3.2 Нефтегазонасыщение горных пород

В поровом пространстве пород-коллекторов наряду с водой может содержаться нефть или газ. При этом количественное соотношение и характер распределения воды, нефти и газа в поровом пространстве могут быть различными. Распределение нефти (газа) и воды в порах зависит от того, гидрофильная или гидрофобная порода.

Твердая фаза осадочных пород сложена в основном гидрофильными минералами, что обусловливает наибольшую распространенность именно гидрофильных коллекторов нефти и газа.

Для количественной характеристики нефтегазонасыщенности используются коэффициенты нефте и газонасыщения.

Коэффициент нефтенасыщения равен отношению объёма занимаемого нефтью в породе, к объёму порового пространства.

Коэффициент газонасыщения равен отношению объёма газа, занимаемого газом в породе к объёму порового пространства.

В общем случае объём порового пространства определяется:

(3.6).

Откуда:

(3.7).

где V_н, V_г и V_в — доли объемов порового пространства, занятых соответственно нефтью, газом и водой; , , — коэффициенты нефте- газо- и водонасыщения.

В нефтеносных коллекторах с коэффициентом водонасыщения связан коэффициент нефтенасыщения

в газоносных коллекторах коэффициент газонасыщения

где V_Н и V_Г – объемы порового пространства, занимаемого нефтью и газом.

Нефть или газ, находящиеся в поровом пространстве породы, извлекаются лишь частично. Это связано с тем, что нефть может заполнять субкапиллярные и тупиковые поры. В связи с этим различают коэффициенты извлекаемого и остаточного нефтенасыщения (газонасыщения), сумма которых равна: = +

В частном случае для гидрофильной нефтенасыщенной породы:

(3.8)

Если поры нефтеносной породы не содержат подвижной воды ( = 0), то

(3.9)

Для нефтеносных коллекторов при наличии неподвижной нефти коэффициент s_B относительного содержания подвижной воды в части порового пространства, не заполненного связанной водой определится

соотношением:

.

где k_Н.СВ. определяет долю объема порового пространства, заполненного нефтью, адсорбированной частицами породы с гидрофобной поверхностью.

Контрольные вопросы.

1. Каким параметром определяется наличие воды в горных породах.

2. Каким параметром определяется способность горных пород удерживать воду?

3. Перечислите основные категории и типы воды содержащейся в горных породах.

4. Что такое коэффициенты связанной, остаточной и эффективной водонасыщенности?

5. Дайте определение коэффициентам влагоемкости.

6. Что такое коэффициенты остаточного и извлекаемого нефтенасыщения (газонасыщения)?

Глава 4: Плотность горных пород

Плотность — физическая величина, которая для однородного вещества определяется его массой в единице объема (кг/м³).

Масса — величина, характеризующая количество вещества в теле, и равная весу тела, деленному на ускорение свободного падения .

Удельный вес равен отношению веса тела к его объему и может быть определен как произведение плотности на ускорение свободного падения g.

Для практических целей часто используют относительную плотность. Для жидких и твердых веществ она устанавливается по отношению плотности дистиллированной воды при 4 °С, для газов — по отношению к плотности сухого воздуха при нормальных условиях (р=101325 Па, Т = 0).

Объёмом V породы определяется объёмом V_тв твёрдой фазы и пор V_п.

Твёрдая фаза может слагаться различными минералами, а поры могут быть заполнены пластовой водой V_в, нефтью V_н, газом V_г.

Плотность горной породы в этом случае определится выражением:

(4.1),

где , , , - плотность твердой, жидкой и газообразной фаз пород, k_П, k_Н, k_Г.- коэффициенты водо- нефте- и газонасыщения.

Плотность твердой фазы _ТВ является средневзвешенной величиной плотности составляющих породу минералов:

(4.2),

где _мi, V_мi соответственно плотность и объём минерала.

Минералы, наиболее часто встречающиеся в осадочных породах, по плотности могут быть условно подразделены на три группы [11,15]:

1) легкие - глинистые с м (1,5—2,6)-10³ кг/м³, некоторые сульфаты и хлориды [гипс (2,32-10³ кг/м³), галит (2,20-10³ кг/м³) и др. ];

2) средние - основные породообразующие с м от (2,6 + 2,65)10³ кг/м³ (полевые шпаты, кварц) до (2,71—2,85)-10³ кг/м³ (кальцит, доломит), реже до 2,95-10³ кг/м³ (ангидрит);

3) тяжелые - сопутствующие рудные минералы с м, (3,5—5)10³ кг/м³ и более.

Жидкая фаза пород обычно бывает представлена пластовой водой или пластовой водой и нефтью.

Плотность пластовых вод в свободном и рыхло связанном состояниях зависит в основном от химического состава, минерализации, температуры и изменяется в пределах (0,95—1,2)-10³ кг/м³ .

Природные нефти характеризуются незначительным пределом изменения плотности. В нормальных условиях (р=0,1 МПа, Т=20°С) в зависимости от химического состава _н изменяется в пределах (0,7—1,06)10³ кг/м³. Повышенная плотность обычно свойственна окисленным нефтям с высоким содержанием асфальтенов и смол. В пластовых условиях _н зависит от температуры, давления и газового фактора. Различие плотностей нефти в пластовых и поверхностных условиях учитывается с помощью объемного коэффициента. Если жидкая фаза состоит из воды и нефти, то ее плотность рассчитывается как средняя взвешенная величина:

(4.3),

где _в и _н — плотности воды и нефти; V_в/V_ж и V_н/V_ж — занимаемые водой и нефтью объемы в единице объема жидкой фазы.

Плотность природных газов _г в нормальных условиях зависит от их химического состава и обычно определяется отношением к плотности воздуха при тех же условиях. В отличие от твердой и жидкой фаз _г плотность газа более существенно зависит от температуры и давления.

Если плотности твердой фазы и пластовой жидкости постоянны, то при полном насыщении породы флюидом, её плотность _п связана с коэффициентом пористости соотношением:

_п (4.4)

Это позволяет использовать зависимость _п = f( ) для определения плотности пород по величине коэффициента пористости и наоборот.

Существуют номограммы, позволяющие по коэффициенту пористости определять плотности пород и, наоборот, определять пористость неглинистых водонасыщенных пород по величине их плотности.

В глинистых породах твердая фаза состоит из основных породообразующих минералов, составляющих скелет породы с плотностью _м, и глинистого цемента с плотностью _ГЛ, частично заполняющего поровое пространство между зернами скелета. В этом случае плотность породы буде зависеть от коэффициентов пористости и глинистости:

(4.5),

где _гл — объемная глинистость.

В практике часто используют следующие параметры, характеризующие плотностные свойства горных пород:

• минеральная плотность – это отношение массы твёрдой фазы горной породы к объёму твёрдой фазы.

• плотность газонасыщенных пород – это отношение массы твёрдой фазы горной породы к объёму породы, лишённой поровой влаги.

• плотность газоводонасыщенных пород – это отношение массы горной породы с лабораторной влажностью к объёму пород.

• плотность водонасыщенной породы – это отношение массы горной породы с максимальной влажностью к объёму породы.

Контрольные вопросы.

1. Дайте определение плотности горной породы.

2. Что такое удельный вес горной породы?

3. Какова классификация минералов встречающихся в осадочных горных породах по плотности?

4. Перечислите основные параметры характеризующие плотностные свойства горных пород.