какое свойство коллекторов характеризует возможность фильтрации жидкости

Основные свойства пород-коллекторов

Ёмкостно-фильтрационные свойства пород. Основными физическими параметрами, которые определяют ёмкостно-фильтрационные свойства (ЁФС) коллекторов, являются пористость, проницаемость и водонасыщеность.

Пористость горных пород. Пористость породы – это её свойство, которое определяет ёмкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную. В практике используются также различные коэффициенты пористости.

Общая (абсолютная, полная, физическая) пористость – это суммарный объем всех пор, каверн и трещин. Коэффициентом общей пористости к_п соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот v_п к общему объему породы v:

Открытая пористость – это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы.

Эффективная (динамическая, полезная) пористость. Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость – это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи. Неэффективными являются изолированные и сообщающиеся субкапиллярные поры.

Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.

Пористость осадочных пород меняется в широких пределах. В несцементированных песках общая пористость достигает 45 %, а открытая – 40 %, у глин пористость лежит в пределах 45-50 %. Нижний предел пористости у нефтеносных песчаников обычно составляет 6-8 %. При меньшем значении они теряют коллекторские свойства.

Для оценки проницаемости горных пород используют линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

где υ – скорость линейной фильтрации, м/с;

Q – объемный расход жидкости в единицу времени, м 3 /с;

F – площадь фильтрации, м 2 ;

Δр – перепад давления, Па;

L – длина участка фильтрации (пористой среды), м.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости:

В Международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности:

[L] = м; [F] = м 2 ; [Q] = м 3 /с; [р] =Па; [η] = Па·с.

Таким образом в Международной системе СИ за единицу проницаемости в 1 м 2 принимается проницаемость пористой среды, в которой при фильтрации через её образец площадью поперечного сечения 1 м 2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м 3 /с.

Коэффициент проницаемости k имеет размерность площади (м 2 ). Его физический смысл характеризует общую площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

В нефтегазопромысловой практике часто используется внесистемная единица – дарси (Д), 1 Д равен 1,02·10-12 м 2 =1,02 мкм 2 (1Д ≈ 1 мкм 2 ).

Проницаемость зависит, прежде всего, от структуры порового пространства: от размера и конфигурации пор, величины зерен, от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород и других факторов. По характеру проницаемость делится на межзерновую и трещинную.

Различают следующие виды проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная (общая, физическая) проницаемость характеризует физические свойства породы и определяется экспериментально объемным расходом газа или не взаимодействующей с минеральным скелетом однородной жидкости, при условии полного насыщения открытого порового пространства горной породы данным газом или жидкостью.

Эффективная (фазовая) проницаемость. Обычно пустотное пространство содержит двух- или трёхфазную систему: нефть – вода, газ – вода, газ – нефть, газ – нефть – вода. Каждый из этих флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Следовательно, фазовая проницаемость отражает способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других. Поэтому она всегда меньше абсолютной проницаемости.

Фазовая проницаемость зависит от их физико-химических свойств отдельных флюидов, температуры, давления и количественного соотношения разных флюидов. Поэтому с уменьшением количества нефти в залежи, при её разработке, фазовая проницаемость нефти падает.

Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной и выражается безразмерной величиной меньше единицы.

Водонасыщенность. При формировании залежи часть воды остаётся в пустотном пространстве коллектора. Эта вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в залежи, называется остаточной водой.

Количество остаточной воды в залежах зависит от ФЁС пород: чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов, тем её больше.

Таким образом, водонасыщенность или коэффициент водонасыщенности характеризует содержание пластовой воды в коллекторе. Коэффициент водонасыщенности k_в измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых водой V_в, к общему объему пор породы V_п:

Знание коэффициента водонасыщенности необходимо для определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности горных пород, которые определяют геологические запасы нефти и газа в залежах.

Источник

Фильтрационные свойства пород-коллекторов

Проницаемость

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации, т.е к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а также глины, имеющие массивную пакетную упаковку.

К плохо проницаемым относятся: глины с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники с обильной глинистой цементацией.

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

,

где Q – объемный расход жидкости в м 3 /с; k_пр – коэффициент проницаемости в м 2 ; F – площадь поперечного сечения в м 2 ; m – вязкость флюида в Па×с; L – длина пути в см; (P₁ – P₂) – перепад давления в Па;

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Под абсолютной проницаемостьюпонимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости k_пр.

Значение коэффициента проницаемостив лабораторных условиях определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:

где v – скорость фильтрации. В этом уравнении способность породы пропускать жидкость и газ характеризуется коэффициентом пропорциональности k_np, который и называется коэффициентом проницаемости.

Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.

Эффективной (фазовая)называется проницаемость k_пр._эф. пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной, проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы – нефть, газ, вода, – эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т.е. через пористую породу движется только чистая вода.

Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин:

1) от размера поперечного сечения пор (трубок). Последний же зависит от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации.

В отличие от пористости, которая при прочих равных условиях не зависит от величины зерен, слагающих породу, проницаемость непосредственно связана с величиной зерен. Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а следовательно, меньше и ее проницаемость.

Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относится к категории хорошо проницаемых.

