Свойства коллекторов нефти и газа. Типы коллекторов нефти и газа
Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. На формирование геометрии порового пространства коллекторов и, следовательно, на их фильтрационные характеристики влияют структура и текстура пород.
Структура осадочных горных пород — размеры и форма слагающих породу минеральных зерен или условных неделимых (биоморфных или детритовых остатков, скелетов организмов, оолитов и т. п.).
Текстура — характер взаимного расположения компонентов породы и их пространственная ориентация. Емкостное пространство включает емкости двух видов: седиментационные и постседиментационные, в которых все изменения протекают с разной интенсивностью, определяемой в первую очередь типом коллектора.
1 Пустотность (пористость) – наличие в горной породе пустотного пространства. Пустотное пространство определяется размерами, конфигурацией, укладкой частиц, слагающих породу и образующих поры, наличием в порах цементирующих веществ, а также трещин и каверн.
Под пористостью понимают пустотность породы-коллектора.. Для характеристики пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры.
По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные (> 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм) и субкапиллярные (<0,2 мкм).
В сверхкапиллярных порах движение воды подчинено законам гидравлики. Вода, нефть и газ в них свободно перемещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных порах движение жидкости затруднено вследствие проявления сил молекулярного сцепления. Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водо- и нефтегазоупорными. Фильтрация воды по таким породам невозможна.
Различают общую, открытую и эффективную пористость.
Общая (полная, абсолютная) пористость — это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости представляет собой отношение объема всех пор Vп к объему образца породы Vобр
mп = Vп/ Vобр
При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость – объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой. Она характеризуется коэффициентом открытой пористости – отношением суммарного объема открытых пор Vо.п. к объему образца породы Vобр:
mо = Vо.п./ Vобр
Эффективная пористость – пористость, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости нефтесодержащей породы равен отношению объема пор, через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления Vэ, к объему образца породы Vобр:
mэ = Vэ/ Vобр
Для характеристики двух- или трёхфазных систем применяется понятие динамической пористости. Коэффициент динамической пористости определяется отношением объема движущейся в породе жидкости Vд к объему образца Vобр:
mд = Vд/ Vобр
Динамическая пористость всегда ниже эффективной, поскольку в эффективный объем пор включается также объем неподвижных жидкостей и газов, удерживаемых поверхностно-молекулярными силами.
2 Кавернозность — наличие в горной породе пустот неправильной или округлой формы размером более 1 мм. Она характеризуется коэффициентом кавернозности, равным отношению суммарного объема всех каверн Vк к объему образца породы Vобр
mк = Vк/ Vобр
3 Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной величины. Гранулометрический состав влияет на особенности эксплуатации нефтесодержащнх коллекторов, нефтеотдачу и различные биохимические процессы в продуктивных пластах.
По размеру частиц (мм) породы разделяются на три группы: пески или псаммиты 1—0,1; алевриты 0,1—0,01; пелиты менее 0.01. Породы относятся соответственно к псаммитам, алевритам или пелитам, если содержат по 50- 80 % частиц той или иной группы.
Для определения гранулометрического состава керн породы освобождают от нефти и воды. Для этого его помешают в экстратор и обрабатывают определенными растворителями. Гранулометрический состав таких пород, как пески, рыхлые песчаники и другие, легко распадающиеся на составляющие зерна, определяют ситовым анализом. В практике для гранулометрического анализа применяют сита с отверстиями 1.0; 0,5; 0,25: 0,1 мм. реже — 0,04 мм. Еще более мелкие частицы разделяются гидравлическими методами.
4Трещиноватость — наличие в породе трещин. Трещины – это разрывы в горной породе (без перемещения блоков породы), характеризующиеся раскрытостью от десятков микрон до миллиметров, преимущественно тектонического происхождения. Раскрытость трещин позволяет приближенно оценить величины трещинной пустотности и трещинной проницаемости.
5 Проницаемость — способность породы пропускать через себя жидкости и газы (при наличии перепада давления). Она количественно характеризует фильтрационные свойства коллектора.
Для оценки абсолютной проницаемости горных пород обычно используют линейный закон фильтрации Дарси:
Согласно этому закону проницаемость kпр – константа пропорциональности, характеризующая пористую среду, причем в идеальном случае она не зависит от типа фильтруемой жидкости.
