Коллекторные свойства горных пород
Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Коллекторные свойства горных пород





Горные породы, содержащие нефть, газ и воду и способные отдавать их при разработке, называются коллекторами.

Коллекторные свойства нефтеносных пластов зависят от размера и формы зерен, слагающих породу, степени отсортированности обломочного материала, характера и степени цементации осадков, а карбонатных пород – от пористости и трещинноватости.

Породы-коллекторы характеризуются:

- пористостью;

- проницаемостью;

- трещинноватостью.

Пористость горной породы характеризуется наличием в ней пустот (пор), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов, находящихся в недрах Земли.

На коллекторные свойства пород большое влияние оказывают формы пор и их размер. Обычно поры в породе не имеют связи между собой и образуют каналы, по которым может происходить движение жидкостей и газов. Часть пор не связаны друг с другом.

Различают общую, открытую, эффективную и динамическую пористость.

Общая (полная, абсолютная или физическая) пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнуты), так и открытые, сообщающиеся друг с другом.

Открытая пористость(пористость насыщения)образуется сообщающимися порами. Характеризуется объемом тех пустот, в которые может проникнуть жидкость (газ) при перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пластах.

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 -25 %.

Эффективная пористость учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью.

Динамическая пористостьучитывает тот объем нефти, который будет перемещаться в процессе разработки залежи.



Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью определяется объем связанных между собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая пористость.

Промышленную ценность нефтяного месторождения можно определить по проницаемости его пород – способности проникновения жидкости или газов через породу.

Движение жидкостей или газов через пористую среду называется фильтрацией.

В природе все горные породы проницаемые. Это означает, что при соответствующем давлении можно обеспечить фильтрацию. Однако при обычных перепадах давления в нефтяных залежах в процессе их разработки (эксплуатации) многие горные породы оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов, т.е. фильтрация становится невозможной. Все зависит от размеров пор и поровых каналов, а также от свойств жидкостей и газов в пластовых условиях.

Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.

В начале процесса разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. имеет место однофазовая фильтрация. В дальнейшем можно наблюдать совместное течение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды, а фильтрация будет двух- или трехфазовой.

За единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па с составляет 1 м3/с. Размерность единиц 1 м2. Физический смысл размерности kпр (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

На практике, учитывая небольшие значения проницаемости в м2, используют размерность мкм2 или 10-3 мкм2, для большинства нефтяных месторождений коэффициент проницаемости колеблется в пределах 0,1 ÷ 2 мкм2, т.е. 10-13 ÷ 2.10-12 м2, газ добывают из продуктивных пластов с проницаемостью 5.10-15м2.

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Под абсолютной проницаемостьюпонимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости kпр.

Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.

Эффективной (фазовая)называется проницаемость kпр.эф. пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы нефть, газ, вода, эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т.е. через пористую породу движется только чистая вода.

Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин:

1) от размера поперечного сечения пор (трубок). Последний же зависит от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации. Следовательно, проницаемость горных пород также обусловлена этими четырьмя факторами.

Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а следовательно, меньше и ее проницаемость.

Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относится к категории хорошо проницаемых.

В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исключительно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически являются непроницаемыми или мало проницаемыми;

2) от формы пор. Чем сложнее их конфигурация, тем больше площадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и, следовательно, тем меньше проницаемость такой породы;

3) от характера сообщения между порами. Если отдельные поры сообщаются друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается;

4) от трещиноватости породы. По трещинам, в особенности когда они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жидкости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению проницаемости такой породы, так как по ним возможно движение жидкости или газа;

5) от минералогического состава пород. Известно, что одна и та же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особенное значение это обстоятельство имеет в тех случаях, когда порода обладает капиллярными и субкапиллярными порами. В субкапиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.

Одно из важных свойств горных пород – трещинноватость, которая обуславливается густотой развития в них трещин.

Трещинноватость пород зависит от их минерального состава, степени уплотнения, толщины пласта и т.д. Трещинная проницаемость горных пород обуславливается системой развития в них трещин и в общем случае пропорциональна их густоте.

Нефть и ее свойства

Нефть и нефтяной газ – это сложная смесь углеводородов (соединений углерода с водородом).

В зависимости от характера сцепления атомов углерода и водорода и их числа в молекуле одни углеводо­роды при нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0°С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие - в жидком (нефть) и, наконец, имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).

В среднем в нефти содержится 82—87% углерода (С), 11 - 14% водорода (Н) и 0,4-1% примесей - соединений, содержа­щих кислород, азот и серу, асфальтовые и смолистые вещества.

Товарные качества нефтей определяют в лабораторных усло­виях путем ее разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в состав нефти, имеет определенную температуру кипения. При подогреве нефть начинает кипеть, и при этом выкипают и испаряются в первую очередь легкие угле­водороды, имеющие наиболее низкую температуру кипения. При дальнейшем нагревании начинают испаряться более тяжелые.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти проводят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350 °С. Па­ры нефти, подогретой до определенной температуры, собирают и охлаждают, затем они снова превращаются в жидкость, ха­рактеризующую группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, при подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряют­ся самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосиновые, соляровые и т. д.

Считают, что фракции нефти, кипящие в интервале 40 - 200 °С, бензиновые, 150 - 300 °С - керосиновые, 300-400 °С - соляровые, при 400 °С и выше - масляные..

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:

- малосмолистые - содержание смол не более 18%;

- смолистые - содержание смол от 18 до 35%;

- высокосмо­листые - содержание смол более 35%.

По содержанию парафина нефти делятся на:

- беспарафинистые - содержание парафина до 1%;

- слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%;

- парафинистые - содержание парафина более 2%.