В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исключительно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически являются непроницаемыми или мало проницаемыми;

2) от формы пор. Чем сложнее их конфигурация, тем больше площадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и тем меньше проницаемость такой породы;

3) от характера сообщения между порами. Если отдельные поры сообщаются друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается;

4) от трещиноватости породы. По трещинам, в особенности когда они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жидкости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению проницаемости такой породы, так как по ним возможно движение жидкости или газа;

5) от минералогического состава пород. Известно, что одна и та же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особенное значение это обстоятельство имеет в тех случаях, когда порода обладает капиллярными и субкапиллярными порами. В субкапиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов

Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т.е. наличием в них пустот (пор). Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор ( V _пор), открытых и закрытых. Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся ( V _сообщ) между собой пор.

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости ( m ), выраженный в долях или в процентах. Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие. Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

субкапиллярные (размер пор 0,5 мм.

Каналы, образуемые порами, разделены на три группы: крупные (сверхкапиллярные) – диам. более 0,5 мм; капиллярные – диам. 0,5 – 0,0002 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 м.

С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность, газонасыщенность), нефтенасыщенность, величины, выраженные в долях или в процентах.

Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.

Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость горной породы.

Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды.

Эффективная проницаемость характеризует способность среды пропускать через себя жидкость (нефть, воду) или газ в зависимости от их соотношения между собой.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы — нефть, газ, вода, — эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

По характеру проницаемости различают коллектора: равномерно проницаемые; неравномерно проницаемые; трещиноватые.

По величине проницаемости (мкм 2 ) для нефти выделяют 5 классов коллекторов: очень хорошо проницаемые (>1);

хорошо проницаемые (0,1 – 1); средне проницаемые (0,01 – 0,1); слабопроницаемые (0,001 – 0,01); плохопроницаемые (

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Упругие свойства горных пород и влияют на перераспределения давления в пласте в процессе эксплуатации месторождения. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород, перераспределяется не мгновенно, а постепенно после изменения режима работы скважины. Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным

Источник

Коллекторы и флюидоупоры

Коллекторы – это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке

Коллекторские ( фильтрационные) свойства породы: пористость и проницаемость.

Породы-коллекторы могут иметь первичную и вторичную пористость:

Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение.

По литологическому составу коллекторами нефти и газа являются горные породы:

Менее значимые коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.

Терригенные коллекторы занимают 1 е место.

На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа.

К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах.

Емкостно-фильтрационные свойства различны.

Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.
Глинистость ухудшает коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы занимают 2 е место.
На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа.

Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных:

Фильтрация нефти и газа обусловлена, в основном, трещинами, кавернами.

Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.

Коллекторы, обнаруженные в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах, представлены эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками).

Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири.

Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.

Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

По коллекторским свойствам выделяют 4 группы пород-коллекторов.
Классификация Дахнова:

Тип пустотного пространства, обусловленный происхождением породы, определяет ее физические свойства, поэтому он положен в основу наиболее часто используемой классификации пород-коллекторов.

Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта.

Флюидоупоры могут не пропускать жидкость (нефть и воду), могут пропускать газ, который имеет меньшую вязкость.

По литологическому составу флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород.

В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа.

Глинистые флюидоупоры наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах.

Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения.

Источник

ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Важнейшим свойством пород-коллекторов яв­ляется их способность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способ­ность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью.

Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.

В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При дру­гих обстоятельствах может происходить двух- или трехфазо­вая фильтрация — совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. По­этому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемостей.

Под абсолютной проницаемостьюпонимается проницае­мость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости .

Значение в лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:

(V.15)

где v — скорость фильтрации; μ — вязкость газа (жидкости); — перепад давления; ΔL — длина образца. В этом урав­нении коэффициент пропорциональности представляет собой коэффициент абсолютной проницаемости.

Скорость фильтрации v можно определить следующим образом:

где Q — объемный расход газа (жидкости) через образец в единицу времени, приведенный к давлению и температуре газа в образце; F — площадь фильтрационного сечения об­разца.

Для определения абсолютной проницаемости пользуются формулой, полученной из (V. 15) и (V.16):

(V.17)

Абсолютная проницаемость зависит только от физичеких свойств породы.

Рис. 26. Зависимость отно­сительных проницаемостей пористой среды для нефти (1) и воды (2) от водонасыщенности пус­тотного пространства (по Ф.И. Котяхову)

Фазовойназывается проницаемость пород для дан­ных жидкости или газа при движении в пустотном простран­стве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсо­лютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами.

В качестве примеров на рис. 26 и 27 показаны графики зависимости от водонасыщенности пористой среды относи­тельных проницаемостей соответственно при совместном движении для нефти и воды, а также для газа и воды.

Из приведенных зависимостей видно, что в принципе с ростом обводненности пластов фазовая (и соответственно относительная проницаемость) нефти и газа снижается. Но по каждой залежи это происходит по-своему и поэтому тре­бует индивидуального изучения.

Анализ таких графиков позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, газа, воды в скважины, что используется при проектировании систем и динамики показателей разработки и решении других задач добычи нефти и газа.

Из изложенного видно, что проницаемость пород молено определить путем исследования их образцов.

При разведке и разработке месторождений нефти и газа проницаемость реальных продуктивных пластов определяют также по результатам гидродинамических исследований скважин (см. главу XIII настоящего учебника). Надежных ме­тодов определения проницаемости по данным геофизических исследований скважин пока нет.

Рис. 27. Зависимость относительных проницаемостей пористой среды для жидкости (1) и газа (2) от водонасыщенности пустотного пространст­ва в песчаниках (а) и пористых известняках и доломитах (б) (по Ш.К. Гиматудинову)

Источник