Главная страница
Навигация по странице:

  • Абсолютная проницаемость

  • Фазовая проницаемость

  • Относительная

  • Учебного пособия геология и геохимия нефти и газа (Краткий курс для студентов заочной формы обучения)


    Скачать 234.5 Kb.
    НазваниеУчебного пособия геология и геохимия нефти и газа (Краткий курс для студентов заочной формы обучения)
    Дата31.03.2022
    Размер234.5 Kb.
    Формат файлаdoc
    Имя файла8_Geolog.doc
    ТипЛитература
    #431822
    страница6 из 9
    1   2   3   4   5   6   7   8   9

    ГЛАВА 2. 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

    1. открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:

    Кnоткр = Vсообщ / Vпор

    Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости.

    1. 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.

    Относительная проницаемость – 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.

    1   2   3   4   5   6   7   8   9


    написать администратору сайта