1. Виды и классификация нефтесодержащих пород

Все нефтесодержащие породы классифицируют по признакам:

1) По составу породообразующих минералов:

- терригенные пески и песчаники (51%) – На сегодняшний день наиболее вовлечены в разработку пески, в среднем полнота извлечения составляет 40-45%;

- карбонатные (48%) – известняк и доломит. К-нт извлечения 30-35%;

- магматические.

2) По характеру образования прир-х ловушек н и г

- ловушки первичного происх-я (образ-ние в рез-тате естеств-го осадконакопления);

- ловушки вторичного происх-я (в рез-те геологических процессов)

3) По физическому состоянию и содержанию у/в (разные типы залежей):

- чисто газовые (92-99% метана)…медвежье м/р-е;

- газоконд-е (содержат свободный газ и жидкий конденсат)…уренгойское м/ние;

- газоконденстано-нефтяные…ямбург, заполярье;

- газонефтяные (в одном пласте присутствуют н,г);

- чисто нефтяные …пластовое давление выше насыщения.

С точки зрения фильтрации н и г в п/п пустоты существуют в разных видах - поры, трещины, каверны и смешанные пустоты.

По размерам пустот, образующих каналы ф-ции, различают:

1) сверхкапиллярные каналы (d>0,5 мм). Ж-сть и газ движутся свободно при любых перепадах давления;

2) капиллярные каналы (d=0,2…0,5 мм). Газ движется свободно, а ж-сть с преодолением капиллярных сил;

3) субкапиллярные каналы (d<0,2 мм). Г движется, н-практически нет.

Пористость – наличие в составе г.п. пустот. Виды пористости: Открытая – сключает все связанные между собой каналы. Динамическая – каналы, в которых происходит фильтрация ж-сти при ΔР. Полная – все виды пустот.

Величину пористости оценивают к-том пористости m – m=V_ПОР/V_ОБР. m=17…25% - для терригенных пород; 0,2…50 – для глин.

Определяется пористость по методу Преображенского – разница м/д массами сухого образца и наполненного.

Проницаемость – способность породы пропускать ч/з себя ж-сти или газ. Величина ее определяется из уравнения з-на ф-ции Дарси . «-» - движение, обратное изменение давления. К-нт прон-сти, м²; 1 мкм²=1Д.

Проницаемость не зависит от давления. Различают виды прон-сти:

1) Абсолютная – прон-сть г.п. по ж-сти или газу химически инертных по отношению к этой г.п.

2) Фазовая – прон-сть г.п. по отдельной фазе (речь о многофазной ф-ции): по нефти k_Н – по нефти, k_В – по воде, k_Г – по газу

3) Относительная – отношение фазовой прон-сти к абсолютной

Прон-сть хар-зует площадь поперечного сечения тех каналов, по которым происходит ф-ция ж-сти, н, г.

Из рисунка – мы не можем извлечь всю нефть.

2. Гранулометрический или механический состав г.П.

Он определяет наличие в составе г.п. частиц различной крупности. 2 метода:

1) ситовой анализ – дробят образец и пропускают через набор сит;

2) седимент-ый анализ (на весах Фигуровского) – опр-т скорость оседаниячастиц.

Знание гр/м-го состава необходимо для прогноза величин пористости и прон-сти.

Удельная поверхность г.п. S_УД – суммарная площадь поверхности всех каналов ф-ции, отнесенная к объему этой породы. Определяют по эмпирической формуле Казини , м2/м3. Работает не везде.

Механические свойства г.п.

Знание мех-х св-в г.п. позволяет производить оценку запаса упругой энергии пласта и его влияния на процессы ф-ции ж-сти и газа. Величина упругой энергии оценивется с помощью к-та сжимаемости β. Его можно вычислить – как меняется объем образца г.п. при изменении ΔР к общему объему образца. , «-» - показывает, что с увеличением Р объем породы уменьшается.

2 вида β: -скелета г.п.; - β пустот.

Для продуктивны пород виды β:

β_С – скелета ;

β_П – пустот

β_ПЛ – для пласта в целом

Пределы изменения β_ПЛ: {0,3…2·10^-10 Па^-1}

На практике кроме перечисленных коэфф-тов сжимаемости в расчетах процесса ф-ции используется к-нт упругой емкости пласта ᴂ - его можно определить, зная k-прон-сть, μ-вязкость, m-пор-сть, β-сжимаемость