Коллекторские Свойства горных пород

3.2.1.КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД  

      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.

3.2.2. 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:

.    (3.5)  

      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.          (3.6)  

      Для газонефтяных месторождений:  

S_В + S_Н + S_Г  = 1,   S_г = 1 – (S_B + S_H).  (3.7)  

      Остаточная  водонасыщенность, обусловленная  капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.

     Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. На рисунке 3.6 представлены результаты экспериментального исследования газо-водо-нефтяного потока при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 3.6).

     Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока.   

Рис. 3.6. Области распространения одно-, двух- и трёхфазного потоков:

1. – 5% воды; 2. – 5% нефти; 3. – 5% газа.  

     При газонасыщенности меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10% движение газа не будет происходить.  При содержании в породе газа свыше 33 –35% фильтроваться будет один газ.

      При нефтенасыщенности меньше 23% движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30% и газа от 10 до 18% фильтроваться может только одна нефть.

      Заштрихованные  промежуточные области, примыкающие  к сторонам треугольника, отвечают двухфазным потокам: газ – вода, газ – нефть, вода – нефть.

      Область совместного движения в потоке всех трех фаз выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она  находится в следующих пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50%, водой  от 33 до 64%, газом от 14 до 30%. 

3.3. 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.).         (3.8)  

      Если выразить проницаемость в мкм², то получим удельную поверхность в м²/м³. Выражение (1.38) один и вариантов формулы Козени. 

3.4. 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.

 

3.5. 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.