Коллекторские свойства карбонатных (трещиноватых пород)

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 6Следующая ⇒

Трещиноватость пород в той или иной степени характерна для коллекторов всех типов. Но большей частью залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами приурочены к карбонатным отложениям. Поровое их пространство состоит из межзернового объема блоков (матриц), на которые пласт разбит трещинами, и объемом самих трещин, микрокарстовых пустот и каверн. Часто поровое пространство трещиноватого коллектора рассматривается как система двух его видов - межзернового порового пространства блоков и систем трещин, вложенных одна в другую. Поэтому кроме рассмотренных выше коллекторских свойств пород блоков (матриц) трещиноватые породы характеризуются также параметрами, определяющими свойства трещинного пространства. К ним относятся трещинная пустотность и проницаемость, густота, плотность и раскрытость трещин. Степень трещиноватости горной породы характеризуется объемной (Т) и поверхностной (Р) плотностью трещин и их густотой (Г):

(1.9)

(1.10)

где: S - площадь половины поверхности всех стенок трещин, секущих объем V породы;

L - суммарная длина следов всех трещин, выходящих на поверхность площадью F;

- число трещин, секущих нормаль к поверхности трещин, в элементе длины этой нормали.

Трещинная пустотность (пористость), - отношение объема трещин к объему породы.

Пустотность

(1.11)

где b - раскрытость трещин (среднестатистическое расстояние между стенками трещин). Для одной i-й системы трещин справедливо соотношение: .

Зависимость проницаемости трещин от раскрытости (b) и трещинной пустотности описывается соотношением: , где b - раскрытость, - трещинная пустотность (пористость К_т - трещинная проницаемость, мкм²). Эта формула справедлива для тех случаев, когда плоскость трещин перпендикулярна к поверхности фильтрации. Опыт показывает, что трещинная пустотность редко превышает значение 0,01мм, раскрытость трещин колеблется в пределах 14-80мкм. При этом проницаемость трещин может достигать несколько десятков квадратных микрометров. Классификация трещиноватых пород:

Слабо трещиноватые Кт < 0.45;

Трещиноватые Кт - 0,45 ¸ 0,90;

Сильно трещиноватые Кт - 0,90 ¸ 1,80;

Раздробленные Кт > 1,80.

1.5.3. Физико-химические свойства природных нефтей и газов.
Свойства нефтей

Природная нефть - это смесь жидких углеводородов различного строения с примесями не углеводородных соединений.

В поверхностных условиях большинство нефтей представляет собой жидкости плотностью 0,77-0,98 г/см³ (чаще всего 0,82-0,92), самой различной вязкости, вплоть до вязкости пластичных тел. Различные нефти застывают при температуре от -60 до +83°С. Их молекулярная масса 22-300.

Химический элементный состав нефтей, характеризуется обязательным наличием пяти элементов: углерода, водорода, кислорода, серы, азота.

Содержание углерода колеблется в пределах 83-87%,

водорода- 12-14%.

Максимальное содержание остальных трех элементов может в сумме составлять до 5% (главным образом за счет серы).

По содержанию серы нефти подразделяют на высокосернистые (более 2%), сернистые (0,51- 2%), малосернистые (0,5%).

Большое значение имеет содержание твердого углеводорода парафина, который растворен в жидких углеводородах. Общее содержание твердого парафина в нефтях различно, чаще 10-15%. По содержанию парафина нефти подразделяются: высокопарафинистые (более 6% парафина), парафинистые (1,51-6,0%) и малопарафинистые (менее 1,5%).

Свойства нефтей в пластовых условиях весьма существенно отличаются от свойств на поверхности, вследствие большого содержания растворенного газа, а также влияния давления и температуры в недрах. Газосодержание в нефтях может достигнуть 300-500 м³ / м³ и более. Газосодержание 100-200 м³ / м³ - обычное для большинства нефтей.

Объемный коэффициент нефти (в) - отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости после дегазации. Известны нефти, объемный коэффициент которых превышает 3,5 - для пластовой воды 1,06.

Вязкость нефти зависит в основном от состава углеводородов нефти, температуры и количества растворенного газа. При большом газосодержании динамическая вязкость пластовой нефти может быть меньше вязкости воды ( при t = 20°C). Если , затрудняется извлечение нефти из пласта, в битуминозных породах может достигать
(10-15) Па × с, в этом случае извлечь нефть можно лишь при воздействии на пласт теплоносителями.

Плотность пластовой нефти. Известны пластовые плотности нефти всего 0,3- 0,4 г/см³, но чаще всего значение ее в пластовых условиях находятся в пределах 0,5-0,8 г/см³.

Коэффициент сжимаемости для большинства нефтей лежат в диапазоне
(10 ¸ 50) × 10^-4МПа^-1.

Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 109; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!