между собой пор и измеряется она в м 3 , см 3 .

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости ( m ) , выраженный в долях или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m п ) зависит от объема всех пор:

Коэффициент открытой пористости (m о ) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

Коэффициент эффективной пористости (m эф .) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V пор фильтр ), через которые идёт фильтрация.

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

m п > m o > m эф . (3.4)

Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15-25%. Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

субкапиллярные - размер пор 0,5 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силами притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

Работа состоит из 1 файл

практика 2.doc

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Земные недра в толще осадочных пород содержат три фазы : твердую (минералы), жидкую (вода или нефть) и газообразную. То, что занимают жидкая и газообразная фазы, является пористостью. То есть пористость – это объем порового пространства, который оценивается отношением объема пор к объему горной породы. Выраженная в процентах эта величина называется коэффициентом пористости. Пористость чистого стекла – 0%, пористость гранита от 1 до 3 % , пористость песчаников 10–20 и не более 33 % , пористость хлеба 50–70%, пористость пуховой подушки до 85%, то же для пустой бутылки, считая за пору ее полезный объем. В нефтегазовой геологии обычно различают три вида пористости. Общая пористость характеризует все виды пор, в том числе и самые мелкие, поэтому общая пористость сухих глин, как правило, выше пористости песчаников.

Открытая пористость характеризует сообщающиеся поры, которые могут поглощать жидкость или газ; открытая пористость соответствует общей у пористых песков, меньше у песчаников на 10 – 30%, у глин на 50% и более, у каменной соли она отсутствует.

Эффективная пористость характеризует совокупность пор, через которые происходит миграция флюида т.е. это те поры , в которые он может не только проникать, но и быть извлеченным. Таким образом это объем пор с учетом остаточной воды. Поэтому эффективная пористость для воды, нефти и газа различна, более того она различна для их смеси в разных соотношениях. Пористость сухих образцов колеблется в широких пределах, но достаточно определенна для каждого типа пород.

Пористость, в которой каналы пор велики настолько (> 0,.2 мм) что флюиды могут относительно свободно проходить сквозь них и сравнительно легко (экономически рентабельно) извлекаться, называется эффективной. Общая пористость больше, чем открытая, а открытая больше, чем эффективная. Строение порового пространства определяется размерами, формой и пространственными взаимоотношениями пор. По размерам поры классифицируются по разным признакам .

Размеры и свойства пор.

Диаметр пор		Раскрытость трещин	Свойства флюидов
Мегапоры (полости), от сантиметров до кубометров		Сверхкапиллярные

Пористость может быть в горной породе изначально, тогда она называется первичной , а может появиться в процессе существования горной породы – тогда она называется вторичной, например , при растворении горной породы или ее перекристаллизации. Кроме того, пористость бывает гранулярная (или межзерновая) – в терригенных породах, каверновая встречаетс я в карбонатных породах и трещинная – в любых по генезису породах. Гранулярная пористость зависит от окатанности, сортированности, формы и способа укладки зерен, а также от типа и состава цемента. Коэффициент пористости может достигать 40%, но обычно он превышает 20. Очень большую, но неравномерную пористость имеют органогенные известняки. Равномерно пористы хорошо окатанные и слабо сцементированные терригенные породы. Характерные значения пористости для различных горных пород приведены в таблице.

Общая пористость осадочных горных пород, %

По структуре пористость разделяют на межгранулярную (между обломками), трещинную и кавернозную. Трещинная пористость не превышает 3–5 %, но в формировании проницаемости роль трещин весьма велика. Кавернозная пористость характерна для растворимых пород карбонатов, сульфатов и хлоридов. Размеры каверн от долей миллиметров до десятков метров – например, карстовые пещеры. Кавернозная пористость достигает десятков процентов. По происхождению выделяют поры первичные, возникшие на стадии формирования породы (седиментез, диагенез), и вторичные, образующиеся в недрах, на стадии существования породы (катагенез, эпигенез) или на поверхности, при выветривании (гипергенез).

