Лекция 25 Тема: коллективные свойства горных пород. План: 1. коллективные горные породы, фильтрационные свойства. 1. коллективные породы, их фильтрационные свойства Подавляющее число месторождений нефти и газа ограничено тремя типами коллективных пород: зернистыми, структурными и смешанными структурными. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-шламовыми породами, поры которых состоят из внутрипластовых пещер. Для некоторых известняковых и доломитовых коллекторов также характерно подобное строение поровых пространств. В чисто структурных коллекторах (в основном состоящих из карбонатных пород) поровые пространства образованы системой трещин. В этом случае сектор коллектора между трещинами представляет собой не трещиноватую плотную низкопроницаемую породу, и ее пространства фактически не участвуют в процессе фильтрации. Однако на самом деле чаще встречаются смешанные коллекторы, ресурсные зоны которых включают как трещинные, так и блоковые ресурсные системы, как каверны, так и карты. Анализ показывает, что около 60 % мировых запасов нефти приходится на песчаные формации и песчаники, 39 % — на углеродистые отложения и 1 % — на дистиллированные преобразованные и взорванные породы. Таким образом, осадочные породы являются основными коллекторами нефти и газа. Из-за разнообразия осадочных формаций коллекторские характеристики различных месторождений сильно различаются. Осадочные породы характеризуются как основные коллекторы нефти и газа.
Породы — коллекторы и их характеристики
Породы-коллекторы, независимо от их геологических свойств, представляют собой геологические тела различной формы, состава и происхождения, которые при возникновении перепадов давления могут содержать воду или различное количество нефти и газа. В результате возникают перепады давления [42]. Это свойство пласта зависит от наличия пористости и проницаемости. Первая характеристика определяет объем пласта, который может быть заполнен жидкостью. Наличие коммуникационного пространства обеспечивает проницаемость, т.е. разницу давлений, возникающую как в естественных условиях, так и при разработке и эксплуатации осадочных пород или при других физических процессах, таких как: сейсмическое, гравитационное, техногенное, приливное, приливно-отливное, горное и гидродинамическое давления.
Помимо пористости и проницаемости, породы-коллекторы обычно характеризуются следующими параметрами: вода, остаточная водонасыщенность и притяжение, понос, внутренняя специальная поверхность пор и трещин, пластичность, плотность, капиллярное значение (SEC), акустические свойства и содержание органического вещества (ОВ) и битума. Капиллярное давление pккак и пористость и проницаемость, определяет состояние породы в пласте и входит в комплекс анализа кернового материала. Методы определения содержания ОВ и битумоидов рассматриваются в других курсах и не могут быть рассмотрены далее. Пористость и проницаемость — основные параметры, характеризующие качество породы-коллектора. Они характеризуются одноименным коэффициентом. Коэффициент пористости — это отношение объема ресурса к объему образца доли единицы или ее объемной доли: V k k kп= , (2-it)*o где vn— объем ресурса- uо— объем образца. Выделяют следующие виды пористости: общая (абсолютная, естественная или суммарная) пористость. Она определяется разностью между объемом пробы и объемом гранул, составляющих пробу, т.е. пористостью, включающей несвязанные и не связанные между собой ресурсы.Хмель.— Общий объем ресурсов — pРесурс.Пористость» — это количество целой породы, содержащей поры. Определение общей пористости связано с обязательным разбиением образца породы на составляющие его гранулы [61]. Открытая пористость насыщения или пористость. Она включает все коммуникационные ресурсы и щели, которые проницаемы для определенной жидкости или газа при соответствующем давлении или зазоре. Поры, которые не проницаемы для данной жидкости при данном давлении насыщения, не включаются. Парафин обычно принимается за насыщенную жидкость, он не вызывает набухания глинистых частиц и насыщение происходит при остаточном давлении 3-10 мм рт. ст. Можно использовать воду, бутиловый и изоамиловый спирт. Открыть AS.Коэффициент.типа «= 4t 100% ‘(2-3)o где расчет — масса образца, насыщенного жидкостью на воздухе, г- р — масса сухого образца, г- р2 ~масса образца, насыщенного жидкостью в полном желудке, г- р — масса образца, насыщенного жидкостью в полном желудке, г- р При определении коэффициента открытого мешка можно рассчитать насыпную плотность образца вида y = p ‘g *, (2. 4)u’ p-p 2 Где.п— объемная плотность породы, г/см 3, p — масса сухой пробы, г, yж— рабочая плотность жидкости, г/см 3; p2— вес образца, насыщенного жидкостью в насыщенной жидкости, г — ру — вес образца, насыщенного жидкостью в воздухе, г,
Проницаемость пород в нефтяных и газовых коллекторах колеблется от нескольких MD до 2-3D и редко бывает большой [6].
