Коллекторские свойства

ВВЕДЕНИЕ

В любой работе первым необходимым  условием для получения хорошего результата является понимание того, с чем мы работаем, то есть понимать объект работы. Наш объект работы –  породы-коллекторы. Процессы разработки и эксплуатации нефтяных, газовых  и газоконденсатных месторождений  тесно связаны с физическими  и химическими свойствами пород-коллекторов. Мы не можем оценить запас нефти  и газа, если не понимаем таких понятий  как пористости, нефтенасыщенности, газонасыщенности. Бурение, выбор способа  эксплуатации, выбор методов интенсификации добычи, выбор методов повышения  коэффициента извлечения нефти и  газа в какой-то степени зависит  от свойств горных пород-коллекторов  и их поведения при различных  воздействиях. Изучению пород-коллекторов  и процессов движения через них  жидких и газообразных флюидов также  придается большое значение в  связи с поисками и разведкой  нефтяных и газовых месторождений. Существуют многие науки, которые изучают  горные породы-коллекторы ( геохимия, петрография, физика пласта, геология нефти и  газа…). В данном реферате будем  рассматривать кратко некоторые  вопросы, связанные с классификацией пород-коллекторов, с характеристикой  и оценкой пористости, проницаемости  и насыщенности пустотного пространства жидкостью и газом, механические и тепловые свойства.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ  

 

Проницаемость – способность  пород пропускать флюиды. Она зависит  от размера и конфигурации пор, что  обусловлено размером зерен терригенных  пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и  типом цемента и др. Очень большое  значение для проницаемости имеют трещины. Традиционно проницаемость оценивали во внесистемных единицах Дарси (Д). А в системе СИ ей примерно соответствует единица 1··10^–12м². Такой проницаемостью обладает образец горной породы длиной L 1 м, площадью сечения в 1 м², пропускающий сквозь себя 1 м³/сек жидкости Q вязкостью 0,001 Па··с при перепаде давления на концах образца p 0,1013 МПа.

Различают абсолютную и относительную  проницаемость. Абсолютная проницаемость  описывает прохождение однородного  флюида, не реагирующего с вмещающей  горной породой, которая принимается  однородной. Абсолютная проницаемость  не меняется со временем. Эффективная  проницаемость описывает прохождение  конкретного флюида, например, смеси  нефти и воды, которые могут  реагировать с породой. Естественно, что определение ее в каждом конкретном случае необходимо. По величине проницаемости  горные породы разделяются на три  порядка в пределах 1·10–15 – 110–12 м²; последнее соответствует 1 Д. Примерно такой проницаемостью обладает обычная водопроводная труба, а проницаемость реальных горных пород в сотни и более раз меньше. Продуктивные коллектора имеют проницаемость 10^–14 – 10^{–13 м2}. Проницаемость обеспечивается сообщающимися порами между частицами, обломками или кристаллами. Поэтому если размер пор более 10 мкм., то проницаемость возрастает пропорционально пористости. Минимальный размер поры, в которой может перемещаться флюид, более 1 мкм. Если же пора меньше, то поверхностные силы ее стенок делают капиллярное натяжение непреодолимым для флюида. Поэтому, например, глины, обладая в сухом состоянии пористостью 30%, непроницаемы из–за ничтожных размеров своих каналов. В трещиноватых породах флюид перемещается по трещинам, достигающим иногда 100 мкм. В отличие от межгранулярной проницаемости в общем постоянной в пласте, трещинная проницаемость резко возрастает в узкой зоне вблизи разломов. Вскрытие скважиной таких узких линейных зон обещает гигантские притоки, но грозит аварийными выбросами, фонтанами и требует особого искусства.  

 

ПОРИСТОСТЬ 

 

Земные  недра в толще осадочных пород содержат  три фазы: твердую (минералы), жидкую (вода или нефть) и  газообразную. То, что занимают жидкая и газообразная фазы, является пористостью. То есть пористость – это объем порового пространства, который оценивается отношением объема пор к объему горной породы. Выраженная в процентах эта величина называется коэффициентом пористости. Пористость чистого стекла – 0%,  пористость гранита от 1 до 3 % , пористость песчаников 10–20 и не более 33 % , пористость хлеба 50–70%, пористость пуховой подушки до 85%, то же для пустой бутылки, считая за пору ее полезный объем. В нефтегазовой геологии обычно различают три вида пористости. Общая пористость характеризует все виды пор, в том числе и самые мелкие, поэтому общая пористость сухих глин, как правило, выше пористости песчаников.

Открытая пористость характеризует  сообщающиеся поры, которые могут  поглощать жидкость или газ; открытая пористость соответствует общей  у пористых песков, меньше у песчаников на 10 – 30%, у глин на 50% и более, у  каменной соли она отсутствует.

