Пределы измерения полной пористости некоторых горных пород

Породы	Пористость, %
Изверженные Глинистые сланцы Глина Пески Песчаники Известняки и доломиты	0,05  1,25 0,54  1,4 6,0  50,0 6,0  52,0 3,5  29,0 0,6  33,0

Таблица 2.2

Пористость коллекторов, содержащих нефть

Коллектор	Пористость, %
Пески Песчаники Карбонатные коллекторы	20,0  25,0 10,0  30,0 10,0  25,0

Различают поровые каналы:

Сверхкапиллярные -  больше 0,5 мм (поровых каналов), движение жидкости свободно.

Капиллярные -  0,5  0,0002 мм, движение жидкости возможно при значительных перепадах давления газы движутся легко.

Субкапиллярные -  меньше 0,0002 мм, при существующих в пластах перепадах давления жидкость перемещаться не может.

Широкие измерения предела пористости одних и тех же пород объясняются действием многих факторов: взаимное расположение зерен, процесса цементации, растворения и отношения солей и др.

.1. Гранулометрический (механический) состав пород

Содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах, называется гранулометрическим (механическим) составом.

От гранулометрического состава зависят не только пористость, но и другие важнейшие свойства пористой среды: проницаемость, удельная поверхность и др.

На основании результатов механического анализа, проводимого в процессе эксплуатации месторождения, для оборудования забоев нефтяных скважин подбирают фильтры, предохраняющие скважину от поступления в нее песка, подбирают режимы промывок песчаных пробок и т.д. Анализ механического состава широко применяется не только для изучения свойств, их происхождения, но и в нефтепромысловой практике. Механический состав определяют ситовым анализом ( > 0,05мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.

Результаты замера представлены на рис. 2.2.

Коэффициент неоднородности К_н =, где d₆₀ -  частиц, при котором сумма масс всех фракций, включая этот  = 60% от массы всех фракций, тоже d₁₀ (от нуля до этого диаметра ).

Для нефтяных и газовых месторождений К_н = 1,1  20,0.

Проницаемость горных пород - важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при наличии перепада давления.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или, скажем, их смеси. В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, пропорциональность одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).

Фазовая (эффективная) проницаемость - проницаемость породы для одного газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости данной пористой среды к абсолютной ее проницаемости. За единицу проницаемости принимается - проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 м² и длиной 1м, при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1Па·с составляет 1м³ /с.

В промысловых исследованиях для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей – мкм²·10^-3 (микрометр квадратный).

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широком диапазоне значений даже в пределах одного и того же пласта. Приток нефти и газа к забою скважин наблюдается в пластах с высоким пластовым давлением даже при незначительной проницаемости пород (1020 мкм²·10^-3 и менее). Проницаемость большинства нефтеносных и газоносных пластов составляет обычно несколько сот мкм²·10^-3.

На проницаемость влияет характер напластования пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть или газ (при наличии в порах воды), или многофазные системы (вода, нефть и газ одновременно). В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда будет меньше абсолютной проницаемости этой породы. При этом величина эффективной (фазовой) проницаемости зависит от нефте-, газо- и водонасыщенности породы. Так, при водонасыщенности примерно 20% проницаемость породы для нефти падает, в то время как движение воды в порах почти не наблюдается. При водонасыщенности 80% движение нефти (газа) практически прекращается и фильтруется только вода.

Вывод: необходимо предохранять нефтяные пласты от преждевременного обводнения и предотвращать прорыв вод к забоям нефтяных скважин.

Некоторое влияние на относительную проницаемость различных фаз оказывают физико-химические свойства жидкостей, проницаемость пород, градиент давления.

Карбонатность нефтегазосодержащих пород - это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО₃, CaMg(CO₃)^-₂ определяется путем растворения навески породы в НСl.

Чем выше карбонатность, тем ниже проницаемость пород и в целом хуже коллекторные свойства.

По мере роста карбонатности песчаников постепенно снижается их пористость, а когда карбонатность достигает 10%, снимается и проницаемость. При карбонатности 2530% песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.

Удельная поверхность – отношение общей поверхности открытых поровых каналов к объему породы. Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен 0,2мм удельная поверхность превышает 20 000 м²/м²). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.

Горно-геологические параметры месторождений:

1. геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания);

2. свойства коллекторов (емкостные - пористость, нефтенасыщенность; фильтрационные - проницаемость; литологические - гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические - механические, теплофизические и др.;

3. физико-химические свойства флюидов;

4. энергетическая характеристика месторождения;

5. величина и плотность запасов нефти.

Размеры месторождений в среднем составляют: длина 510 км, ширина 23 км, высота (этаж нефтегазоностности) 5070 м.

Нефтяные залежи составляют 61 %, нефтегазовые - 12 %, газовые и газоконденсатные - 27 %.

По величине извлекаемых запасов (млн. т) залежи нефти условно делят на мелкие (менее 10), средние (1030), крупные (30300) и уникальные (более 300).

По начальному значению дебита (т/сут) различают низко- (до 7), средне- (от 7 до 25 ), высоко- ( от 25 до 200 ) и сверхвысокодебитные (более 200) нефтяные залежи.