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Проницаемость – способность пород пропускать флюиды. Она зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины. Традиционно проницаемость оценивали во внесистемных единицах дарси (Д). А в системе СИ ей примерно соответствует единица 1··10 –12 м 2 . Такой проницаемостью обладает образец горной породы длиной L 1 м, площадью сечения в 1 м 2 , пропускающий сквозь себя 1 м 3 /сек жидкости Q вязкостью 0,001 Па··с при перепаде давления на концах образца p 0,1013 МПа.

Различают абсолютную и относительную проницаемость. Абсолютная проницаемость описывает прохождение однородного флюида, не реагирующего с вмещающей горной породой, которая принимается однородной. Абсолютная проницаемость не меняется со временем. Эффективная проницаемость описывает прохождение конкретного флюида, например, смеси нефти и воды, которые могут реагировать с породой. Естественно, что определение ее в каждом конкретном случае необходимо. По величине проницаемости горные породы разделяются на три порядка в пределах 1·10–15 – 110–12 м 2 ; последнее соответствует 1 Д. Примерно такой проницаемостью обладает обычная водопроводная труба, а проницаемость реальных горных пород в сотни и более раз меньше. Продуктивные коллектора имеют проницаемость 10 –14 – 10 –13 м2 . Проницаемость обеспечивается сообщающимися порами между частицами, обломками или кристаллами. Поэтому если размер пор более 10 мкм., то проницаемость возрастает пропорционально пористости. Минимальный размер поры, в которой может перемещаться флюид, более 1 мкм. Если же пора меньше, то поверхностные силы ее стенок делают капилярное натяжение непреодолимым для флюида. Поэтому, например, глины, обладая в сухом состоянии пористостью 30%, непроницаемы из–за ничтожных размеров своих каналов. В трещиноватых породах флюид перемещается по трещинам, достигающим иногда 100 мкм. В отличие от межгранулярной проницаемости в общем постоянной в пласте, трещинная проницаемость резко возрастает в узкой зоне вблизи разломов. Вскрытие скважиной таких узких линейных зон обещает гигантские притоки, но грозит аварийными выбросами, фонтанами и требует особого искусства.

ПОРОДЫ–КОЛЛЕКТОРЫ

И ПОРОДЫ – ПОКРЫШКИ (ФЛЮИДОУПОРЫ)

Пористость и проницаемость горных пород обуславливает особенности их взаимоотношений с жидкой и газовой фазами. Важнейшие из этих взаимоотношений для нефтегазовой геологии – это способность вмещать и пропускать сквозь себя или, наоборот – не пропускать флюиды. Такие свойства называются коллекторскими или флюидоупорными свойствами пород.

Породы, способные вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются породами– коллекторами.

Изучение коллекторских свойств горных пород проводится прямыми методами – по образцам керна (кусочкам породы, вынутым из скважины), или косвенными – по геофизическим материалам, по испытаниям скважин на приток. Лабораторное изучение керна – прямое, точное и достоверное. Однако из–за того, что керн обычно разламывается по трещинам, они выпадают из поля зрения исследователя, в результате чего реальная проницаемость пород зачастую оказывается больше, чем определено при лабораторных исследованиях. Поэтому В.Д. Скарятин рекомендует рассматривать трещинный коллектор в виде совокупности двух сред:

– блоков горных пород, размером от нескольких сантиметров до нескольких дециметров (матрицы коллектора), где основная емкость и фильтрация обусловлены порами, кавернами и мелкими трещинами сообщающимися друг с другом;

– межблоков ого пространства, представляющего собой крупные протяженные трещины и зоны дробления пород с приуроченными к ним расширениями, кавернами, пещерами и другими полостями.