В то время как пористость и насыщенность определяют запасы нефти в отложениях, проницаемость влияет на емкость пористой среды и скорость фильтрации Q/A, т.е. на производительность бурения. Применительно к традиционным месторождениям нефти и газа. Это справедливо не только для взаимодействующих (химически активных) газов в пластовых формациях, включая карбонатные и углеводородные отложения, но и для сланцевых и матричных пород нефти и природного газа.
Поэтому при изучении проницаемости нефтяных резервуаров и газов определяющими являются не только проницаемость, характеризующая свойства пород, но и природно-химические свойства жидкостей и газов, а также условия их движения [38, 39]. В связи с этим вводятся понятия абсолютной, реалистичной и относительной проницаемости.
Предельная проницаемость горной породы используется для общей характеристики природных свойств породы, которые могут быть выявлены в присутствии однофазной жидкости. Обычно она используется для оценки проницаемости жидкости при ее движении в пористой среде, так как известно, что на проницаемость влияют природные и химические свойства жидкости. Движение газа обязательно должно происходить по методу линейной инфильтрации [60].
Относительная проницаемость пористой среды — это средняя фактическая проницаемость конкретной фазы (жидкости или газа) по отношению к ее абсолютной проницаемости.
Относительная проницаемость (К, % или доля) нефти (К) и воды (К) (аналогично газу) оценивается следующим образом
Плата.и = (к№/»)? 100 % — К = (KJK); 100 % (2. 10)
Где kии kв— это фазовые проницаемости нефти и воды, а k — предельная проницаемость породы.
Величина относительной проницаемости выражается числом без размерности, так как зависит от объемного соотношения соответствующего компонента фильтруемой смеси. Оно всегда меньше единицы или 100 %.
Эффективная проницаемость — это проницаемость определенной фазы породы в данной фазе другой жидкости в поре, т.е. в присутствии остаточной водонасыщенности или нефти.
Фазовая проницаемость — это проницаемость породы для определенного газа или жидкости при наличии или движении многофазной системы в поре. Ее значение зависит не только от физических свойств породы, но и от насыщенности поры жидкостью или газом, их природных и химических свойств.
Фазовая и относительная проницаемость постоянно изменяются в процессе использования отложений [38, 60].
Современные технологии позволяют измерять проницаемость по всей длине (профилю) полноразмерного керна.
Профильная проницаемость — это точечная эксплицитная мера проницаемости по профилю полноразмерного керна. Необходимость получения профилей газопроницаемости обусловлена высокой неоднородностью проницаемости по керну всех литологических типов пород, особенно карбонатных. Измерение профилей проницаемости позволяет решить важные геологические и методические задачи. Определение точек отбора проб для лабораторных исследований пористости и проницаемости, планирование трещинных пространств пластов, расчет интегральных профилей коллекторов, водоносных горизонтов и т.д.
Поскольку пористость и проницаемость пород в основном зависят от литологического состава и условий залегания пласта, далее мы рассмотрим породы-коллекторы нефти и газа и их основные классификации по основным литологическим группам.