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: 2784;


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2024 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.016 сек.