Какие фильтрационно емкостные свойства
Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и
пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).
Фильтрационные и коллекторские свойства пород
нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:
–
пористостью;
–
проницаемостью;
–
капиллярными свойствами;
–
удельной поверхностью;
–
механическими свойствами.
Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные
углеводороды определяется их пористостью,
т.е. наличием в них пустот (пор). Общая
(полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых.
Пористость открытая
эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор.
На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости
(m), выраженный в долях
или в процентах. Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество
цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для
пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей
пористостью наблюдается существенное различие. Для хороших коллекторов
пористость лежит в пределах 15-25%
Поровые каналы нефтяных пластов
условно подразделяются на три группы:
субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически
непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит); капиллярные
(размер пор от 0,0002 до 0,5 мм); сверхкапиллярные > 0,5 мм.
Каналы, образуемые порами,
разделены на три группы: крупные
(сверхкапиллярные) – диам. более 0,5 мм; капиллярные – диам. 0,5 – 0,0002 мм;
субкапиллярные – менее 0,0002 м.
С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность, газонасыщенность), нефтенасыщенность, величины, выраженные
в долях или в процентах.
Проницаемость – это
фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать
через себя жидкости и газы при перепаде давления. Хорошо проницаемыми породами
являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки,
алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.
К плохо проницаемым
относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы,
мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.
Различают абсолютную
(общую), эффективную
(фазовую) и относительную проницаемость горной породы.
Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е.
природу самой среды.
Эффективная проницаемость характеризует способность среды пропускать через
себя жидкость (нефть, воду) или газ в зависимости от их соотношения между
собой.
Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к
абсолютной проницаемости.
Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород
бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях,
когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная
проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость,
начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы — нефть, газ,
вода, — эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.
По характеру
проницаемости различают коллектора:
равномерно проницаемые; неравномерно проницаемые; трещиноватые.
По величине проницаемости (мкм2) для нефти выделяют 5 классов
коллекторов: очень хорошо проницаемые (>1);
хорошо
проницаемые (0,1 – 1); средне проницаемые (0,01 – 0,1); слабопроницаемые (0,001
– 0,01); плохопроницаемые (<0,001). Для классификации коллекторов газовых
месторождений используют 1–4 классы коллекторов.
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.
Упругие свойства горных пород и влияют на перераспределения давления в пласте в процессе
эксплуатации месторождения. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам
пород, перераспределяется не мгновенно, а постепенно после изменения режима
работы скважины. 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
Источник
Ёмкостно-фильтрационные свойства пород. Основными физическими параметрами, которые определяют ёмкостно-фильтрационные свойства (ЁФС) коллекторов, являются пористость, проницаемость и водонасыщеность.
Пористость горных пород. Пористость породы – это её свойство, которое определяет ёмкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную. В практике используются также различные коэффициенты пористости.
Общая (абсолютная, полная, физическая) пористость – это суммарный объем всех пор, каверн и трещин. Коэффициентом общей пористости кп соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот vп к общему объему породы v:
кп = vп / v.
Открытая пористость – это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы.
Эффективная (динамическая, полезная) пористость. Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость – это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи. Неэффективными являются изолированные и сообщающиеся субкапиллярные поры.
Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.
Пористость осадочных пород меняется в широких пределах. В несцементированных песках общая пористость достигает 45 %, а открытая – 40 %, у глин пористость лежит в пределах 45-50 %. Нижний предел пористости у нефтеносных песчаников обычно составляет 6-8 %. При меньшем значении они теряют коллекторские свойства.
Проницаемость горных пород. Если пористость обусловливает ёмкостные свойства коллектора, то проницаемость – его пропускную способность и, следовательно – коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Различие этих параметров характеризует такой пример. Пористость глин может превышать пористость песков, однако глины практически лишены проницаемости, поскольку их пористость образована тонкими субкапиллярными порами. Вследствие этого они не могут пропускать и отдавать содержащиеся в них флюиды.
Для оценки проницаемости горных пород используют линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
,
где υ – скорость линейной фильтрации, м/с;
Q – объемный расход жидкости в единицу времени, м3/с;
F – площадь фильтрации, м2;
η – динамическая вязкость жидкости, 1 Па·с;
Δр – перепад давления, Па;
L – длина участка фильтрации (пористой среды), м.
В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости:
.
В Международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности:
[L] = м; [F] = м2; [Q] = м3/с; [р] =Па; [η] = Па·с.
Следовательно,
.
При L = 1 м; F = 1 м2; Q = 1 м3/с; р =1 Па и η = 1 Па·с получим значение коэффициента пропорциональности k = 1 м2.
Таким образом в Международной системе СИ за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость пористой среды, в которой при фильтрации через её образец площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с.
Коэффициент проницаемости k имеет размерность площади (м2). Его физический смысл характеризует общую площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.
Обычно коэффициент проницаемости выражают в микрометрах, 1 мкм2 = 10-12 м2.
В нефтегазопромысловой практике часто используется внесистемная единица – дарси (Д), 1 Д равен 1,02·10-12 м2 =1,02 мкм2 (1Д ≈ 1 мкм2).
Проницаемость пород-коллекторов нефти и газа меняется в широких пределах от 0,005 до 3,0 мкм2. Наиболее часто она лежит в интервале от 0,05 до 0,5 мкм2.У нефтеносных песчаников она находится в диапазоне от 0,05 до 3 мкм2, а у трещиноватых известняков – от 0,005 до 0,02 мкм2.
Проницаемость зависит, прежде всего, от структуры порового пространства: от размера и конфигурации пор, величины зерен, от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород и других факторов. По характеру проницаемость делится на межзерновую и трещинную.
Различают следующие виды проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.
Абсолютная (общая, физическая) проницаемость характеризует физические свойства породы и определяется экспериментально объемным расходом газа или не взаимодействующей с минеральным скелетом однородной жидкости, при условии полного насыщения открытого порового пространства горной породы данным газом или жидкостью.
Эффективная (фазовая) проницаемость. Обычно пустотное пространство содержит двух- или трёхфазную систему: нефть – вода, газ – вода, газ – нефть, газ – нефть – вода. Каждый из этих флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Следовательно, фазовая проницаемость отражает способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других. Поэтому она всегда меньше абсолютной проницаемости.
Фазовая проницаемость зависит от их физико-химических свойств отдельных флюидов, температуры, давления и количественного соотношения разных флюидов. Поэтому с уменьшением количества нефти в залежи, при её разработке, фазовая проницаемость нефти падает.
Фазовая проницаемость выражается в тех же единицах, что и абсолютная (м2, или Д) или в долях единицы абсолютной проницаемости.
Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной и выражается безразмерной величиной меньше единицы.
Водонасыщенность. При формировании залежи часть воды остаётся в пустотном пространстве коллектора. Эта вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в залежи, называется остаточной водой.
Количество остаточной воды в залежах зависит от ФЁС пород: чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов, тем её больше.
Таким образом, водонасыщенность или коэффициент водонасыщенности характеризует содержание пластовой воды в коллекторе. Коэффициент водонасыщенности kв измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых водой Vв, к общему объему пор породы Vп:
kв = Vв / Vп.
Знание коэффициента водонасыщенности необходимо для определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности горных пород, которые определяют геологические запасы нефти и газа в залежах.
Источник
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА
(Горные породы как вместилище нефти и газа)
Все известные залежи нефти и газа (99,9%) заключены в осадочных породах. Нефть и газ занимает пустотное пространство в терригенных породах (пески, песчаники, алевриты, алевролиты) и карбонатных породах (известняки, доломиты, мергели). Вместе с нефтью и газом в пустотном пространстве находится вода.
Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов
Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами (внутриформенные и межформенные).
Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.
Каверны – это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.
Трещины – совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы.
Биопустоты внутриформенные – к ним относятся внутренние пустоты в раковинах (камеры аммонитов и др.), а также пустоты, разделенные перегородками внутри коралловых скелетов.
Биопустоты межформенные – к ним относятся пустоты между раковин в известняках ракушечниках.
Пустоты могут быть изолированными и объединенными в общую систему каналами разной протяженности, сечения, формы, генезиса и т.д. Все эти параметры или емкостно-фильтрационные свойства зависят от минерального состава породы, формы, размера зерен, характера их укладки, наличия и состава цемента и других факторов, и определяют емкость порового пространства и его способность фильтровать флюиды при перепаде давления.
Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке, называют коллекторами. Емкость порового коллектора называют пористостью.
Для характеристики пористости употребляют коэффициент, который показывает какую часть от общего объема породы составляют поры. Он измеряется в процентах или долях единицы.
