Физические свойства горных пород, нефтегазовых коллекторов

Коллекторами нефти и газа называются горные породы, способные вмещать жидкости и газы и пропускать их через себя при перепаде давления. Основные свойства - гранулометрический состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность, сжимаемость пор породы при изменении давления. Наиболее распространенные коллекторы нефти и газа - терригенные и карбонатные породы. Терригенные породы - коллекторы представленные в основном песчаниками и алевролитами. Основные их показатели - гранулометрический состав, форма и характер поверхности минеральных зерен. Состав терригенных пород-коллекторов характеризует количественное содержание в них частиц различной величины. Количественное соотношение фракций частиц в породе определяет ее пористость, проницаемость, плотность. По размеру частиц породы разделяются на три группы (мм):

пески или пеллиты             1 - 0,1;

алевриты                            0,1 - 0,01;

пеллиты                              < 0,01.

Пустотность (пористость). Пустотное пространство пород определяется размерами, конфигурацией, укладкой частиц, слагающих породу и образующих поры, наличием в порах цементирующих веществ, а также трещин и каверн. В зависимости от размера различают поры:

• сверхкапиллярные - диаметр более 0,508 мм, жидкость в них активная и может свободно перемещаться;

• капиллярные - диаметр 0,508 - 0,0002 мм, в них также происходит движение жидкости и газов;

• субкапиллярные - диаметр менее 0,0002 мм действие молекулярных сил в них настолько велико, что жидкость при перепадах давления не может перемещаться.

Под пористостью понимают пустотность породы - коллектора, представленную межзерновыми порами. Количественно пористость выражается коэффициентом пористости в (%) или долях единицы. По приблизительной оценке пористость пород подразделяется:

пренебрежительно малую                    0 - 5%;

плохую                                                  5 - 10%;

удовлетворительную                            5 - 10%;

хорошую                                               10 - 15%;

очень хорошую                                    20 - 25%.

Коэффициентом полной пористости ( ) называют отношение объема всех пор образца породы ( ) к видимому объему этого образца ( ):

                                                  (1.0)

Коэффициент полной пористости можно определить, зная плотность скелета породы и выразив объемы через соотношение массы и плотности:

                       (1.1)

где:  - объем скелета породы;

 - плотности соответственно породы и скелета.

Коэффициент открытой пористости определяется отношением суммарного объема открытых сообщающихся пор ( ) к объему образцов породы ( ):

                                              (1.2)

Эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности, т. е. характеризует полезную емкость пород для нефти и газа и отражает газонасыщенность:

                                                (1.3)

где:  - эффективный объем пор.

Для характеристики двух или трехфазных систем применяется понятие динамического коэффициента пористости:

                                               (1.4)

где:  - объем движущейся в породе жидкости.

Динамическая пористость всегда ниже эффективной, поскольку в эффективный объем пор включается объем неподвижных жидкостей и газов, удерживающихся поверхностно-молекулярными силами. Таким образом: . При глушении скважин или выполнении других работ, мы руководствуемся значениями динамических коэффициентов пористости.

Кавернозность - наличие в горной породе пустот неправильной или округлой формы размером более 1мм. Она характеризуется коэффициентом кавернозности , равным:

                                               (1.5)

где:  - объем каверн,

 - объем образца.

                 (1.6)

При наличии в породе и пор и каверн:

                                         (1.7)

где:  - объем скелета с порами.

Проницаемость пород - способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления.

Абсолютной называется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Обычно абсолютная проницаемость измеряется по воздуху (азоту) или по газу, чтобы избежать влияния жидкостей на структуру порового пространства.

В природных условиях поры, как правило, насыщены двумя или тремя компонентами (фазами) одновременно: нефть-газ; вода-газ или вода-нефть. Фазовой или эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной, называется относительной проницаемостью. Абсолютную и фазовую проницаемость кернов горных пород определяют по закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкостей и газов в пористой среде при плоскопараллельном потоке пропорциональна их динамической вязкости:

                                                                      (1.8)

где: V - скорость линейной фильтрации;

Q - объемный расход жидкости через породу, м³ /с;

F - площадь фильтрации (сечения образца), м²;

k - коэффициент пропорциональности, который принято называть коэффициентом проницаемости породы;

- динамическая вязкость фильтрующейся фазы. Па × с;

P ₁, P ₂ - соответственно давление на входе и выходе из образца Н / м²

L - длина образца, м.

То есть проницаемостью в 1 м² обладает пористая среда, при фильтрации через образец площадью поперечного сечения 1 м² при перепаде давления 1 Па на 1 м длины расход жидкости вязкостью 1 Па × с составляет 1 м³ /с.

Проницаемость пород высока, если она измеряется единицами квадратных микрометров.

Пласты многих газовых и нефтяных месторождений измеряются в широких пределах от десятков до нескольких сот квадратных микрометров.

Характерные особенности коллекторов нефти и газа - высокая степень изменчивости всех их свойств, как по площади залегания пород, так и по вертикали по законам величин.

Мы поможем в написании ваших работ!