Горные породы, содержащие поры (межзерновая или гранулярная (матричная) пористость), трещины и каверны относятся к сложному типу коллекторов.

Суммарный коэффициент пористости в таких породах определится:



где коэффициент вторичной пористости:



В зависимости от преобладающего типа пористости выделяют породы с межзерновой пористостью (поровые), трещиноватые, кавернозные или порово-кавернозно-трещиноватые (смешанные).

Величина пористости ОГП зависит от формы и размера породообразующих частиц, степени их отсортированности, сцементированности и уплотненности. Теоретически коэффициенты пористости могут изменяться от 0 до 100%, но в реальных горных породах коэффициент пористости не превышает 50%[14] Породы с низкой открытой пористостью (меньше 5 %) при отсутствии трещин и каверн обычно не являются промышленными коллекторами. Породы с пониженной открытой пористостью характеризуются   = 5 - 10 %. Для большинства пород-коллеторов открытая пористость = 10 - 15 % . Породы-коллекторы с = 15 - 20 % относят породы-коллекторы с повышенной пористостью. Высокопористыми считаются породы с >20 %.

Поверхность порового пространства. Поверхность порового пространства пород — это поверхность, отделяющая твердую фазу пород от всех остальных. Свойство пород иметь разную поверхность порового пространства оценивается удельной поверхностью — объемной S_V и массовой S_m. Первая ограничивает поровое пространство единицы объема, а вторая — единицы массы породы:



где S_порVс и S_пop.mс — поверхности порового пространства в объеме Vc и массе m_c породы. Удельная поверхность S_V измеряется в м²/м³ (или м^-1), либо в см²/см³ (или см^-1), a Sm — в м²/кг и чаще в м²/г.

Удельная поверхность ОГП зависит от минерального и гранулометрического составов, формы зерен, содержания и типа цемента. Она уменьшается с увеличением среднего диаметра зерен и снижением содержания глинистого цемента.

---

Значения S находится в зависимости от термобарических условий, которые чем значительнее, тем меньше обычно удельная поверхность пор.

Наибольшую удельную поверхность имеют природные адсорбенты: глины, трепелы, отдельные разновидности бокситов, туфовые пеплы и некоторые другие породы аналогичного типа.

Средний гидродинамический эффективный радиус пор – средний радиус эффективных пор, по которым происходит течение жидкости и газов.

Параметр определяется лабораторным способом.

Для заданного давления p_k I минимальный радиус капилляра, в который проникает нагнетаемая жидкость для образца горной породы определится из выражения [11] :



где σ – поверхностное натяжение, θ – угол смачивания.

При лабораторных исследованиях определение эффективного радиуса пор выполняется с использованием ртути. Для ртути   .

Если известен объём ртути, вошедшей в образец при изменении давления от р_i до р_i+1 и объём открытых пор образца, то можно рассчитать доли объёма пор (Vi/Vп.о.) которые приходяися на каналы со средними величинами радиусов, изменяющимися от r_k до r_k+1. По результатам замеров выполняется построение кривой распределения объёма порового пространства, занимаемого каналами различного радиуса.

Удельная поверхность порового пространства и средний эффективный радиус пор во многих случаях связан с другими характеристиками (влажность, сопротивление и т.д.). Удельная поверхность, средний гидродинамический эффективный радиус пор, а также связанная с ними величина характеризующая структуру и адсорбционную способность поровых пространств пород позволяют выделять их структурные типы и типы адсорбентов.

Гидравлическая извилистость Т параметр, определяемый отношением среднестатистической длины поровых каналов к длине образца.

10.Проницаемость. Виды проницаемости. Коэффициент проницаемости. Классификация коллекторов по пористости и по проницаемости.

---

Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку (Рис. 1.4).

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой (Рис. 1.5), глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией. Для существующих типов каналов (субкапиллярные, капиллярные, трещины), фильтрация идет, в основном, через капилляры, каналы и трещины.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр (Рис. 1.6), установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления.

Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

, (1.5)

где Q - объёмная скорость воды;

v - линейная скорость воды;

F - площадь сечения, F = d²/4;

L - длина фильтра;

k - коэффициент пропорциональности.

Нефть - неидеальная система. С точки зрения химии компоненты такой системы взаимодействуют между собой. Поэтому уравнение, описывающее линейный закон фильтрации нефти, содержит параметр вязкость, учитывающий взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы:

, (1.6)

где  - вязкость нефти.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k (1.6), который называется коэффициентом проницаемости (k_пр).

Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из уравнения (1.6):

---

, (1.7)

В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м²; в системе СГС [k_пр] в см²; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [k_пр] в Д (дарси).

1 дарси = 1,0210^-8 см² = 1,02 · 10^-12 м² = 1,02 мкм² ≈ 1 мкм².

Проницаемостью в 1 м² называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Пас составляет 1 м³/сек.

Пористая среда имеет проницаемость 1 дарси, если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см² и перепаде давления 1 атм., расход жидкости на 1 см длины породы составляет 1 см³/сек.

По характеру проницаемости (классификация Теодоровича Г. И.) различают следующие виды коллекторов:

• 
  равномерно проницаемые;
  
• 
  неравномерно проницаемые;
  
• 
  трещиноватые.
  

По величине проницаемости (мкм²) для нефти выделяют 5 классов коллекторов:

1. 
   очень хорошо проницаемые (>1);
   
2. 
   хорошо проницаемые (0,1 - 1);
   
3. 
   средне проницаемые (0,01 - 0,1);
   
4. 
   слабопроницаемые (0,001 - 0,01);
   
5. 
   плохопроницаемые (<0,001).
   

Классификация коллекторов газовых месторождений включает 1-4 классы.

1.3.6 Виды проницаемости

Проницаемость абсолютная (физическая) - это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:

1. 
   Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.
   
2. 
   Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.
   

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

---

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

Насыщенность - ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью: водонасыщенность (S_в), газонасыщенность (S_г), нефтенасыщенность (S_н).

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины.

При миграции (аккумуляции) углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы водой, нефтью и газом.

Водонасыщенность S_В - отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте - и газонасыщенности:

. (1.35)

Обычно для нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: S_В = 6 - 35% (пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность в среднем (S_В) < 25%; нефтенасыщенность: S_Н = 65 - 94%, в зависимости от "созревания" пласта.

Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S_насыщ = 1) или 100%. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

S_Н + S_В = 1. (1.36)

Для газонефтяных месторождений:

S_В + S_Н + S_Г = 1, S_г = 1 - (S_B + S_H). (1.37)

11.Породы-покрышки, их назначения и типы. Классификации пород-покрышек.

Флюидоупоры – это непроницаемые породы, залегающие над
коллекторами и препятствующие перемещению флюидов в
верхние горизонты земной коры.
Назначение

Наряду с породами-коллекторами они играют важную роль в образовании и сохранении в природных резервуарах и ловушках скоплений нефти и газа.

---

Смотрите также файлы

• Отчет по (учебнойпроизводственной) практике обучающийся.docx

• Разработка диаграммы деятельности на языке uml 0.docx

• А гигэкономика.docx

• Аналитическая часть.docx

• Выносливость способность человека к длительному выполнению какойлибо двигательной деятельности без снижения ее эффективности.pptx