По размерам все поры делятся на:
1) сверхкапиллярные (более 0,5 мм);
2) капиллярные (0,5 – 0,0002 мм);
3) субкапиллярные (менее 0,0002мм).
В сверхкапиллярных порах движении воды, флюида возможно под влиянием силы тяжести.
В капиллярных порах движение жидкости затруднено, в них на перемещение жидкости действуют силы капиллярного давления.
В субкапиллярных порах жидкость связана в виде пленок на стенках и не двигается. Движение нефти в пласте осуществляется лишь по сообщающимся поровым каналам размером более 0,0002 мм.
Различают пористость:
1) общая (абсолютная) – объем всех пор в породе(изолированных и сообщающихся). Коэффициент общей пористости – представляет собой отношение объема всех пор к объему образца породы.
Кnобщ = Vизол+ Vсообщ / Vпор
2) открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:
Кnоткр = Vсообщ / Vпор
Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости.
3) эффективная – определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы.
Кnэф = Vэф / Vпор
Величина коэффициента пористости горной породы (терригенный коллектор) может достигать 40%. Наиболее распространенное значение Кn нефтеносных песчаников Русской платформы 17 – 24%.
Проницаемость – это характеристика коллекторских свойств, характеризующая способность породы пропускать через себя жидкость и газ.
Формула Дарси показывает прохождение жидкости через породу
Qж = Кпр*·S* (ΔP)* t / μ * Δℓ
Коэффициент проницаемости имеет размерность площади (м2) и отражает площадь сечения каналов пор. Его выражают в мкм2 (в системе СИ) или в Дарси (в системе СГС).
Проницаемость зависит от размеров и формы поровых каналов, и изменяется пропорционально квадрату их диаметров при минимальной извилистости. Величина пор и каналов определяется размером зерен.
Проницаемость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах 0,005 – 2 мкм2. Проницаемость нефтеносных песчаников – 0,05 – 3 мкм2, проницаемость трещиноватых известняков – 0,005 – 0,02 мкм2
Различают проницаемость:
1) абсолютную;
2) фазовую;
3) относительную.
Абсолютная проницаемость – это проницаемость горных пород для однородной инертной жидкости или газа при отсутствии заметного физико-химического взаимодействия их с пористой средой.
Фазовая проницаемость – проницаемость горных пород для какой-либо жидкости или газа при одновременном наличии в ней других флюидов (газ – вода, вода – нефть, газ – нефть – вода) для данной жидкости или газа, зависит от степени насыщенности пор породы этой жидкостью или газом.
Относительнаяпроницаемость– отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Величина безразмерная, может изменяться от 0 до 1.
Проницаемость в большей степени зависит от наличия трещин, хотя доля их в пустотном пространстве составляет десятые и сотые доли процента. Объясняется это высокой проводимостью трещин по сравнению с порами гранулярных коллекторов, поэтому трещины создают в пласте направления преимущественной фильтрации.
Между пористостью и проницаемостью нет прямой связи.
Пористость по происхождению различают:
1)первичную
2)вторичную.
Первичными называют те пустоты, которые образуются одновременно с образованием самой породы.
Вторичными называют пустоты, которые возникают в уже сформировавшихся породах.
Общая пористость зависит от:
1) взаимного расположения и укладки зерен
2) формы зерен и степени их окатанности
3) степени отсортированности частиц, слагающих породу
4) наличия цементирующего вещества и его количества.
Общая пористость не зависит:
– от размера зерен и размера пор.
Проницаемость зависит от:
1) размера пор (размера зерен, плотности укладки и взаимного расположения зерен, отсортированности, цементации)
2) конфигурации пор
3) взаимосообщаемости пор
4) трещиноватости породы
Проницаемость должна не зависеть
– от свойств, проходящих через породу жидких и газообразных веществ.
Источник
Ёмкостно-фильтрационные свойства пород. Основными физическими параметрами, которые определяют ёмкостно-фильтрационные свойства (ЁФС) коллекторов, являются пористость, проницаемость и водонасыщеность.
Пористость горных пород. Пористость породы – это её свойство, которое определяет ёмкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную. В практике используются также различные коэффициенты пористости.
Общая (абсолютная, полная, физическая) пористость – это суммарный объем всех пор, каверн и трещин. Коэффициентом общей пористости кп соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот vп к общему объему породы v:
кп = vп / v.
Открытая пористость – это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы.
Эффективная (динамическая, полезная) пористость. Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость – это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи. Неэффективными являются изолированные и сообщающиеся субкапиллярные поры.
Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.
Пористость осадочных пород меняется в широких пределах. В несцементированных песках общая пористость достигает 45 %, а открытая – 40 %, у глин пористость лежит в пределах 45-50 %. Нижний предел пористости у нефтеносных песчаников обычно составляет 6-8 %. При меньшем значении они теряют коллекторские свойства.
Проницаемость горных пород. Если пористость обусловливает ёмкостные свойства коллектора, то проницаемость – его пропускную способность и, следовательно – коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Различие этих параметров характеризует такой пример. Пористость глин может превышать пористость песков, однако глины практически лишены проницаемости, поскольку их пористость образована тонкими субкапиллярными порами. Вследствие этого они не могут пропускать и отдавать содержащиеся в них флюиды.
Для оценки проницаемости горных пород используют линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
,
где υ – скорость линейной фильтрации, м/с;
Q – объемный расход жидкости в единицу времени, м3/с;
F – площадь фильтрации, м2;
η – динамическая вязкость жидкости, 1 Па·с;
Δр – перепад давления, Па;
L – длина участка фильтрации (пористой среды), м.
В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости:
.
В Международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности:
[L] = м; [F] = м2; [Q] = м3/с; [р] =Па; [η] = Па·с.
Следовательно,
.
При L = 1 м; F = 1 м2; Q = 1 м3/с; р =1 Па и η = 1 Па·с получим значение коэффициента пропорциональности k = 1 м2.
Таким образом в Международной системе СИ за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость пористой среды, в которой при фильтрации через её образец площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с.
Коэффициент проницаемости k имеет размерность площади (м2). Его физический смысл характеризует общую площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.
Обычно коэффициент проницаемости выражают в микрометрах, 1 мкм2 = 10-12 м2.
В нефтегазопромысловой практике часто используется внесистемная единица – дарси (Д), 1 Д равен 1,02·10-12 м2 =1,02 мкм2 (1Д ≈ 1 мкм2).
Проницаемость пород-коллекторов нефти и газа меняется в широких пределах от 0,005 до 3,0 мкм2. Наиболее часто она лежит в интервале от 0,05 до 0,5 мкм2.У нефтеносных песчаников она находится в диапазоне от 0,05 до 3 мкм2, а у трещиноватых известняков – от 0,005 до 0,02 мкм2.
Проницаемость зависит, прежде всего, от структуры порового пространства: от размера и конфигурации пор, величины зерен, от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород и других факторов. По характеру проницаемость делится на межзерновую и трещинную.
Различают следующие виды проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.
Абсолютная (общая, физическая) проницаемость характеризует физические свойства породы и определяется экспериментально объемным расходом газа или не взаимодействующей с минеральным скелетом однородной жидкости, при условии полного насыщения открытого порового пространства горной породы данным газом или жидкостью.
Эффективная (фазовая) проницаемость. Обычно пустотное пространство содержит двух- или трёхфазную систему: нефть – вода, газ – вода, газ – нефть, газ – нефть – вода. Каждый из этих флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Следовательно, фазовая проницаемость отражает способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других. Поэтому она всегда меньше абсолютной проницаемости.
Фазовая проницаемость зависит от их физико-химических свойств отдельных флюидов, температуры, давления и количественного соотношения разных флюидов. Поэтому с уменьшением количества нефти в залежи, при её разработке, фазовая проницаемость нефти падает.
Фазовая проницаемость выражается в тех же единицах, что и абсолютная (м2, или Д) или в долях единицы абсолютной проницаемости.
Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной и выражается безразмерной величиной меньше единицы.
Водонасыщенность. При формировании залежи часть воды остаётся в пустотном пространстве коллектора. Эта вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в залежи, называется остаточной водой.
Количество остаточной воды в залежах зависит от ФЁС пород: чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов, тем её больше.
Таким образом, водонасыщенность или коэффициент водонасыщенности характеризует содержание пластовой воды в коллекторе. Коэффициент водонасыщенности kв измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых водой Vв, к общему объему пор породы Vп:
kв = Vв / Vп.
Знание коэффициента водонасыщенности необходимо для определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности горных пород, которые определяют геологические запасы нефти и газа в залежах.
Источник