Классификации коллекторов и флюидоупоров многочисленны и разнообразны. Среди коллекторов чаще всего выделяют поровые (обусловленные гранулярной пористостью), кавернозные, трещиноватые и смешанные (кавернозно–трещиноватые, трещиновато–поровые, кавернозно–трещиновато– поровые), рис.4.1.

Трещины в коллекторах – это не только полости для накопления флюида, но и пути его миграции. К трещиноватым коллекторам за рубежом приурочено более 50% запасов нефти, а в России 12% залежей. Именно трещиноватыми коллекторами обусловлена нефтегазоносность знаменитойбаженовской свиты в Западной Сибири (бажениты), а также доманиковых слоев в Европе и Северной Америке.

Рис. 4.1. Виды коллекторов: а,б,в,г – поровые коллекторы – а – высокопорстый, образованный хорошо отсортированными частицами, б – плохо отсорированная низкопористая порода, в – хорошо отсортированная высокопористая порода сложенная проницаемыми частицами, г – хорошо отсортированная сцементированная порода, д – каверновые поры, е – трещинные поры.

Кроме пород–коллекторов существуют породы слабопроницаемые, или практически непроницаемые. Такие породы называются породами –флюидоупорами (покрышками). Лучшие из них – каменная соль и глина. Особенно хорошие изолирующие свойства у монтмориллонитовой глины, способной разбухать в воде. Большая часть горных пород имеет средние коллекторские и изолирующие свойства. В результате флюиды не могут спокойно мигрировать по породе и в то же время не являются надежно удержанными. Такие породы называют ложными покрышками.

Колекторские и изолирующие свойства зависят не только от особенностей породы, но и от состояния флюидов внутри нее, от давления и температуры, при которых они находятся. Характеристики коллекторов и флюидоупоров меняются с глубиной часто неоднозначно и непредсказуемо. Например, коллекторские свойства карбонатных пород улучшаются за счет выщелачивания и образования каверн, растворения карбонатного цемента. Глинистые породы часто обезвоживаются и растрескиваются. А в терригенных породах обломочные частицы уплотняются, ближе прилегают друг к другу, в результате чего коллекторские свойства породы ухудшаются. С уверенностью можно утверждать только то, что ни идеальных флюидоупоров, ни идеальных коллекторов в природе не существует.

НЕТРАДИЦИОННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

Понятие о традиционных и нетрадиционных коллекторах условно и соотносится с временем, местом, и научной позицией. В самом широком смысле к нетрадиционным относятся коллекторы с негранулярной пористостью. Как правило, это толщи, сложенные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, метаморфическими породами.

Коллекторы в глинах возникают как зоны разуплотнения вследствие преобразования глинистых минералов, выделения связной воды, генерации из органического вещества жидких продуктов и газов. При этом какой–то участок породы, вследствие роста внутреннего давления, пронизывается системой трещин и возникает природный резервуар, ограниченный со всех сторон менее измененными породами. Трещины возникают преимущественно по наслоению пород. Иногда эти участки на первый взгляд никак не связаны с тектонческими особенностями региона, но зато в их размещении угадывается приуроченность к закономерным зонам связанным с ротационными силами. По мнению Ю.К. Бурлина [Геология и геохимия, 2000], таким образом образовались резервуары в баженовской карбонатно–глинисто–кремнистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское месторождение), в майкопской глинистой серии Ставрополья (Журавское месторождение). Сходным образом возникают резервуары в глинисто–карбонатных богатых органическим веществом так называемых доманикоидных, или доманиковых толщах.

К основным признакам, характеризующим качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие силы пласта. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы.
Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом.

Вложенные файлы: 1 файл

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОДА.docx

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОДА

Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом.

Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости:

Кп = Vпор/Vпороды ∙ 100 %.

Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По А.А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.

Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости.

Полная пористость может быть открытой в песках и слабо уплотненных песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов.

По генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между обломочными зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков - внутриформенными. Вторичные поры - трещины и каверны.

