Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

 

 (1.5)

 

Если на пласт пробурено п скважин, площадь дренирования которых F₁, F₂,..., F_п, а мощности пласта Н₁, Н₂,..., Н_n и средние величины пористости пород в разрезе скважин m₁'_, m₂',..., m_n', то среднюю пористость пород вычисляют по формуле

 

 (1.6)

 

Объем породы может быть также определен  по размерам образца. Для этого керну  придают правильную геометрическую форму. Объем же зерен, необходимый для определения объема пор, может быть найден приблизительно по средней плотности минералов. Для кварца, например, ρ= 2650 кг/м³.

Имеется множество других методов  определения объемов образца, пор  и частиц, слагающих породу, детальное описание которых приводится в соответствующих руководствах [2].

Считается, что метод И. А. Преображенского  может быть также использован  для приближенной оценки динамической полезной емкости коллектора. При  этом свежие образцы, не отмытые от нефти, предварительно продуваются воздухом или азотом при перепаде давления в 2—3 ат (~0,2—0,3 Мн/м²) в течение 2—3 мин, а затем оценку объема пор, не занятого жидкостями, ведут методом Преображенского обычным образом. Предполагается, что при продувке образца освобождается от жидкости только та часть пор, через которую фильтруются жидкости.

Следует отметить, что достаточно обоснованные методы определения динамической полезной емкости коллектора еще  не разработаны.

7) Проницаемость горных пород

Проницаемостью называют свойство горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления. Проницаемость — важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ.

Абсолютно непроницаемых тел в  природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы оказываются практически  мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.) из-за малых размеров пор в этих породах.

Большая часть осадочных пород  обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство осадочных пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным подавляющая часть пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе эксплуатации нефтяных и  газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или  их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти  и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости.

Для характеристики только физических свойств пород используется ее абсолютная проницаемость.

Под абсолютной принято  понимать проницаемость пористой среды, которая определена при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости), химически инертной по отношению к породе. Для этой цели обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на величину ее проницаемости оказывают влияние физико-химические свойства жидкостей.

Эффективной или фазовой  называется проницаемость пород  для данного газа или жидкости при наличии или движении в  порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени  насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение  эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Для оценки проницаемости  горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

 

 (1.8)

 

где Q — объемный расход жидкости в единицу времени; υ — скорость линейной фильтрации; μ, — динамическая вязкость жидкости; F — площадь фильтрации; Δр — перепад давления; L — длина пористой среды.

В этом уравнении способность  породы пропускать сквозь себя жидкости и газы характеризуется коэффициентом  пропорциональности k, который называют коэффициентом проницаемости:

 

 (1.9)

 

При измерении проницаемости  пород газом в формулу (1. 9) следует  подставлять средний расход газа в условиях образца:

 

 (1.10)

 

где — объемный расход газа, приведенный к среднему давлению в образце.

Необходимость использования  среднего расхода газа при определении  проницаемости по газу объясняется  непостоянством его объемного расхода  при уменьшении давления по длине  образца.

При малых длинах испытуемых образцов среднее давление по длине керна может быть принято

 

 

где р₁ и р₂ — соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него.

Полагая, что процесс  расширения газа при фильтрации через  образец происходит изотермически, и используя закон Бойля-Мариотта, получим

 

 (1.10^’)

 

где Q₀ — расход газа при атмосферном давлении р₀.

Тогда формула для  определения проницаемости пород  по газу запишется в виде

 

 (1.10^’’)

Единицы измерения проницаемости

В Международной системе  единиц величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности

 

[L] = м; [F] = м²; [Q] = м³/сек; [р] — н/м²; [μ] = н • сек/м².

 

При L = 1 м; F = 1 м², Q = 1 м³/сек, р = 1 н/м² и μ = н•сек/м² получим значение коэффициента проницаемости k = 1 м².

Действительно, подставив единицы измерения соответствующих величин в формулу (1.9), получим

 

 (1.11)

 

Таким образом, в Международной  системе (СИ) за единицу проницаемости  в 1 м² принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 н/м² расход жидкости вязкостью 1 н • сек/м² составляет 1 м³/сек.

Физический смысл размерности k (площадь) заключается в том, что проницаемость как бы характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация. Для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей д а р с и, которая приблизительно в 10¹² раз меньше, чем проницаемость в 1 м².

За единицу проницаемости  в 1 дарси (1 д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см² и длиной 1 см при перепаде давления 1 кГ/см² расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см³/сек. Величина, равная 0,001 д, называется миллидарси (мд). Учитывая, что 1 кГ/см² = ~10⁵ н/м², 1 см³ = 10^-6 м³, 1 см² = 10^-4 м², 1 спз = 10^-3 н • сек/м², из (1. 12) получим следующее соотношение:

 

 (1.12)

 

Проницаемость пород нефтяных и  газовых пластов изменяется от нескольких миллидарси до 2—3 д и редко бывает выше.

