Коллекторские свойства горных пород
Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Коллекторские свойства горных пород





Горные породы, содержащие нефть, газ и воду и способные отдавать их при разработке, называются коллекторами. Коллекторские свойства нефтеносных пластов зависят от разме­ра и формы зерен, слагающих породу, степени отсортированно-сти обломочного материала, характера и степени цементации осадков, а карбонатных пород — от пористости и трещинова-

тости.

Породы-коллекторы характеризуются пористостью, про­ницаемостью итрещиноватостью.

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

Для характеристики численного значения пористости породы пользуются коэффициентом пористости — отношением объема пор образца породы к видимому объему этого образца:

m = Vn/V0, (1.5)

где m — коэффициент пористости; Уп — объем пор образца по­роды; Уо — видимый объем образца породы.

Коэффициент пористости выражают в долях единицы или в

процентах.

На Коллекторские 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. Однако часть пор не связаны друг с другом.

Различают общую, открытую и эффективную пористость.

 


 

1. Общая (абсолютная, физическая, или полная) пори­
стость (т. е. объем всех пустот) характеризуется разностью
между объемом образца и объемом составляющих его зерен.

2. Открытая пористость, или пористость насыщения,
характеризуется объемом тех пустот, в которые может проник­
нуть жидкость (газ) при перепадах давлений, наблюдающихся
в естественных пластах.

Таким образом, полная пористость характеризуется объемом всех пустот (как связанных между собой, так и изолированных), а открытая пористость — лишь объемом свободных, связанных (неизолированных) между собой пор, по которым могут передви­гаться жидкости и газа. В связи с этим различают коэффи­циенты полной пористости и открытой пори­стости.



Эффективная пористость — учитывает лишь объем открытых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом содержания связанной воды в порах.

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 оказывается невозможной. Все за­висит от размеров пор и поровых каналов, а также от свойств жидкостей и газов в пластовых условиях.

Породы нефтяных и газовых залежей имеют капилляр-н ые каналы, средний размер которых составляет 0,0002— 0,5 мм. При движении жидкости в этих каналах проявляются силы, возникающие на поверхности пород — капиллярные силы (силы прилипания и сцепления), которые препятствуют движе­нию жидкостей и газов в капиллярных каналах. Поэтому филь­трация в них возможна под действием дополнительных сил, дос­таточных для преодоления капиллярных.

В непроницаемых перекрытиях нефтяных и газовых залежей, обычно состоящих из глинистых пород, имеются субкапил­лярные каналы (диаметром менее 0,0002 мм), в которых фильтрация не происходит.

Обычно фильтрация жидкостей и газов в нефтяных залежах подчиняется линейному закону Дарси (по имени французского инженера, открывшего его), согласно которому скорость жид­кости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна ее вязкости:

(1.6)


где v — скорость линейной фильтрации; Qm — объемный расход жидкости через породу за секунду; F — площадь фильтрации; k — коэффициент пропорциональности, называемый коэффи­циентом проницаемости пород ы; m — динамическая вязкость жидкости; Ар — перепад давления; L — длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости. Из уравнения (1.6) имеем

Эту формулу применяют для определения в лабораторных условиях проницаемости пород по жидкости.

Величины, входящие в формулу (1.7), имеют размерности: [L] = M; [F]=M2; [Q]=M3/c; [р]=Па; [m]=Па-с.

При Q = l м3/с; ц=1 Па-с, L = l м, F=l м2, Ар = 1 Па, полу­чим коэффициент проницаемости k = \ м2. Действительно, под­ставив единицы измерения соответствующих величин в формулу (1.7), будем иметь

(1.8)

Таким образом, за единицу проницаемости принимается про­ницаемость такой пористой среды, при фильтрации через обра­зец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давле­ния 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м3/с.

Физический смысл проницаемости k заключается в том, что она как бы характеризует размер сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

Единица проницаемости 1 м2 велика и неудобна для практи­ческих расчетов. Поэтому в промысловой практике для ее оцен­ки используют мкм2 (квадратный микрометр), в 1012 раз мень­ший, чем в 1 м2: 1 мкм2.

При эксплуатации нефтегазовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для ха­рактеристики проницаемости нефтесодержащих пород разли­чают проницаемость абсолютную, эффективную и от­носительную.

Абсолютная (общая, или физическая) проницаемость — проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).

Эффективная (фазовая) — проницаемость породы для одной из жидкостей или газа при одновременной фильтра­ции различных жидкостей и газа.

Относительная — проницаемость пористой среды, ха­рактеризующаяся отношением фазовой проницаемости этой сре­ды к абсолютной.

К проницаемым породам относят пески, песчаники,, известняки, к непроницаемым или плохо проницаемым породам— глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией

 


и т. Д. Эти породы в нефтяных залежах выполняют роль плот­ных перекрытий.

Эффективная и относительная проницаемости в процессе раз­работки нефтяных залежей непрерывно меняются. В начале разработки, когда по поровым каналам перемещается только нефть, эффективная проницаемость наибольшая и приближает­ся к абсолютной. В дальнейшем, по мере падения пластового давления и выделения газа из нефти в виде пузырьков, эффек­тивная проницаемость для нефти уменьшается.

Одно из важных свойств горных пород — трещинова-тость, которая обусловливается густотой развития в них тре­щин. Трещиноватость пород зависит от их минерального соста­ва, степени уплотнения, толщины пласта и т. д. Трещинная про­ницаемость горных пород обусловливается системой развития в них трещин и в общем случае пропорциональна их густоте.









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


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