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

По содержанию серы нефти подразделяют на:

- малосернистые - содержание серы до 0,5%;

- сернистые - содержание серы от 0,5 до 2,0%;

- высокосернистые - содержание серы более 2,0%.

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их ка­чество, вызывает осложнения при добыче, перекачке и перера­ботке нефти вследствие усиленной коррозии металлического обо­рудования.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Как известно, плотность харак­теризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблет­ся от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, так как обыч­но в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти, - вязкость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

Различают динамическую и кинематическую вязкости.

За единицу динамической вязкости принима­ют вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1 Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоям и, движу­щимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1 м/с. Размерность динамической вязкости:

[μ] = Па*с (паскаль-секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па*с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей - мПа*с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1 мПа*с.

Вязкость нефтей, добываемых в РФ, в зависимости от их характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа*с. Встречаются нефти с вязкостью 100 и даже 200 мПа*с (0,1-0,2 Па*с) и более.

Кинематическая вязкость — отношение динамической вязкости к плотности, измеряют ее в м2/с.

Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов поль­зуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вяз­кости воды при определенной температуре. Измерения проводят обычно путем сравнения времени истечения из отверстия виско­зиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и во­ды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °ВУt, где индекс t указывает температуру измерения.

За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение вре­мени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20°С. С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного в нефти газа вязкость нефти также значительно уменьшается.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличе­ние температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного га­за. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда мень­ше, чем вязкость на поверхности.

Нефтяные газы и их свойства

Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами. Они представляют собой смесь углеводородов - метана, пропана, бутана, пентана и др. Самый легкий из всех углеводородов - метан; в газах, добы­ваемых из нефтяных и газовых месторождений, метана содер­жится от 40 до 95%.

Одной из основных характеристик углеводородных газов яв­ляется относительная плотность, под которой пони­мают отношение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плот­ность нефтяных газов колеблется от 0,554 для метана до 2,49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких угле­водородов - метана СН4 и этана СгН6 (относительная плот­ность - 1,038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ними по относительной плотности пропан - СзН8 (1,522) и бутан - С4Н10 (2,006) также относятся к газам, но легко пере­ходят в жидкость даже при небольших давлениях.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются па сухие и жирные.

Сухим газом назы­вают природный газ, который не содержит тяжелых углеводоро­дов или содержит их в незначительных количествах.

Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в та­ких количествах, когда из него целесообразно получать сжижен­ные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана.

В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в не­значительных количествах углекислый газ, сероводород и др.

Состояние газа характеризуется давлением р, температурой Т и объемом V. Соотношения между этими параметрами опре­деляются законами газового состояния идеального газа. Однако при одних и тех же условиях состояние реальных газов (в том числе и природного, нефтяного) значительно отклоняется от со­стояния идеальных газов. Согласно кинетической теории газов, идеальным считается газ, молекулы которого не взаимодей­ствуют друг с другом, в то время как в действительности моле­кулы реальных газов взаимодействуют между собой под влия­нием сил притяжения. С повышением давления молекулы газа сближаются и внешние силы, сжимающие газ, увеличивают силы притяжения между молекулами. В результате при одних и тех же условиях реальные газы сжимаются сильнее, чем это следует согласно законам для идеальных газов. Когда реальный газ сжат до больших давлений, межмолекулярные расстояния сокра­щаются настолько, что отталкивающие силы начинают оказывать большие сопротивления дальнейшему уменьшению объема. При этом реальный газ сжимается в меньшей степени, чем идеальный. Эти отклонения свойств реальных и идеальных га­зов настолько значительны, что на практике ими пренебрегать нельзя.

Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеаль­ных характеризуется коэффициентом сжимаемости — отношением объема реального газа к объему идеального газа в одних и тех же условиях.

Важной характеристикой природного газа является раство­римость его в нефти.

По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо про­порциональна давлению газа.

Коэффициент раство­римости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэф­фициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0,4- 10~5 до 1 • 10~5 Па-1.

Со снижением давления до определенного значения начи­нает выделяться растворенный в нефти газ.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться пер­вые пузырьки растворенного газа, называют давлением на­сыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температу­ры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при на­личии газовой шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему.

Если при постоянной температуре повышать давление како­го-либо газа, то после достижения определенного значения давления, этот газ сконденсируется, т.е перейдет в жидкость. для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Т.о. критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура. Так, например, критическое давление для метана ~ 4,7 МПа, а критическая температура минус 82,50С.

Газоконденсат

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей являетсяконденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называетсягазоконденсатным фактором, это количество газа (м3), из которого добывается 1м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для месторождений от 1500 до 25000 м33.

Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов.Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200°С. Молекулярная масса 90-160. Плотность конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150см33), средним (150-300 см33), высоким (300-600 см33) и очень высоким (более 600 см33).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, какдавление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных углеводородов в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследования газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:

- состав пластового газа и содержание в нем конденсата; давление начала конденсации УВ в пласте и давление максимальной конденсации;

- фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;

- количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температуре;

- возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;

- фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.

Газогидраты

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи (слабой связи). Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа - плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26-1,32 см3/г (плотность льда 1,09 см3/г).

Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой. Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.

Газогидратные залежи это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подошвенной водой, газовой залежью или непроницаемыми пластами.

Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами каротажа.

В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа в залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин.

Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем:

- закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата;

- повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата;

- снижения давления ниже давления разложения гидрата;

- термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные залежи.

При вскрытии и разработке газогидратных залежей необходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно:

- резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние;

- постоянство пластового давления, соответствующего определенной изотерме разработки газогидратной залежи;

- высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.