2020-04-07
808
Типы пород-коллекторов нефти и газа, их характеристика.
1.Дать определение - что такое порода-коллектор. Типы пород-коллекторов нефти и газа, их характеристика.
2.Пористость (пустотность) горных пород. Виды пористости, коэффициенты пористости.
3. Характерные поперечные размеры капиллярных каналов и других пустот. Реальные значения коэффициентов пористости пород разрабатываемых залежей (месторождений).
4. Проницаемость горных пород. Виды проницаемости. Закон Дарси (определение, формулы). Единицы измерения коэффициента абсолютной проницаемости. Реальные значения коэффициента абсолютной проницаемости пород разрабатываемых залежей (месторождений).
4.Удельная поверхность горных пород (определение, формулы). Формулы для расчета величины удельной поверхности.
5. Гранулометрический состав горных пород. Ситовой анализ гранулометрического состава. Седиментационный анализ гранулометрического состава. Закон Стокса (формула). Условия применимости закона Стокса для определения гранулометрического состава горных пород. Степень (коэффициент) неоднородности зерен породы.
|
|
|
Коллекторами нефти и газа являются горные породы, обладающие способностью вмещать эти флюиды и отдавать их при разработке.
Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трѐх типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения.
К гранулярному 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 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.
Анализ показывает, что около 60 % запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39 % – к карбонатным отложениям, 1 % – к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа.
В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.
|
|
|
Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой.
Под горной породой понимается естественный твердый минеральный агрегат определенного состава и строения, образующий в земной коре тела различной формы и размера.
Горные породы делятся на три группы: осадочные, изверженные (магматические) и метаморфические.
Осадочные породы возникают в результате преобразования в термических условиях поверхностной части земной коры осадков, представляющих собой выпавшие механическим или химическим путем продукты разрушения более древних пород, изверженных вулканов, жизнедеятельности организмов и растений.
Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ѐмкостными свойствами (ФЕС).
Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пласт в характеризуются следующими основными показателями:
гранулометрическим составом пород;
пористостью;
проницаемостью;
насыщенностью пород водой, нефтью и газом;
удельной поверхностью;
капиллярными свойствами;
механическими свойствами.
Пористость
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:
1. Поры между зѐрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения – это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.
2. Поры ра творения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод, за счѐт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами образуются поры, например выщелачивания, вплоть до образование карста.
3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объема породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3·МgСО3). При доломитизации идѐт сокращение объѐмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объема пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – Al2O3·2SiO2·H2O.
4. Пустоты и трещины, образованные за счѐт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации.
5. Пустоты и трещины, образованные за счѐт тектонических процессов, напряжений в земной коре.
Виды пор (2) - (5) – это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.
Объѐм пор зависит от:
формы зѐрен и размера зѐрен;
сортировки зѐрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);
укладки зѐрен (например, при кубической укладке пористость составляет 47,6%, при ромбической укладке – 25,96% (рис. 1);
однородности и окатанности зѐрен;
- вида цемента (рис. 2).
Рис.2 Виды цемента
| а. Базальный вид цемента (изверженный) Кп = 3-7 % | б. Поровый вид цемента Кп = 7-12 % |
|
|
|
| Рис. 1. Различная укладка сферических зѐрен одного размера, составляющих пористый материал: а – менее плотная кубическая укладка, б – более компактная ромбическая укладка |
| в. Плѐночный вид цемента Кп = 12-16 % | г. Соприкасающийся вид цементации Кп = 16-26 % |
Виды пористости
Общая (полная,абсолютная)пористость–суммарный объѐм всех пор(Vп р),открытых и закрытых.
Пористость открытая эквивалентна объѐму сообщающихся (Vсообщ) м жду собой пор и измеряется она в м3, см3.
На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (К п),выраженный в долях или в процентах.
Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (К п) зависит от объема всех
пор:
| K п | V пор | 100% . | |
| V образца | |||
Коэффициент открытой пористости (К по) зависит от объѐма сообщающихся между собой пор:
| K о | V сообщ. пор | 100% . | |
| п | V образца | ||
Коэффициент эффективной пористости (К пэф) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и за исит от объѐма пор (Vпор фильтр), через которые идѐт фильтрация.
| K | эф | V пор фильтр. | 100% | |
| п | V образца | |||
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:
К п> К по> К пэф.
Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15-25%.
Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:
субкапиллярные – размер пор < 0,0002 мм, практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);
|
|
|
капиллярные – размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;
сверхкапиллярные – 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 илами (силами притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движ ния не происходит.
Породы, поры которых представлены в основном субкапилля ными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).
Таблица 1
Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород
| Горная порода | Пористость | |||||
| , % | ||||||
|
| ||||||
| Глинистые сланцы | 0,54-1,4 | |||||
|
|
| |||||
| Глины | 6,0-50,0 | |||||
|
|
| |||||
| Пески | 6,0-52 | |||||
|
|
| |||||
| Песчаники | 3,5-29,0 | |||||
|
| ||||||
| Известняки | до 33 | |||||
|
| ||||||
| Доломиты | до 39 | |||||
|
|
| |||||
| Известняки и доломиты, как покрышки | 0,65-2,5 | |||||
Общая и открытая пористость зависит от:
глубины залегания и, как правило, падает с увеличением глубины залегания
(рис. 3);
от плотности пород;
количества цемента и др.
7
Рис. 3. Влияние естественного уплотнения пород на их пористость:
Песчаники, 2. глины
Пористость пород продуктивных пластов определяют либо в лабораторных условиях по керновому материалу, либо по материалам ГИС.
Проницаемость
Проницаемость –это фильтрующий параметр горной породы,характеризующийеѐ способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.
Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически неп оницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).
Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рис. 4).
Рис. 4. Пример массивной пакетной упаковки глин –
фильтрация происходит через каналы между пакетами
Рис. 5. Пример упорядоченной пакетной упаковки глин –
фильтрация практически не происходит
В плохо проницаемым породам относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой (рис. 5), глинистые сланцы, мергели, песчаники с обильной глинистой цементацией. Для существующих типов каналов (субкапиллярные, капиллярные,
трещины) фильтрация идет, в основном, через капилляры, каналы и трещины.
В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2; в системе СГС в м2; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) в Д (дарси).
1 дарси = 1,02 10-8 см2 = 1,02 · 10-12 м2 = 1,02 мкм2 ≈ 1 мкм2.
Проницаемостью в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па. Расход жидкости вязкостью 1 Па с составляет 1 м3/сек.
Пористая среда имеет проницаемость 1 дарси, если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см2 и перепаде давления 1 атм, расход жидкости на 1 см длины породы составляет 1 см3/сек.
Физический смысл размерности проницаемости –это величина площадисечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация.
Виды проницаемости
Проницаемость абсолютная (физическая) –это проницаемость пористой средыдля газа или однородной жидкости при выполнении следующих условий:
1. Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим г зом или жидкостью.
2. 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 кабсолютной.
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 –ещѐ один важный параметр продуктивных пластов,тесносвязанный с фазовой проницаемостью. Различают водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).
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 остаѐтся связанная вода.
Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы водой, нефтью и газом.
Водонасыщенность SВ–отношение объѐма открытых пор,заполненных водой,кобщему объѐму пор горной породы. Аналог чно определение нефте- и газонасыщенности:
| SB | VB | 100%; SH | VH | 100%; SГ | VГ | 100%. (1.5) | |
| Vпор | Vпор | Vпор | |||||
Обычно для нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: SВ = 6-35% (пласт считается созревшим для разработки, если остаточная
водонасыщенность среднем (SВ) < 25%; нефтенасыщенность: SН = 65-94%, в зависимости от "соз евания" пласта.
Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (Sнасыщ = 1) или 100 %. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:
SН + SВ = 1.
Для газонефтяных месторождений:
SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 – (SB + SH).
Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.
Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. На рисунке 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 объѐмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трѐхфазное движение.