Эффективная пористость характеризует  совокупность пор, через которые  происходит миграция флюида, т.е. это те поры, в которые он может не только проникать, но и быть извлеченным. Таким образом, это объем пор с учетом остаточной воды. Поэтому эффективная пористость для воды, нефти и газа различна, более того она различна для их смеси в разных соотношениях. Пористость сухих образцов колеблется в широких пределах, но достаточно определенна для каждого типа пород.

Пористость, в  которой каналы пор велики настолько (> 0,.2 мм) что флюиды могут относительно свободно проходить сквозь них и  сравнительно легко (экономически рентабельно) извлекаться называется эффективной. Общая пористость больше, чем открытая, а открытая больше, чем эффективная. Строение порового пространства определяется размерами, формой и пространственными взаимоотношениями пор. По размерам поры классифицируются по разным признакам 

КЛАССИФИКАЦИЯ КОЛЛЕКТОРОВ

      Горные  породы, обладающие способностью  вмешать  нефть, газ и воду  и отдавать их при разработке, называются коллекторами.

      Подавляющая  часть нефтяных и газовых месторождений  приурочена к коллекторам трёх  типов –  гранулярным, трещинным  и смешанного строения. К первому  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 массивы (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.

     Трещиноватые  коллекторы смешанного типа в  зависимости от наличия в них  пустот различного типа подразделяются  на подклассы – трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые  и т.д.

     Анализ показывает, что около 60% запасов нефти  в мире приурочено к песчаным пластами песчаникам, 39%  – к карбонатным отложениям, 1%  – к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа.

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ

Под удельной поверхностью (S_уд.) горных пород понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости. Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно. В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам пористости (m) и проницаемости (k_пр), например, по формуле Козени:  

S_уд. = 7·10⁵ (m·√m) / (√k_пр.).  

МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность –  наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

Упругие свойства горных пород  совместно с упругостью пластовых  жидкостей в пласте влияют на режим  перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим  свойствам пород и жидкостей  перераспределяется не мгновенно, а  постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают  запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.

При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет  уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород  интенсивность трещиноватости будет  увеличиваться при уменьшении мощности пласта.

Упругие свойства горных пород  описываются законом Гука:

, =m·β_п                 (3.9) 

где  β_с – коэффициент объемной упругости пористой среды;

       β_п - коэффициент сжимаемости пор;

       V_о – объем образца;

       ΔV_пор  - объем пор;

        P – давление;

        m - коэффициент пористости.

Изменение пористости пород  (m) функционально зависит от объемной упругости пористой среды (β_с) и наименьшего напряжения (σ_о):

m = m_o· [1 - β_n · (σ- σ_o)],              (3.10) 

где m_o – пористость при начальном эффективном напряжении.

Коэффициент объемной упругости  пористой среды  (β_с) будет влиять  на коэффициент сжимаемости пор (β_n) и на пористость пород: 

        β_n = β_с / m_o.                        (3.11) 

Величина коэффициента объемной упругости пористой среды (β_с) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется  в диапазоне 0.3 – 2·10^-10 [м²/н].

Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объемного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов.

ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД 

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом  температуропроводности и коэффициентом  теплопроводности.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°С:

.                      (3.12) 

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии  на пласт. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости. Удельная теплоёмкость зависит от минералогического  состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического  состава пород и не зависит  от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается  при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры  и влажности в пределах 0,4 - 2 кДж/ (кг×К).

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) l характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

         .     (3.13) 

Коэффициент температуропроводности (α) характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ.

Коэффициенты линейного (a_L) и объёмного (a_V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

                    ,       (3.14) 

где L и V – начальные длина и объем образца.

Взаимосвязь тепловых свойств  горных пород выражается соотношением:                  

,                (1.46)                   .        (3.15) 

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению  с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень  большая мощность нагревателей. Вдоль  напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%.

Коэффициенты линейного  и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности  минералов.

Тепловые свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов

Горная порода	с, кДж/(кг×К)	l, Вт/(м×К)	a×103, м2/с	aL×105, 1/К
глина	0,755	0,99	0,97	–
глинистые сланцы	0,772	154-218	0,97	0,9
доломит	0,93	1,1-4,98	0,86	–
известняк	1,1	2,18	0,91	0,5-0,89
кварц	0,692	2,49	1,36	1,36
песок	0,8	0,347	0,2	0,5
Пластовые флюиды	с, кДж/(кг×К)	l, Вт/(м×К)	a×103, м2/с	aL×105, 1/К
нефть	2,1	0,139	0,069-0,086	–
вода	4,15	0,582	0,14	–

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЛИТЕРАТУРА

1.Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин. Геология нефти и  газа. Москва “НЕДРА” 1990.

2.Ш.К. Гиматудинов. Физика  нефтяного и газового пласта. Москва 1971.

3.П.В.Флоренский, Л.В. Милосердова,  В.П. Балицкий. Основы литологии. Москва 2003.