ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 104
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Полная пористость может быть открытой в песках и слабо уплотненных песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов.
По генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между обломочными зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков - внутриформенными. Вторичные поры - трещины и каверны.
Размеры порового пространства - от долей микрометров до десятков метров. В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные < 0,0002 мм; ультракапиллярные < 0,1 мкм.
Размеры и конфигурация внутриформенной пористости определяется морфологическими особенностями фоссилизированных органических остатков.
Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны по размеру бывают от долей миллиметров до нескольких километров и разделяются на мелкие - 0,1-10 мм; крупные (микрополости) - 10-100 мм и пещеристые полости - > 100 мм.
Склонность породы к растрескиванию характеризуется ее пластичностью. Пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. Коэффициент пластичности (Кпл) - отношение всей работы, затраченной на разрушение образца, к работе, затраченной на пластическую деформацию. Коэффициент пластичности меняется от 1 до бесконечности (?). По степени пластичности выделяются три группы пород (табл. 1).
Таблица 1. Группы пород по степени пластичности
| Группа | Кпл | Пример |
| Хрупкие | 1 | Кремни |
| Пластично-хрупкие | 1 - 6 | Большинство осадочных пород |
| Высокопластичные | > 6 | Глины, аргиллиты |
Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.
Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3 %, иногда до 6 %.
При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин - количество трещин на 1 м длины в направлении, перпендикулярном простиранию трещин. Плотность трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. Раскрытость трещин - расстояние между стенками трещин.
Трещинные поры разделяются по степени раскрытости. По К. И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-0,01 мм), узкие (0,01-0,05 мм), широкие (0,05-0,1 мм), очень широкие (0,1-0,5 мм) и макротрещины (> 0,5 мм). Е. М. Смехов (1974) предлагал различать микротрещины (< 0,1 мм) и макротрещины (> 0,1 мм).
Особую значимость приобретает характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие нескольких видов пористости. В табл. 2 приводится генетическая классификация трещин ВНИГРИ (Методические рекомендации..., 1989).
Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (Кпр):
Кпр = Q m L / D p F ,
где Q - объем расхода жидкости в единицу времени; D р - перепад давления; L - длина пористой среды; F - площадь поперечного сечения элемента пласта; m - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим: Q = м3/ с; D р = Н/ м2; L = м; F = м2; m = Н?с/ м2; Кпр = м2. Единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости 1м3/с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного сечения 1 м2 при вязкости жидкости н?с/м2 при перепаде давления 1н/м2.
Практической единицей измерения проницаемости является дарси. 1 дарси - проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (сП), полностью насыщающая пустоты среды, со скоростью 1 см3/с при градиенте давления 1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см2. 1 дарси = 0,981 ? 10-12 м2.
Различают несколько видов проницаемости:
Абсолютная проницаемость - это проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через последнюю сухого инертного газа (азота, гелия).
В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой и т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.
Эффективная (фазовая) проницаемость- проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.
Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.
Все породы в той или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно, и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах Кпр по наслоению выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а вкрест простиранию трещин может практически отсутствовать.
Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение Кпр для промышленно продуктивных пластов от 1·10-15 до 1·10-12 м2. Проницаемость более 1·10-12 м2 является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород.
Плотность породы - отношение массы породы (г) к ее объему (см3). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, а также от пористости.
Различные литологические типы пород с глубиной уплотняются по-разному. Кd - коэффициент уплотнения породы, представляющий собой отношение плотности породы (dп) к плотности твердой фазы или минералогической плотности (dт). Коэффициент уплотнения - безразмерная величина, показывающая, во сколько раз плотность породы меньше плотности ее твердой фазы. По мере уплотнения dп®dт, а Кd®1. Коэффициент уплотнения связан с величиной полной пористости соотношением Кs = 1-Кп. Глинистые породы достигают Кd = 0,80-0,85 к глубине 1,5-2 км, затем темп уплотнения понижается. Песчаные и алевритовые породы достигают Кd = 0,90-0,95 к глубинам 3,5-5 км. Быстро уплотняются хемогенные известняки, для которых уже на глубине 0,5-1 км Кd = 0,95-0,97.
Насыщенность пор флюидами - заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.
Водонасыщенность - степень заполнения порового (пустотного) пространства водой. Вода в породе может быть свободная и связанная. Свободная вода перемещается в поровом пространстве при формировании скоплений УВ и может полностью или частично вытесняться, связанная - остается. Физически связанная вода зафиксирована в породе вследствие проявления молекулярных сил (сорбция), химически связанная находится в структуре минералов (например гипс). С точки зрения водонасыщенности представляют интерес свободная и физически связанная вода - та и другая занимают пустотное пространство пород.
Количество воды в породе после заполнения последней флюидом является ее остаточной водонасыщенностью. Содержание остаточной воды тем выше, чем более дисперсна порода. Например, в уплотненных мелкозернистых песчаниках остаточная водонасыщенность составляет 10-30 %, а в глинистых алевролитах - 70-75 %. При подготовке исходных данных для подсчета запасов нефти и газа из величины средней пористости пород продуктивного пласта необходимо вычесть содержание остаточной воды.
Нефте- и газонасыщенность - степень заполнения порового пространства породы соответственно нефтью или газом.
Смачиваемость - способность породы смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти также выделяются смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.
Пьезопроводность - способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности (?, см2/с):
? = Кпр / m (mbж + bп),
где Кпр - коэффициент проницаемости, дарси; m - вязкость жидкости в пластовых условиях, сП; m - коэффициент пористости породы, доли ед.; bж - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/атм; bп - коэффициент сжимаемости породы, 1/атм.
Упругие силы пласта