Как уже отмечалось, формула (1. 8) соответствует закону Дарси при линейном потоке. Иногда возникает необходимость определять проницаемость образцов при радиальной фильтрации жидкости и газа, т. е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину. При этом образец породы подготовляют к опыту в виде цилиндрического кольца с осевым отверстием — «скважиной», а фильтрация жидкости или газа происходит в радиальном направлении от наружной поверхности образца к внутренней. Тогда проницаемость пород по данным опыта определяют по формулам:

при фильтрации жидкости

 

 

при фильтрации газа

 

 (1.13)

 

где Q_ж — расход жидкости или газа (при атмосферном давлении) в м^э/сек; Q_Г, Q_Г — расход газа при атмосферном и среднем давлении в образце в м³/сек; μ_ж и μ_г — вязкость жидкости и газа в н·сек/м²; р_н и р_в — давление у наружной и внутренней поверхностей кольцевого образца в н/м²; r_н и r_в — наружный и внутренний радиусы кольца в м; h — высота цилиндра в м; k_р — проницаемость в м².

 

8) Эффективная (фазовая) и относительная проницаемости горных пород

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений чаще всего в породе присутствуют и  движутся две и три фазы одновременно. В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости.

Исследования показывают, что эффективная и относительные  проницаемости для различных  фаз находятся в тесной зависимости  от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей.

Зависимость относительной  проницаемости песка для газа и жидкости от водонасыщенности (двухфазный поток) аналогична и для относительной  проницаемости при движении нефти  и воды (рис. 6).

 

 

Только левая кривая будет соответствовать изменению  относительной проницаемости песков для нефти в зависимости от водонасыщенности пористой среды, а правая — для воды. Подобный же характер имеют кривые относительной проницаемости песков для нефти и газа. Рассматривая эти графики, можно сделать ряд выводов, которые необходимо учитывать при эксплуатации нефтяных месторождений. Так, например, если вода занимает несколько более 20% объема пор, то проницаемость породы для нефти резко снижается, в то время как движение воды в породе почти не наблюдается. При малой водонасыщенности породы водой почти вся она размещается на поверхности зерен, в тонких порах и в углах контакта между частицами. В таком состоянии вода прочно удерживается молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Поэтому при градиентах давлений большинства природных пластов вода при небольшой водонасыщенности остается неподвижной. Однако сечение проходных каналов сокращается, что ведет к уменьшению эффективной проницаемости породы для нефти. При увеличении содержания воды проницаемость для нефти падает и при водонасыщенности, равной около 80%, движение нефти прекращается. Из этого следует, что нужно беречь нефтяные пласты от преждевременного обводнения и прорыва вод к забоям нефтяных скважин.

При небольших количествах  свободного газа, находящегося в поровом пространстве, сильно снижается проницаемость среды для нефти (рис. 6). Следовательно, в процессе эксплуатации нефтяных месторождений нежелательно выделение из нефти значительных количеств газа, так как это приводит к ухудшению условий фильтрации нефти к скважинам.

При изменении состава  горных пород характер кривых относительных  проницаемостей не меняется. Они лишь смещаются в соответствии с их свойствами в ту или иную сторону (рис. 7).

Изменение физико-химических свойств жидкостей и пористой среды отражается на движении нефти, воды и газа. В связи с этим при сохранении общего характера зависимости проницаемости пористой среды для жидкостей и газов от ее насыщенности нефтью, водой и газом относительное расположение кривых фазовых проницаемостей для систем с различными физико-химическими свойcтвами неодинаковое.

Закономерности изменения  относительных и фазовых проницаемостей пористой среды для нефти, воды и  газов в зависимости от физико-химических свойств системы могут быть установлены, исходя из тех изменений, которые при этом возникают в условиях движения фаз.

 

 

Следовательно, с увеличением  подвижности смеси нефти и  воды и уменьшением прилипаемости  жидкостей к стенкам поровых  каналов, а значит, с сокращением  сопротивления пористой среды движению фаз растут относительные проницаемости среды для нефти и воды. Это обстоятельство позволяет установить характер зависимости относительных проницаемостей от физико-химических свойств системы.

Известно, например, что  уменьшение поверхностного натяжения  нефти на разделе с водой сопровождается снижением капиллярного давления и способствует отделению нефти от стенок поровых каналов, что приводит к уменьшению сопротивления среды при движении жидкостей и как следствие этого к росту относительных проницаемостей породы для жидкостей (рис. 8).

Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочной и жесткой водами. Поверхностное натяжение нефти  и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с жесткими. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти и для щелочной воды.

При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит только от насыщенности (рис. 9)