Размеры порового пространства - от долей микрометров до десятков метров. В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны по размеру бывают от долей миллиметров до нескольких километров и разделяются на мелкие - 0,1-10 мм; крупные (микрополости) - 10-100 мм и пещеристые полости - > 100 мм.

Склонность породы к растрескиванию характеризуется ее пластичностью. Пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. Коэффициент пластичности (Кпл) - отношение всей работы, затраченной на разрушение образца, к работе, затраченной на пластическую деформацию. Коэффициент пластичности меняется от 1 до бесконечности (∞). По степени пластичности выделяются три группы пород (табл.2).

Таблица 1. Группы пород по степени пластичности

Большинство осадочных пород

Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.

Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3 %, иногда до 6 %.

При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин - количество трещин на 1 м длины в направлении, перпендикулярном простиранию трещин. Плотность трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. Раскрытость трещин - расстояние между стенками трещин.

Трещинные поры разделяются по степени раскрытости. По К.И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-0,01 мм), узкие (0,01-0,05 мм), широкие (0,05-0,1 мм), очень широкие (0,1-0,5 мм) и макротрещины (> 0,5 мм).Е.М. Смехов (1974) предлагал различать микротрещины ( 0,1 мм).

Особую значимость приобретает характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие нескольких видов пористости. В табл.2 приводится генетическая классификация трещин ВНИГРИ (Методические рекомендации., 1989).

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости.

Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (Кпр):

Кпр = Q m L / D p F,

где Q - объем расхода жидкости в единицу времени; D р - перепад давления; L - длина пористой среды; F - площадь поперечного сечения элемента пласта; m - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим: Q = м3/ с; D р = Н/ м2; L = м; F = м2; m = Н×с/ м2; Кпр = м2. Единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости 1м3/с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного сечения 1 м2 при вязкости жидкости н×с/м2 при перепаде давления 1н/м2.

Практической единицей измерения проницаемости является дарси.1 дарси - проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (сП), полностью насыщающая пустоты среды, со скоростью 1 см3/с при градиенте давления 1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см2.1 дарси = 0,981 × 10-12 м2.

Различают несколько видов проницаемости.

Абсолютная проницаемость - это проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через последнюю сухого инертного газа (азота, гелия).

В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой и т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Все породы в той или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно, и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах Кпр по наслоению выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а в крест простиранию трещин может практически отсутствовать.

Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение Кпр для промышленно продуктивных пластов от 1·10-15 до 1·10-12 м2. Проницаемость более 1·10-12 м2 является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород.

Плотность породы - отношение массы породы (г) к ее объему (см3). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, а также от пористости.

Различные литологические типы пород с глубиной уплотняются по-разному. Кd - коэффициент уплотнения породы, представляющий собой отношение плотности породы (dп) к плотности твердой фазы или минералогической плотности (dт). Коэффициент уплотнения - безразмерная величина, показывающая, во сколько раз плотность породы меньше плотности ее твердой фазы.. Коэффициент уплотнения связан с величиной полной пористости соотношением Кs = 1-Кп. Глинистые породы достигают Кd = 0,80-0,85 к глубине 1,5-2 км, затем темп уплотнения понижается. Песчаные и алевритовые породы достигают Кd = 0,90-0,95 к глубинам 3,5-5 км. Быстро уплотняются хемогенные известняки, для которых уже на глубине 0,5-1 км Кd = 0,95-0,97.

Прикрепленные файлы: 1 файл

коллекторские свойства2.docx

Проницаемость – способность пород пропускать флюиды. Она зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины. Традиционно проницаемость оценивали во внесистемных единицах Дарси (Д). А в системе СИ ей примерно соответствует единица 1··10 –12 м 2 . Такой проницаемостью обладает образец горной породы длиной L 1 м, площадью сечения в 1 м 2 , пропускающий сквозь себя 1 м 3 /сек жидкости Q вязкостью 0,001 Па··с при перепаде давления на концах образца p 0,1013 МПа.

