vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Емкость определяется пористостью — объемом пустот в породе. Пористость по генетической классификации может быть:

Первичной - пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами - межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.).

И вторичной - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Пористость измеряется в процентах.

Пористость коллекторов

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом.

Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.

1) общая (абсолютная) – объем всех пор в породе (изолированных и сообщающихся). Коэффициент общей пористости – представляет собой отношение объема всех пор к объему образца породы.

Кnобщ = Vвсех пор / Vобр

2) открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:

Кnоткр = Vсообщ / Vобр

Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости.

3) эффективная – определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы.

Кnэф = Vэф / Vобр

Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.

Пористость пород меняется с глубиной при увеличении давления, но не все так однозначно, поскольку увеличение пористости с увеличением давления может произойти при растрескивании, например аргиллитов.

Размер пор пород (по Б.А.Соколову)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Проницаемость коллекторов

Проницаемость пористой среды – это способность пропускать жидкость или газ при перепаде давления.

Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и

относительную проницаемость горной породы.

Абсолютная проницаемость - это проницаемость горных пород для однородной инертной жидкости или газа при отсутствии заметного физикохимического взаимодействия их с пористой средой.

Фазовая проницаемость - проницаемость горных пород для какой-либо жидкости или газа при одновременном наличии в ней других флюидов (газ — вода, вода - нефть, газ - нефть - вода) для данной жидкости или газа, зависит от степени насыщенности пор породы этой жидкостью или газом.

Относительная проницаемость — отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Величина безразмерная, может изменяться от 0 до 1.

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящее сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути

проницаемости в м2; F – площадь поперечного сечения в м2; - вязкость флюида

вПа с; L – длина пути в см; (P1-P2) – перепад давления в Па;

Вслучае фильтрации газа коэффициент проницаемости рассчитывается

по формуле:

где Q0-объемный расход газа приведенный к атмосферному давлению; Р0 – атмосферное давление в Па; F – площадь поперечного сечения в м2; - вязкость флюида в Па с; L – длина пути в см; P1 - начальное давление в Па; P2 – конечное давление в Па;

Единица коэффициента проницаемости называемая Дарси, Анри Филибер Гаспар Дарси (фр. 10 июня 1803, Дижон, — 2 января 1858, Париж) — французский инженер-гидравлик, обосновавший закон Дарси (1856), связывающий скорость фильтрации жидкости в пористой среде с градиентом

93

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

давления. Именем Дарси названа единица измерения проницаемости пористой среды. Под руководством Дарси в г. Дижоне была создана первая в Европе система городских очистных сооружений с различными фильтрационными засыпками. Это настолько изменило город в лучшую сторону, что уже на следующий день после смерти Дарси от пневмонии главной площади города было присвоено его имя.

Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси или мкм2 10-3 1Д 1.02 10-3 мкм2 1.02 10- 12м2 1000мД.

Проницаемость в большей степени зависит от наличия трещин, хотя доля их в пустотном пространстве составляет десятые и сотые доли процента. Объясняется это высокой проводимостью трещин по сравнению с порами гранулярных коллекторов, поэтому трещины создают в пласте направления преимущественной фильтрации.

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 ( > 0,05 мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.

Нефтегазоводонасыщенность - это отношение объема V нефти, газа и воды, находящихся в пустотном пространстве, к объему пустотного пространства

содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО3, CaMg(CO3)-2) . 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.

94

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Удельная поверхность - суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объёма горной породы.

Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверхность превышает 20 000 м2/м2). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.

УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ

Флюидоупоры

Породы плохо проницаемые, перекрывающие и экранирующие скопление нефти и газа по кровле и подошве, называются покрышками.

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи. Наиболее распространенными считаются глины. Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Природным резервуаром называется природная емкость для нефти, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением коллектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми породами.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве пород— коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления.

Строение природных резервуаров определяется их типом, вещественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства породколлекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Они могут быть сложены породами разного вещественного состава: терригенными, карбонатными, вулканогенными.

Пластовый резервуар – это проницаемый пласт, ограниченный флюидоупорами в кровле и подошве (рис.1).

Рис.1.

Массивный резервуар представляет собой большую толщу (несколько сот метров) проницаемых пород, перекрытую флюидоупором.

Залежи углеводородов (УВ) в таких резервуарах контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора, поэтому внутренний контур нефтеносности (газоносности) в них отсутствует.

95

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Породы-коллекторы, слагающие массивные резервуары могут быть литологически однородными или неоднородными, соответственно этому выделяют однородно-массивные (рис. 2, б) и неоднородно–массивные (рис. 2, в)

природные резервуары.

Рис. 2

Пластово-массивные природные резервуары (рис. 2, д) образуются при чередовании флюидоупоров и пластов-коллекторов, представляющих собой единую гидродинамическую систему, в которой водонефтяные или газоводяные контакты находятся на одной гипсометрической отметке.

Гидродинамическая связь пластов-коллекторов обеспечивается за счет выклинивания непроницаемых пород, возникновения в них участков деструкции (повышенной трещиноватости) или разрывных нарушений.

Рис. 2 Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв

Литологически ограниченные резервуары – это линзовидные проницаемые тела, заключенные в толще непроницаемых пород (рис. 2, г).

Рис. 2

Ловушками нефти и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Наиболее простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. Основными параметрами такой ловушки являются: толщина

96

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

коллектора, площадь по замкнутому контуру (изогипсе) и высота, измеряемая от кровли коллектора в своде складки до замка ловушки.

В настоящее время известно, что в природных резервуарах существуют

структурные, литологические, стратиграфические и гидродинамические

ловушки.

Ловушки структурного типа образуются в результате пликативных и дизъюнктивных тектонических деформаций горных пород, и разделяются на сводовые (антиклинальные) и тектонически экранированные ловушки (рис 3, а, б). Антиклинальная ловушка обусловлена изгибом слоев вверх.

Рис. 3. Разрез и план сводовой (а) ловушки и дизъюнктивно (тектонически) экранированной (б) ловушки в пластовом резервуаре: 1 – пластовый резервуар; 2 – изогипсы кровли пласта-колллектора, м; 3 – залежь в плане; 4 – тектоническое разрывное нарушение

Тектонически экранированные ловушки образуются в антиклинальных структурах и на моноклиналях, при наличии тектонических разрывов. Более правильно их следует называть дизъюнктивно экранированными, так как своды и антиклинали тоже представляют собой тектонические экраны на пути движения нефти и газа. При моноклинальном залегании природного резервуара ловушка может образоваться только при условии, если тектонический разрыв (экран) представляет собой не прямую плоскую поверхность, а кривую или ломаную поверхность (рис. 3б). Ограниченная разломом тектонически экранированная ловушка сформирована вертикальным перемещением пластов, когда пласт непроницаемых пород располагается напротив пласта проницаемых пород.

Ловушки литологического типа образуются в результате выклинивания пород-коллекторов по восстанию слоев (рис. 4) или их замещения одновозрастными слабопроницаемыми породами, а также при появлении повышенной локальной трещиноватости горных пород, или при наличии песчаных линз внутри глинистых толщ. В последних двух случаях понятия природный резервуар и ловушка совпадают.

97