vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

субкапиллярных трещин, удерживаемая молекулярно-поверхностными силами. Химический состав этой воды может быть идентичен химическому составу подошвенных или краевых вод. Эта вода осталась в пласте в виде тонких адсорбционных слоёв на поверхностях минералов в процессе формирования нефтяной и газовой залежей. Эту капиллярно удерживаемую плёночную воду называют связанной или остаточной.

Связанная вода неподвижна даже при значительных градиентах давления. Поэтому, несмотря на то, что в пласте имеется относительно большое количество связанной воды, добывающие скважины могут давать безводную нефть. Содержание связанной воды в разрабатываемых месторождениях нефти и газа составляет обычно от 10 до 30% от суммарного объёма порового пространства.

2.3. Залежь. Месторождение

Залежь – это единичное скопление углеводородов в пористой среде горных пород в количествах, пригодных для промышленной разработки. Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей одного и того же типа, связанных общим участком земной поверхности. В разрезе месторождения может быть одна залежь нефти или газа, но может быть и несколько.

Детально залежи и месторождения можно охарактеризовать при помощи структурных карт и геологических разрезов. Они дают наглядное представление о строении недр, что позволяет обосновывать проектные решения и организовывать контроль за разработкой месторождения.

Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа кровли и подошвы продуктивного пласта (вид сверху).

Геологическим разрезом называют изображение геологического строения данного участка земной коры и окружающих пород в вертикальной плоскости. К геологическим разрезам относятся геологический разрез скважины и геологический профиль. Под геологическим разрезом скважины понимается геологическое описание и графическое изображение последовательности напластования пород, пройденных скважиной. Знание геологического разреза позволяет обоснованно и квалифицированно пробурить, создать конструкцию и эксплуатировать скважину.

Геологическим профилем называют графическое изображение строения месторождения по какому-либо выбранному сечению вертикальной плоскости. Геологический профиль может составляться по разрезам скважин.

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются:

на газовые. Месторождение называют газовым, если оно содержит только газовые залежи;

на газоконденсатные. К газоконденсатным месторождениям относят такие газовые месторождения, из газа которого при снижении давления до атмосферного выделяется значительное количество жидкой фазы – конденсата;

на газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой);

на нефтегазовые (небольшая газовая шапка);

на нефтяные (с различным содержанием растворённого газа);

на газогидратные (эти залежи содержат газ в твёрдом состоянии).

2.4. Коллекторские свойства горных пород

Пористость. Под пористостью горной породы понимают наличие в ней различного вида пустот (пор, трещин, каверн).

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объёма пустот Vпор в образце породы к видимому объёму образца породы Vобр:

mп = Vпор . Vобр

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поперечного размера поровые каналы пород условно подразделяют на три группы:

1)сверхкапиллярные – диаметром больше 0,5 мм (жидкость движется

легко);

2)капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм (жидкость движется при приложении силы большей, чем капиллярные силы; газы перемещаются легко);

3)субкапиллярные – меньше 0,0002 мм (жидкость не может перемещаться при существующих на практике перепадах давления).

Коэффициентом открытой пористости mо называется отношение объёма открытых (т. е. сообщающихся между собой) пустот к видимому объёму образца.

Коэффициент эффективной пористости – это отношение объёма участвующих в фильтрации пустот к видимому объёму образца.

Пределы изменения пористости некоторых горных пород представлены в таблице 2.1.

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 2.1 – Пористость некоторых горных пород

Проницаемость. Это важнейшее свойство горных пород-коллекторов, характеризующее способность пористых сред пропускать через себя жидкости и газы. Различают проницаемость абсолютную, фазовую, относительную.

Абсолютная проницаемость определяется при наличии в пористой среде только одной какой-либо фазы (газ, однородная жидкость). В нефтегазовом деле абсолютная проницаемость часто определяется по воздуху.

Фазовой называется проницаемость пористой среды для газа или для какой-то конкретной жидкости при одновременном нахождении в пустотном пространстве двух или более фаз.

Относительная проницаемость по газу или какой-то конкретной жидкости есть отношение коэффициентов фазовой и абсолютной проницаемостей.

Значение проницаемости горных пород обычно определяют по линейному закону Дарси, формула которого для одномерной фильтрации жидкости имеет вид:

где υ – линейная скорость фильтрации;

Q – объёмная скорость фильтрации (расход);

F – площадь поперечного сечения исследуемого образца горной породы;

µ– коэффициент динамической вязкости жидкости;

Р– перепад (разница) давления на концах образца породы; L – длина образца исследуемой породы.

Вформуле (2.1) способность породы пропускать через себя жидкость оценивается коэффициентом проницаемости k.

Из формулы (2.1) следует, что

В Международной системе единиц СИ коэффициент проницаемости имеет размерность площади, т. е. измеряется в квадратных метрах.

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В промысловой практике часто пользуются единицей измерения, называемой дарси и обозначаемой Д. Соотношение между этими единицами следующее:

1 м= 1012 Д = 1015 мД; 1 мкм2 = 1 Д.

Большая часть промышленно нефтегазосодержащих пород имеет средние значения проницаемости от 0,01 до 1,0 Д.

Насыщенность горных пород. Характеризует наличие в породах газа, нефти, воды. Для количественной оценки этого свойства служат коэффициенты

Здесь Vг, Vн, Vв – объёмы пустот исследуемого образца породы, занимаемые газом, нефтью, водой.

Для газонасыщенных пород справедливо тождество Sг + Sв = 1, для нефтенасыщенных пород Sн + Sв = 1, для газонефтенасыщенных пород

Sг + Sн + Sв = 1.

Средние значения коэффициента газонасыщенности для разрабатываемых газовых месторождений и коэффициента нефтенасыщенности для разрабатываемых нефтяных месторождений примерно равны 0,85.

Коэффициенты насыщенности определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.

Упругость горных пород. Количественно оценивается коэффициентом упругости βс . Из закона Гука следует, что для единичного зерна породы:

βс = 1 ∆Vс ,

Vс ∆Р

где Vс – объём зерна (скелета) породы;

∆Vс – абсолютная величина изменения объёма зерна (скелета) породы при изменении давления на ∆Р.

Для продуктивных пластов βс часто изменяется в пределах от 1·10–10 до

2·10–10 1/Па.

Упругость нефтеводонасыщенной породы значительно больше и оценивается коэффициентом упругоёмкости пласта:

29