Различают абсолютную и относительную проницаемость. Абсолютная проницаемость описывает прохождение однородного флюида, не реагирующего с вмещающей горной породой, которая принимается однородной. Абсолютная проницаемость не меняется со временем. Эффективная проницаемость описывает прохождение конкретного флюида, например, смеси нефти и воды, которые могут реагировать с породой. Естественно, что определение ее в каждом конкретном случае необходимо. По величине проницаемости горные породы разделяются на три порядка в пределах 1·10–15 – 110–12 м 2 ; последнее соответствует 1 Д. Примерно такой проницаемостью обладает обычная водопроводная труба, а проницаемость реальных горных пород в сотни и более раз меньше. Продуктивные коллектора имеют проницаемость 10 –14 – 10 –13 м2 . Проницаемость обеспечивается сообщающимися порами между частицами, обломками или кристаллами. Поэтому если размер пор более 10 мкм., то проницаемость возрастает пропорционально пористости. Минимальный размер поры, в которой может перемещаться флюид, более 1 мкм. Если же пора меньше, то поверхностные силы ее стенок делают капиллярное натяжение непреодолимым для флюида. Поэтому, например, глины, обладая в сухом состоянии пористостью 30%, непроницаемы из–за ничтожных размеров своих каналов. В трещиноватых породах флюид перемещается по трещинам, достигающим иногда 100 мкм. В отличие от межгранулярной проницаемости в общем постоянной в пласте, трещинная проницаемость резко возрастает в узкой зоне вблизи разломов. Вскрытие скважиной таких узких линейных зон обещает гигантские притоки, но грозит аварийными выбросами, фонтанами и требует особого искусства.

Земные недра в толще осадочных пород содержат три фазы: твердую (минералы), жидкую (вода или нефть) и газообразную. То, что занимают жидкая и газообразная фазы, является пористостью. То есть пористость – это объем порового пространства, который оценивается отношением объема пор к объему горной породы. Выраженная в процентах эта величина называется коэффициентом пористости. Пористость чистого стекла – 0%, пористость гранита от 1 до 3 % , пористость песчаников 10–20 и не более 33 % , пористость хлеба 50–70%, пористость пуховой подушки до 85%, то же для пустой бутылки, считая за пору ее полезный объем. В нефтегазовой геологии обычно различают три вида пористости. Общая пористость характеризует все виды пор, в том числе и самые мелкие, поэтому общая пористость сухих глин, как правило, выше пористости песчаников.

Эффективная пористость характеризует совокупность пор, через которые происходит миграция флюида, т.е. это те поры, в которые он может не только проникать, но и быть извлеченным. Таким образом, это объем пор с учетом остаточной воды. Поэтому эффективная пористость для воды, нефти и газа различна, более того она различна для их смеси в разных соотношениях. Пористость сухих образцов колеблется в широких пределах, но достаточно определенна для каждого типа пород.

Пористость, в которой каналы пор велики настолько (> 0,.2 мм) что флюиды могут относительно свободно проходить сквозь них и сравнительно легко (экономически рентабельно) извлекаться называется эффективной. Общая пористость больше, чем открытая, а открытая больше, чем эффективная. Строение порового пространства определяется размерами, формой и пространственными взаимоотношениями пор. По размерам поры классифицируются по разным признакам

Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы – трещиновато- пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.

МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Упругие свойства горных пород описываются законом Гука:

где β_с – коэффициент объемной упругости пористой среды;

β_п - коэффициент сжимаемости пор;

V_о – объем образца;

m - коэффициент пористости.

где m_o – пористость при начальном эффективном напряжении.

ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Коэффициенты линейного (a_L) и объёмного (a_V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

где L и V – начальные длина и объем образца.

Взаимосвязь тепловых свойств горных пород выражается соотношением:

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

Читайте также: