2. Водо – нефте – газонасыщенность пород – коллекторов

В природных пластах все поры заполнены водой, нефтью и газом. Нефть и газ в породах – коллекторах при формировании залежи всегда приходят на смену воде, поэтому в порах всегда находится остаточная вода. Она находится в виде молекулярно связанной пленки на стенках пор.

Горная порода, имея различный минеральный состав, по – разному реагирует на воду и углеводороды.

Породы, которые смачиваются водой лучше, чем нефтью, называются гидрофильными, смачиваемые лучше нефтью, чем водой – гидрофобными. В чистом виде ни тех, ни других пород не существуют. Принято считать гидрофобными, если доля воды в порах составляет менее 0,1 (10%), гидрофильными – в том случае, если доля воды в открытых порах превышает эту грань.

Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллектора вызвана тем, что в гидрофильных коллекторах процесс вытеснения нефти из пор в процессе разработки залежи протекает значительно легче, т.к. нефть не связана непосредственно с породой, а как бы скользит по пленке связанной воды, прилипшей к стенкам пор. В гидрофобной породе нефть прилипает к поверхности пор, что приводит к снижению ее выхода на поверхность при извлечении.

Заполняемость порового пространства водой, нефтью и газом определяется через коэффициенты водонасыщенности, нефтенасыщенности и газонасыщенности.

Все коэффициенты представляют собой отношение объема, заполненного остаточной водой, нефтью или газом к суммарному объему открытой пористости и определяются соответственно по формулам:

где К_в, К_н, К_г – соответственно коэффициенты насыщения пор водой, нефтью, газом;

V_в, V_н, V_г – объем порового пространства, занятый соответственно водой, нефтью, газом;

V_о.п. – суммарный объем открытых пор.

В сумме доля воды, нефти и газа в порах составляет единицу:

Измеряется коэффициент насыщения каким – либо флюидом или в долях единицы или в процентах (Например: К_н=0,85 или 85%).

3.2.3 Проницаемость пород - коллекторов

Проницаемость – это свойство пористой среды пропускать через себя жидкость при перепаде давления.

Проницаемость подчиняется закону Дарси, согласно которому, скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости:

,

где V – скорость фильтрации, м/с;

Q – объемный расход жидкости через образец в единицу времени, м/с;

F – площадь сечения образца, м²;

- перепад давления на противоположных торцах испытуемого образца, Па;

- длина образца, м;

- абсолютная вязкость жидкости, Па^.с;

К_пр– коэффициент проницаемости, м².

Решая уравнение относительно коэффициента проницаемости, получим:

.

Единица проницаемости (м²) соответствует расходу за 1 секунду 1м³ жидкости вязкостью в 1 Па^.с в образце с поперечным сечением 1м² и длиною в 1м при перепаде давления в 1 Па. Физический смысл размерности коэффициента проницаемости заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения пустотного пространства в образце, по которому происходит фильтрация.

Проницаемость бывает абсолютной, фазовой и относительной.

Абсолютная проницаемость – это проницаемость пористой среды для однородной жидкости и газа, м².

Фазовая проницаемость – проницаемость пористой среды для данной жидкости или газа в присутствии другой фазы (нефть – вода, нефть – газ, газ - вода), м².

Относительная проницаемость – это отношение фазовой проницаемости к абсолютной (однофазовой) проницаемости.

Относительная проницаемость измеряется в долях единицы.

Кривые относительной проницаемости нефти и воды ведут себя закономерно: с возрастанием обводненности залежи относительная проницаемость для воды возрастает, а проницаемость для нефти падает почти до нуля (рисунок 10).

Не каждая пористая среда является коллектором. Типичным примером являются глины, имеющие высокую пористость, но очень низкую, близкую к нулю, проницаемость (флюидоупор). Это связано с тем, что пористость в глинах является субкапиллярной. В некоторых случаях роль коллектора могут играть трещиноватые сланцы, аргиллиты, выветренные изверженные и метаморфические породы (например, черные аргиллиты баженовской свиты юры в Западной Сибири, дебиты нефти на Салымском месторождении достигают 800 т /сут.).

Рисунок 10 – Закономерность изменения относительной проницаемости системы нефть – вода

Проницаемость по напластованию пород, как правило, выше проницаемости перпендикулярной напластованию.

По характеру распространения, литологической выдержанности пластов, толщине и коллекторским свойствам выделяются региональные, зональные и

локальные пласты – коллекторы.

Региональные коллектора широко развиты в пределах огромных регионов или даже провинций (например, продуктивная толща Апшеронского полуострова).

Зональные - охватывают зоны нефтегазонакопления или части области.

Локальные – в пределах локальной структуры или группы смежных месторождений.

В пределах Оренбургской области наиболее часто встречаются залежи с проницаемостью продуктивных пластов 10 – 150 мкм^{2 .} 10^-3, реже 150 – 500 мкм^{2 .} 10^-3, крайне редко – более 500 мкм^2. 10^-3.

По величине проницаемости коллекторы условно делятся на 5 классов:

1 класс – очень хорошо проницаемые, коэффициент проницаемости более 1 мкм²;

2 класс – хорошо проницаемые, коэффициент проницаемости изменяется от 0,1 до 1 мкм²;

3 класс – среднепроницаемые, коэффициент проницаемости изменяется от 0,01 до 0,1 мкм²;

4 класс – слабопроницаемые: от 0,001 до 0,01 мкм²;

5 класс – непроницаемые, менее 0,001 мкм.

Промышленную ценность представляют коллекторы, относящиеся к первым трем классам.

Соотношение единиц измерения проницаемости следующее:

1м²= 10¹² мкм² = 10¹⁵мкм²; таким образом 1000 мкм^{2 .} 10^-3 = 1 мкм².

В устаревших учебниках использовалась единица измерения – дарси.

Дарси = мкм², миллидарси = мкм^{2 .} 10^-3