Физические свойства горных пород

Долгое время в начальный период развития нефтяной промышленности многие считали, что нефть и газ в горных породах скапливаются в больших пустотах или в крупных трещинах. В шестидесятых годах XIX века великий русский ученый Д.И. Менделеев выдвинул идею о скапливании нефти и газа в осадочных горных породах, имеющих большое количество мелких сообщающихся между собой пустот (наподобие губки).

В последующем, при бурении нефтяных и газовых скважин, при отборе керна (породы продуктивного пласта) и изучения его эта идея была полностью подтверждена. Продуктивные пласты нефтяных, газовых, газоконденсатных и других месторождений характеризуются следующими свойствами горных пород: пористостью, проницаемостью, гранулометрическим составом и удельной поверхностью, механическими свойствами (упругостью, сопротивлением разрыву, сжатию и другими), насыщенностью пород нефтью, газом и водой в различных условиях их залегания и молекулярно-поверхностными свойствами при взаимодействии с нефтью, водой и газом.

От перечисленных свойств горных пород, слагающих продуктивный пласт, во многом зависят условия рациональной разработки нефтяных и газовых залежей и конечное их извлечение.

Пористость

Пористость горных пород понимается как наличие в ней пустот, трещин, каверн и пор, не заполненных твердым веществом. Пористость определяет способность горной породы вмещать в себя нефть, газ и воду.

Для характеристики пористости используется коэффициент, который показывает, какую часть из общего объема породы составляют поры. Все поры в зависимости от их размеров разделяются на сверхкапиллярные (> 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм) и субкапиллярные (< 0,2 мкм).

В сверхкапиллярных порах вода, нефть и газ свободно перемещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных порах движение жидкости затруднено вследствие проявления сил молекулярного сцепления.

Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водо- и нефтегазоупорными. По таким порам фильтрация жидкости невозможна. Движение нефти и воды в продуктивном пласте происходит лишь по сообщающимся поровым каналам размером > 0,2 мкм.

Пористость разделяют на общую, открытую и эффективную.

Суммарный объем всех пустот в горной породе (пор, каверн, трещин) называют общей (абсолютной) или теоретической пористостью. Общая пористость измеряется коэффициентом пористости, который представляет собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или в процентах. Пористость породы характеризуется коэффициентом полной (абсолютной) пористости т_п:

(1)

где Упор - суммарный объем пор, vq - видимый его объем.

Отношение суммарного объема всех пустот в породе ко всему объему породы называют коэффициентом пористости:

(2)

где V_r,_op - суммарный объем всех пустот в породе, vq - весь объем породы.

Суммарный объем всех пустот в породе зависит от формы зерен, составляющих горную породу, характера их взаимного расположения и наличия вещества, цементирующего прослои между зернами. Форма частиц горной породы бывает самой различной. Если представить, что горная порода состоит из мелких, одинакового диаметра частиц, то суммарный объем пор в горной породе при этом будет зависеть только от взаимного расположения частиц горной породы.

Необходимо также учитывать, что между частицами породы присутствуют различные склеивающие прослойки, уменьшающие размер пор или полностью их перекрывающие.

Важным показателем для скопления в горных породах нефти, газа или воды является сообщаемость пор друг с другом. Чем больше сообщающихся пор, пустот и трещин в осадочной породе, тем лучше нефть, газ и вода перемещаются по пласту.

Некоторая часть пор в породе оказывается не связанной между собой. Такие изолированные поры не участвуют в разработке. В то же время изолированные поры в некоторых случаях могут быть заполнены газом или водой. В этой связи выделяют открытую пористость - отношение объема открытых пор к объему породы. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида (нефть, газ) и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости стенок канала и т.д. Отношение объема эффективных пор к объему породы называется эффективной пористостью (доли единицы или проценты).

Свойства горных пород в значительной степени определяются размерами поровых каналов, которые разделяются на капиллярные, субкапиллярные и сверхкапиллярные. К капиллярным относят каналы с диаметрами от 0,0002 до 0,5 мм, к субкапиллярным - меньше 0,0002 мм, а к сверхкапиллярным - больше 0,5 мм. В субкапиллярных порах в естественных условиях перепада давлений движения жидкости не происходит. Это объясняется тем, что из-за небольшого расстояния между стенками поровых каналов жидкость в порах находится в сфере молекулярного притяжения стенок и удерживается в порах.

Таблица 4.

Пределы изменения пористости горных пород

№ п/п	Породы	Коэффициент пористости, доли единицы
1.	Песчаник	0,035-0,290
2.	Известняки и доломиты	0,005 - 0,330
3.	Песок	0,060-0,520
4.	Глина	0,060-0,500
5.	Глинистые фланцы	0,005-0,014

Открытые поры в горной породе содержат нефть, газ и воду, а изолированные поры на том же участке могут содержать другие вещества. Отношение общего объема всех пустот в горной породе V_n', заполненных нефтью, газом или водой, к суммарному объему всех пустот в породе V_n называют коэффициентом насыщения:

(3)

Этот коэффициент характеризует объем сообщающихся пор в осадочных горных породах. Чем больше коэффициент насыщения, тем больше нефти или газа находится в данном продуктивном пласте. С увеличением глубины залегания насыщение пор нефтью, газом и водой и движение их по поровым каналам зависят от размера пор. В поры большого диаметра нефть и вода проникают легко. Под влиянием сил тяжести они могут перемещаться по поровым каналам на большие расстояния. Для проникновения жидкости в поры с малым диаметром (капиллярные поры) требуется большее давление. Движение жидкости по поровым каналам при этом становится трудным.

