ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Коллекторы нефти и газа, их характеристика

Коллектором нефти или газа называется горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др., заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления, то есть при разработке нефтяной (газовой) залежи. Основными свойствами коллекторов являются пористость, проницаемость горных пород и насыщенность их нефтью, газом или водой.

Пористость

Под пористостью горных пород понимают наличие в ней пустот (пор) – вмещающих пластовые флюиды (нефть, газ, воду). Различают общую (абсолютную), открытую (связанную) и эффективную пористость.

Общая пористость характеризуется отношением общего объёма всех пустот породы, включая поры, связанные и несвязанные между собой к объёму всей породы. Открытая пористость характеризуется отношением объема сообщающихся пор (пустот) к объёму всей породы. Коэффициент открытой пористости используется при оценке геологических запасов нефти в пласте. Эффективная пористость - учитывает объем открытых пор, по которым возможно движение жидкости или газа.

На основе изложенных определений можно записать:

m _общ=V_пор/V_г.п.; (1.1)

m _откр=V_{пор сооб}/V_г.п.; (1.2)

m _эф=V_{пор дв}/V_г.п_., (1.3)

где m _общ, m _откр, m _эф – соответственно общая (полная), открытая (сообщающаяся) и эффективная пористость; V_пор- объём всех пор (пустот) в горной породе; V_{пор сооб} – объём сообщающихся пор (пустот); V_{пор дв} – объём пор, по которым возможно движение жидкости и (или) газа; V_г.п. – объём горной породы.

Поровые каналы нефтяных и газовых пластов можно разделить следующим образом (по величине поперечного размера):

1) сверхкапиллярные – более 0, 5 мм;

2) капиллярные – от 0, 2 мкм (0, 2 ^. 10^-3 мм) до 0, 5 мм;

3) субкапиллярные – менее 0, 2 мкм.

По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение жидкости под действием гравитационных сил. По капиллярным каналам движение жидкости происходит при значительном участии капиллярных сил (то есть свободное движение под действием гравитационных сил по таким каналам невозможно). В субкапиллярных каналах из-за влияния поверхностно-молекулярных сил движение жидкости при градиентах давлений, создаваемых в продуктивных пластах, не происходит. Горные породы, поры в которых представлены, в основном, субкапиллярными каналами, практически непроницаемы для жидкостей и газов. Примеры таких пород – глины, глинистые сланцы.

Пористость породы выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обычно: пески – 20-25, песчаники – 10-30, карбонатные породы – 10-25 (в %).

Проницаемость

Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость или газ при создании перепада давления. При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде движется нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды при наличии и движении в ней лишь одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью).

Эффективная (фазовая) - проницаемость породы для одной жидкости (газа) при наличии в порах другой жидкости (подвижной или неподвижной) или газа. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности её жидкостью или газом.

Относительная - отношение эффективной (фазовой) проницаемости среды к её абсолютной проницаемости. Относительная проницаемость горной породы для нефти или газа уменьшается при увеличении доли воды в поровом пространстве.

С увеличением содержания воды более 20% проницаемость породы для нефти резко снижается, и при водонасыщенности более 80%, движение нефти почти прекращается (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Зависимость относительной проницаемости песка для воды и нефти от водонасыщенности:

к_н и к_в – соответственно фазовые проницаемости для нефти и воды.

В лабораторных условиях проницаемость определяют при фильтрации жидкости или газа через образцы горных пород. Во всех приборах основным элементом является кернодержатель, т.е. зажим для керна, через который пропускается жидкость или газ. При фильтрации замеряется расход рабочего агента в единицу времени и перепад давления по длине керна.

Коэффициент проницаемости для нефти и газа определяется соответственно из уравнений

k= Qμ L/FΔ Р, (1.4)

k= Q₀ μ LР₀/FΔ Р, (1.5)

где k- проницаемость, м²; Q- объёмный расход жидкости, м³/с; μ – динамическая вязкость жидкости, Па^.с; L- длина пути на котором происходит фильтрация жидкости, м; F- площадь поперечного (перпендикулярного к направлению фильтрации) сечения образца, м²; Δ Р – перепад давления при фильтрации (разность давлений на входе и выходе образца), Па; Q₀- объёмный расход газа при атмосферном давлении Р₀, м³/с. Физический смысл проницаемости k заключается в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация [14].

В Международной системе единиц величины, входящие в формулы для проницаемости, имеют размерности: [Q]=m³/c; [μ ]=Па^.с. [L]=м; [F]=m²; [Р]= Па. При Q=1 м³/с, μ =1 Па^.с, L=1 м, F=1 м² и Р=1 Па получим коэффициент проницаемости k=1 м². Поэтому в системе СИ за единицу проницаемости принимается 1м².

Эта величина очень большая и она неудобна для практических расчетов.

В промысловой практике обычно для измерения проницаемости используют размерность мкм², называемую также Дарси (Д), или миллидарси (мД). Величина 1 мкм² в 10¹² раз меньше 1м².

1 мкм²=1Д=10^-12 м²=;

1мД=10^-15 м²=10^-3мкм²=10^-3Д.

К проницаемым породам относят пески, песчаники, известняки, к непроницаемым или плохо проницаемым - глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией и др. Проницаемость породы для жидкостей и газов будет тем меньше, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры в породе.

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широких пределах. Приток нефти и газа наблюдается и при незначительной проницаемости пород (в пределах 0, 010-0, 020мкм²= 10-20 мД) до 0, 1-2 мкм²= 100-2000 мД.

Насыщенность горных пород

Насыщенность горных пород показывает, какую часть порового объёма занимает та или иная фаза (нефть, вода, газ). Коэффициент нефтенасыщенности – это отношение объёма пор, заполненных нефтью, ко всему объёму сообщающихся пор. Величина нефтенасыщенности пластов колеблется в довольно широких пределах (от 55 до 95%).

Природный резервуар, залежь, месторождение

Вместилище для нефти, газа и воды в породах-коллекторах, окружённых проницаемыми или непроницаемыми породами, называют природным резервуаром. Верхняя часть такого резервуара, где скапливается нефть и газ, называют ловушкой. Значительное, пригодное для промышленного освоения, скопление нефти или газа в ловушке природного резервуара, называют залежью (рис.1.2). Совокупность залежей, связанных одним участком земной поверхности, называют месторождением.

Рис. 1.2. Схема строения залежи с напором краевых вод

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