Влагоемкость и проницаемость

 

Поры горных пород в природных условиях в естественном залегании, как правило, заполнены водой вместе с растворенными в ней солями, нефтью или газом.

Влагоемкость горной породы - это ее способность принимать, вмещать и удерживать некоторое количество влаги. Она зависит от свойств породы и термобарических условий. Выделяют следующие разновидности влагоемкости: полная, гигроскопическая, максимальная адсорбционная, капиллярная, подвешенная, максимальная гигроскопическая.

Полная влагоемкость - это свойство породы удерживать максимально возможный объем V_в воды на определенный объем V_с сухой породы.

Гигроскопическая влагоемкость типична для иссушенных солнцем горных пород пустынь.

Капиллярная влагоемкость - свойство горной породы удерживать какой-то объем связанной и капиллярно-подпертой воды V_вк на определенный объем V_с сухой породы (капиллярно-подпертой называется вода в капиллярных порах, сообщающихся с уровнем грунтовых вод).

Высота капиллярной подзоны различна:

-у крупно- и среднезернистых песков минимальна - 0,3-0,6 м;

-у слабо сортированных пород с алевролитовой фракцией - порядка 1 м;

-у существенно глинистых пород достигает 2-3 м.

Поэтому, чем выше от зеркала грунтовых вод, тем выше расположена подзона подвешенной влагоемкости. Капиллярная влагоемкость типична для более тонких пор.

Максимальная гигроскопическая (адсорбционная) влагоемкость - это свойство горной породы поглощать и удерживать максимальный объем V_{в пр св} (или массу М_в.пр.св) прочносвязанной воды на определенный объем V_c (массу М_с) сухой породы. Проявляется при повышенной влажности воздуха.

 

Нефте- и газонасыщение пород

Насыщенность – один из самых важных параметров продуктивных нефте - газоносных пластов, в которых различают:

 

- водонасыщенность – Sв = Vв/Vnop×100%;

- газонасыщенность– Sг = Vг/Vпор×100%;

- нефтенасыщенность– Sн = Vн/Vnop×100%;

 

где Vnop – общее число пор, Vн – открытые поры занятые нефтью, Vг - занятые газом, Vв - занятые водой.

 

При этом, очевидны следующие соотношения:

 

V_Н + V_Г+ V_В= Vпор:

Sв+ Sг+ Sн = 100%

 

Коэффициенты нефте,-газо- и водонасыщения выражаются следующим образом:

 

k_Н = V_H/V_nop, k_Г = V_Г/V_пор, k_B = V_B/V_nop.

 

Для нефтегазоводонасыщенных пород очевидно:

 

k_Н +k_Г + k_B = 1

 

Для нефтенасыщенных пород, при k_Г = 0,

 

k_Н + k_B = 1

 

Для газонасыщенных при k_Н=0,

 

k_Г + k_B = 1

 

гидрофильность и гидрофобность Соотношение нефти, воды и газа в поровом пространстве нефтегазонасыщенных пород зависит от способности поверхности минерального скелета породы смачиваться (гидрофильности) или отталкивать от себя воду (гидрофобности). На рисунке 2.3 показано размещение воды и нефти в отдельно взятой поре.

В поре гидрофильного коллектора вода занимает весь ее объем, лишь в центральной части может оставаться небольшое количество нефти.

В поре гидрофобного коллектора, наоборот, между твердой фазой и водой, расположенной в ее центральной части, всегда остается тонкий слой нефти или битума.

В месторождениях углеводородного сырья в природе преимущественно распространены гидрофильные пласты - коллекторы, у которых вода смачивает твердую фазу. Лишь в редких случаях встречаются частично гидрофобные коллекторы.

 

 

Рис, 2.3 - Взаиморасположение воды и нефти (или воды и газа) в единичной поре гидрофильных (I) и гидрофобных (II) коллекторов при разной степени их насыщения.

Насыщение коллектора водой: а - полное; б - выше критического; в - критическое; г - ниже критическокого. 1 - вода; 2 - нефть

 

 

Предполагается, что в продуктивных пластах капилляры, каналы, трещины сначала были насыщены водой. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремились к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходила из трещин и каналов. Из капиллярных, особенно субкапиллярных, пор и микротрещин вода плохо вытесняется в силу действия капиллярных явлений. В порах маленького размера она прочно удерживается молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Таким образом, в пласте всегда находится остаточная вода (Sв ост), сохранившаяся со времени формирования залежи.

Количество остаточной воды связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа. Ее величина зависит и от содержания цементов в коллекторе и от содержания в этих цементах глинистых минералов: монтмориллонита, гидрослюд и др. Обычтно для нефтяных месторождений Sв ост изменяется в диапазоне от 5 до 35%, а Sн, соответственно, от 95 до 65%, От объёма остаточной воды в залежи зависит величина статической полезной ёмкости коллектора.

Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма, занятого остаточной водой:

Пст = Vсоб. пор. — Vпор. ост

В зависимости от перепадов давлений, существующих в пористых средах, свойств фильтрующихся жидкостей, свойств поверхности пород, соприкасающихся с пластовыми флюидами та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удсрживаемая жидкость в порах) не движутся в порах. Их величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора.

динамическая полезная ёмкость коллектора (П дин) характеризуется относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте.

На практике насыщенность пород определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.