При движении через образец неоднородной жидкости, представленной несколькими фазами (газ—вода, нефть—вода, газ— нефть, газ—нефть—вода), величины проницаемости, определяемые по фильтрации каждой из фаз, будут отличаться от абсолютной проницаемости и одна от другой. Различают эффективную (фазовую) проницаемость для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы — жидкой или газообразной. Она изменяется в зависимости от характера фазы, температуры и давления н выражается в относительных единицах.
Отношение величины эффективной проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью породы.
6 Коэффициентом водо-, нефте-, газонасыщенности (kв, kн, kг) называется отношение объема воды, нефти или газа (Vв, Vн, Vг),содержащихся в пустотном пространстве породы, к объему пустот (Vп): kв= Vв / Vп; ka= Vн / Vп; kr= Vг / Vп.
Сумма коэффициентов насыщенности породы нефтью, водой и газом равна единице. Обычно коэффициенты нефте- и газонасыщенности определяют по коэффициенту водонасьаценности Ав, исходя из соотношения kн(г) =1– kв.
7 Удельная поверхность г.п. – суммарная поверхность частиц или поровых каналов содержащихся в ед. объема образца.
SУД=T/V
T – суммарная поверхность частиц, либо поровых каналов в образце [м2]
V – объем образца
8 Механические свойства г.п.:
1) Упругость г.п.
2) Прочность на и разрыв
3) Пластичность г.п.
Упругие свойства г.п. На состояние пласта, режим его работы, существенное влияние могут оказывать упругость коллектора и содержащиеся в нем флюиды. Если пластовое давление падает, то Н и В в пласте расширяются, а поровые каналы сужаются, в следствие того, что внешнее давление на пласт остается постоянным, а внутреннее уменьшается.
Упругую энергию г.п. принято характеризовать коэффициентами сжимаемости.
Коэффициент сжимаемости пласта, коэффициент сжимаемости пор, коэффициент сжимаемости поровой среды.
Пластические свойства г.п. – при упругих деформациях зерна породы и цементирующей материал. При увеличении давления свыше предела упругости (прочности), цементирующий материал разрушается, зерна породы смещаются относительно друг друга, плотность упаковки увеличивается до исчезновения пустот в г.п. (для пород гранулярного типа).
Под прочностью г.п. понимают их сопротивление механическому разрушению. Прочность пород на сжатие во много раз превышает прочность на разрыв.
9 Тепловые свойства г.п.
1) Удельная теплоемкость
2) Коэффициент теплопроводности
3) Коэффициент температуропроводности
4) Коэффициент линейного и объемного расширения
Коллекторы классифицируются по целому ряду признаков, поэтому имеется множество различных их классификаций. Наиболее важными классификационными критериями являются:
- тип емкости;
- литологический состав.
- величина пористости;
- величина проницаемости.
Классифакация коллекторов по типу емкости:
1 Поровый
2 Трещинновый
3 Каверновый
4 Трещинно-поровый
5 Трещинно-порово-каверновый
6 Каверно-поровый
Классификация коллекторов по литологическому составу:
Наиболее распространенные коллекторы нефти и газа — терригенные и карбонатные породы.
Терригенные породы-коллекторы представлены в основном песчаниками и алевролитами. Основные их показатели — гранулометрический состав, форма и характер поверхности минеральных зерен.
Карбонатные породы-коллекторы представлены известняками и доломитами. Формирование их емкостей определяется как генезисом, так и особенностями постседиментацнонных преобразований, в первую очередь трещиноватостью и последующим выщелачиванием пород. Развитие трещиноватости в карбонатных породах обусловлено литологическими особенностями пород.
Классификация коллекторов по величине пористости:
Класс коллектора | Эффективная пористость, % | Емкость коллектора |
А | > 20 | Большая |
Б | 20-15 | Большая |
С | 15-10 | Средняя |
D | 10-5 | Средняя |
Е | < 5 | Малая |
Классификация коллекторов по величине проницаемости:
Класс | Коллекторы | Коэффициент проницаемости, мкм2 |
I | Очень хорошо проницаемые | более 1 |
II | Хорошо проницаемые | 0,1-1 |
III | Среднепроницаемые | 0,01-0,1 |
IV | Слабопроницаемые | 0,001-0,01 |
V | Непроницаемые | менее 0,001 |
Дата добавления: 2018-05-25; просмотров: 2767;