12.2. Колекторські властивості теригенних (уламкових) гірських порід

Пористе середовище пласта в якому знаходяться вуглеводні, характеризується колекторськими властивостями, з урахуванням яких, поряд із запасами нафти і газу, визначають промислову цінність покладу та продуктивність свердловин. Основні колекторські властивості – гранулометричний склад, пористість, проникність, питома поверхня, стисливість пор породи при зміні тиску.

Гранулометричний склад (ГС) – вміст у гірській породі зерен різних розмірів виражений у відсотках (%) від маси або кількості зерен досліджуваного зразка. Гранулометричний склад визначають лише в сипучих і слабкозцементованих породах за допомогою ситового і седиментаційного аналізу. Відмита від нафти і висушена порода розподіляється за розмірами з допомогою набору сит. Найдрібніша фракція (з d ≤ 0,05 мм) розділяється за допомогою седиментації в рідині. Швидкість осадження частинок, яка залежить від їх розміру, можна визначити за формулою Стокса та іншими методами.

Нафтогазові колектори складаються переважно частками, розмір яких становить десяті долі міліметра. Гранулометричний склад дозволяє розуміти деякі умовах генезису порід у період їх виникнення. Наприклад, в прибережній зоні стародавнього водоймища відкладалися більші частки, ніж у більш віддалених. Гранулометричний склад пісків використовують при розрахунку промивок піщаних пробок, при виборі фільтрів для боротьби з надходженням піску в свердловини з рихлих пластів.

Наявність порожнин (пор) у гірській породі вимірюють коефіцієнтом пористості. Коефіцієнт пористості визначає величину запасів нафти (газу) в продуктивному пласті.

Коефіцієнт пористості – відношення об’єму пор V_пор в породі до її об’єму V:

В нафтових і газових колекторах пористість пісків коливається в межах

0,2 – 0,25, а пісковиків – від 0,1 до 0,3. Промислові притоки газу одержані з колекторів з пористістю меншою 0,05.

В залежності від форм порожнинного простору гірської породи виділяють такі різновиди пористості:

Загальна (фізична, або абсолютна) – характеризує сумарний об'єм закритих та відкритих пор зразка гірської породи.

Відкрита – характеризує об'єм пор, які сполучаються між собою, і через які можливий рух флюїду. Відкрита пористість менша від загальної на величину об'єму ізольованих пор.

Закрита – характеризує об’єм ізольованих пор, які можуть сполучатися, або не сполучатися між собою.

Ефективна – характеризує частину об'єму, яка зайнята рухомим флюїдом (нафтою, газом) при повному насиченні порового простору цим флюїдом. Ефективна пористість менша відкритої на об'єм зв'язаних (залишкових) флюїдів.

Проникність порід – властивість фільтрувати рідини і гази при перепаді тиску.

Абсолютною називається проникність при фільтрації через породу однієї якої-небудь рідини (нафти, води) або газу при повному насиченні пор цією рідиною або газом. Абсолютна проникність визначається за повітрям (азотом) або газом, щоб уникнути впливу рідин на структуру порового простору. В природних умовах пори, як правило, насичені двома або трьома компонентами (фазами) одночасно (нафта – газ, вода – газ або вода – нафта – газ).

Фазовою або ефективною називається проникність, визначена для якогось одного із компонентів при наявності в порах інших компонентів.

Відношення фазової проникності до абсолютної називається відносною проникністю.

Абсолютну і фазову проникність кернів гірських порід визначають за законом Дарсі, згідно з яким швидкість фільтрації рідин і газів у пористому середовищі при плоско-паралельному потоці пропорційна перепаду тисків і обернено пропорційна динамічній в’язкості:

,

де v – швидкість лінійної фільтрації; Q – об’ємні витрати рідини через породу; F – площа фільтрації (площа перерізу зразка породи); k – коефіцієнт пропорційності (коефіцієнт пропорційності породи); µ – динамічна в’язкість фази, що фільтрується; р₁ і р₂ – тиск на вході і, відповідно, на виході із зразка породи довжиною L.

Характерною особливістю колекторів нафти і газу є високий ступінь змін їх властивостей по площі залягання та по глибині залягання порід.

Питома поверхня – відношення загальної поверхні відкритих порових каналів до об’єму породи.

Наближено питома поверхня визначається за гранулометричним складом, за проникністю і пористістю порід з використанням формул типу Козена-Кармана:

,

де s_пит – питома поверхня; m – пористість; k – проникність; Т – звивистість порових каналів (відношення середньостатистичної довжини каналів до довжини керну), досягає 5 – 6; φ – структурний коефіцієнт, який враховує відхилення геометрії порових каналів від циліндричної форми.