Проницаемость

Способность горной породы пропускать через себя при перепаде давлений жидкость и газ называют проницаемостью.

Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтрации Дарси. По этому закону, скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепа-» ду давления и обратно пропорциональна вязкости: i

(⁴)

где v - скорость линейной фильтрации, R - коэффициент проницаемости, /л - динамическая вязкость жидкости, ДР - перепад давления между двумя точками в образце на расстоянии L по на-| правлению движения жидкости.

¹ Подставляя значение v = — в формулу (4) и решая относительно R, получим

(5)

где Q - объемный расход жидкости через породу, F - площадь

поперечного сечения образца.

По формуле (5) определяется коэффициент проницаемости пород в лабораторных условиях.

Размерность коэффициента проницаемости в международной системе (СИ) является м². Эта размерность получается, если в формулу (5) подставить размерности

Таким образом, в международной системе [СИ] за единицу проницаемости (1 м²) принимают проницаемость такой пористой I среды, при фильтрации через образец которой площадью поперечного сечения 1 м² и длиной 1 м при перепаде давлений 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м³/с. Физический смысл размерности м² (площадь) заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым, в основном, происходит фильтра-

ция. Проницаемость нефтяных коллекторов изменяется в больших пределах. Проницаемость пород большинства нефтяных месторождений колеблется в пределах 0,1-2 мкм². Проницаемость одного и того же коллектора может иметь разные значения. Не проницаемыми являются глины и глинистые породы. Проницаемость пород пласта по простиранию больше, чем проницаемость их поперек напластования. Это объясняется большей уплотненностью пород перпендикулярно к напластованию.

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ, вода или их смесь. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет меняться в зависимости от количественного или качественного состава фаз в смеси.

Для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при фильтрации только одной фазы (жидкость или газ), которой заполнена пористая среда. При этом между пористой средой и фазой (жидкость, газ) отсутствует физико-химическое взаимодействие.

Эффективной (фазовой) проницаемостью называется проницаемость пористой среды только для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от физико-химических свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от процентного содержания фаз в системе и существующих градиентов давлений и др.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

Породы бывают хорошо проницаемые и плохо проницаемые. Абсолютно непроницаемых пород не существует. Пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость определяет способность жидкостей и газов передвигаться по поровым каналам горных пород. Хорошо проницаемые горные породы - это пески, рыхлые песчаники, трещинные и кавернозные известняки и другие.

Плохо проницаемые породы - это глины, гипсы, сланцы, ангидриты, глинистые известняки, конгломераты с глинистым цементом.

Пористые и трещинные горные породы, проницаемые для жидкостей и газа и способные быть их вместилищем, называются коллекторами. Для сосредоточения нефти и газа в пластах и формирования месторождения необходимо, чтобы сверху и снизу коллектор был перекрыт плотными непроницаемыми породами, способными не допускать перетоков нефти и газа из данного коллектора в другие пласты. Коллектор, перекрытый непроницаемыми кровлей и подошвой, называют природным резервуаром.

Чаще всего природные резервуары представляют хорошо проницаемый пласт, заключенный между плохо проницаемыми породами. Например, песчаный нефтяной коллектор между пластами глины. В земной коре природные резервуары, как правило, насыщены водой. В этой связи нефть и газ, попав в такой природный резервуар, мигрируют (перемещаются), стараясь отделиться от воды, вследствие разности их удельных весов. Миграция (перемещение) нефти и газа продолжается до выхода на поверхность (выходы нефти на поверхность в древние времена) или до непроницаемого участка земной коры. При встрече на своем пути во время миграции нефть и газ скапливаются в осадочной горной породе пласта около непроницаемого участка горной породы, то есть попадают в ловушку.

Ловушка представляет собой часть природного резервуара, имеющего непроницаемые препятствия для дальнейшей миграции нефти и газа. В ловушке устанавливается равновесие (с учетом плотности) между нефтью, газом и водой. С учетом плотностей газ в ловушке сосредотачивается в верхней зоне, под ним нефть, а внизу вода. Самыми распространенными являются сводовые или экранированные ловушки.

Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве располагаются слабопроницаемые породы. При этом нефть и газ всплывают над водой, находящейся в проницаемом пласте, попадают в свод антиклинали и оказываются в ловушке (рис. 1 а). Препятствием для миграции нефти и газа в такой ловушке является слабо (плохо) проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки.

Рис. 1. Типы ловушек

Ловушка может образовываться и в тех случаях, когда хорошо проницаемая порода на некотором участке ограничена плохо проницаемой породой. Такие ловушки называют литологически экранированными (рис. 1 б). Ловушки могут образовываться в местах контакта по трещине порового пласта и плохо проницаемой породы. Такая ловушка называется тектонически экранированной. Из рис. 1 в видно, что нефть и газ, скопившиеся в приподнятой части пористого пласта, оказались в ловушке, так как их миграция практически невозможна в плохо проницаемые породы.

В природе встречаются и стратиграфически экранированные ловушки (рис. 1 г). В них нефть и газ находятся в наклонно залегающем пористом пласте и контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа. В любой ловушке при соответствующих условиях могут скапливаться нефть и газ, и такая ловушка называется залежью. Форма и размер залежи соответствуют форме и размеру ловушки.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: