1. Основные свойства коллекторов нефти и газа.

Пористые и трещиноватые горные породы, способные вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке, называются коллекторами.

Горные породы, слагающие земную кору, подразделены на три основные группы:

1) изверженные; 2) осадочные; 3) метаморфические. Последние образуются в результате более или менее глубокого изменения изверженных и осадочных пород. Все известные нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи приурочены к осадочным горным породам.

Осадочные породы сформировались в результате осаждения органических и неорганических веществ. По способу образования они подразделены на обломочные, химического, органического и смешанного происхождения.

Обломочные породы образовались в результате разрушения, переноса и отложения разрушенных пород. К ним относятся валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, глины, глинистые сланцы.

Породы химического происхождения образовались вследствие химических процессов. В их состав входят минеральные вещества, осадившиеся на месте залегания пород, но не перенесенные водой, подобно зернам песков и песчаников. К таким породам относят известняки, доломиты и др.

К группе пород органического происхождения относят породы, образовавшиеся в результате жизнедеятельности организмов (известняки, мел и др.).

Породы смешанного происхождения сложены из материала обломочного, органического и химического происхождения. К ним относятся глинистые и песчаные известняки.

Осадочные горные породы, имеющие большое количество мелких сообщающихся пустот (пор, трещин), являются коллекторами — вместилищами жидкости и газа в земной коре. К ним относятся пески, песчаники, известняки, доломиты. Они обычно обладают хорошей проницаемостью для нефти и газа.

Пластовый природный коллектор, содержащий нефть и газ и ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами (глинами, сланцами), называется залежью (верхняя граница пласта называется кровлей, а нижняя — подошвой). Различают нефтяные, газовые, газоконденсатные залежи. Большинство из них находится в земной коре на глубинах от нескольких сот метров до 3000—5000 м. Толщина залежей (пластов) колеблется от нескольких сантиметров до нескольких сот метров.

Несколько нефтяных или газовых залежей, расположенных одна над другой или по площади простирания, находящихся на одном участке земной коры, называются нефтяными, газовыми или газоконденсатными месторождениями.

По условиям залегания нефтяные и газовые залежи подразделяются на пластовые, массивные, литологически и тектонически ограниченные. Наиболее распространены пластовые сводовые. Массивные залежи образуются в коллекторах, имеющих значительную толщину (иногда различного возраста и состава) и подстилающихся подошвенными водами.

Литологически ограниченные залежи формируются обычно в толщах малопроницаемых пород, включающих локальные пористые и проницаемые линзы, кавернозные зоны и т. д. Тектонически ограниченные залежи приурочены к различного вида тектоническим нарушениям.

Продуктивные пласты нефтяных месторождений в основном характеризуются следующими свойствами горных пород: пористостью, проницаемостью, гранулометрическим составом и удельной поверхностью, механическими (упругостью, сопротивлением разрыву, сжатию и другим видам деформации), насыщенностью пород нефтью, газом и водой в различных условиях их залегания и молекулярно-поверхностными при взаимодействии с нефтью, водой и газом.

Под пористостью горной породы понимают совокупность в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом. Различают общую или абсолютно полную и открытую пористость :

(1.1)

где — суммарный объем пор в образце; — видимый его объем.

Пористость измеряют в долях единицы или в процентах:

(1.2)

Объем пор и пористость зависят от ряда факторов: формы зерен и частиц, образующих породу, от их размеров и взаимного расположения, наличия или отсутствия цементирующего материала в породе. Если породы состоят из зерен различной формы и неодинаковых размеров, то они обладают более низким коэффициентом пористости, так как поры, образованные крупными зернами, оказываются заполненными мелкими зернами. Коэффициент пористости пород, состоящих из зерен равных размеров, имеющих правильную форму при одинаковом их взаимном расположении изменяется от 0,26 до 0,48.

Свойства горных пород в значительной степени определяются размерами поровых каналов (капиллярных и субкапиллярных). К капиллярным принято относить каналы с диаметрами от 0,0002 до 0,5 мм, а к субкапиллярным — меньше 0,0002 мм. В субкапиллярных каналах при наблюдающихся естественных условиях перепада давлений движения жидкости не происходит. Это объясняется тем, что вследствие небольшого расстояния между стенками поровых каналов жидкость находится в сфере молекулярного протяжения стенок и прочно удерживается в порах. Глины, песчаники и пески могут обладать одинаковой пористостью. Однако глины непроницаемы, так как имеют в основном субкапиллярные поровые каналы, а песчаники и пески — более крупные каналы и поэтому характеризуются высокой проницаемостью.

С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под давлением вышележащих пород. Наиболее неравномерная пористость наблюдается у карбонатных пород, в которых наряду с крупными трещинами и кавернами содержатся блоки, практически лишенные пор.

Жидкость и газ неподвижны в изолированных и тупиковых порах. Поэтому для характеристики нефтесодержащих пород, кроме коэффициента полной пористости, учитывают коэффициент открытой пористости (1.3)

где — открытый объем пор, через которые возможно движение жидкости; — видимый объем породы.

Коэффициент пористости определяют с помощью кернов, извлеченных из скважины во время бурения, или различными методами в лабораторных условиях.

Под гранулометрическим составом породы понимают количественное содержание в ней разных по размеру зерен, составляющих данную породу. От этого состава зависят пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой среды, капиллярные свойства и др. Как уже отмечалось, если породы представлены неоднородными по размерам зернами, они обладают меньшими коэффициентами пористости и проницаемости.

От гранулометрического состава зависит количество оставшейся в порах пласта нефти и воды в виде тонких пленок после окончания эксплуатации залежей.

Гранулометрический состав пород определяют в лабораторных условиях методами ситового и седиментационного анализа. При ситовом анализе фракцию пород определяют с помощью сит.

Для частиц незначительных размеров применяют седиментационный анализ, основанный на различной скорости осаждения частиц разного размера в вязкой жидкости. По результатам данных анализов строят график, где по оси ординат откладывают массовую долю зерен, а по оси абсцисс — логарифмы диаметров частиц.

Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные и газовые месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1—20,0.Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкость или газ. Коэффициент проницаемости определяют по формуле линейного закона фильтрации Дарси.

(1.4)

где υ — скорость линейной фильтрации; k — коэффициент проницаемости; μ— динамическая вязкость жидкости; Δр — перепад давления между двумя точками в образце на расстоянии ΔL по направлению движения жидкости.

Знак минус означает, что направление течения противоположно увеличению давления.

Подставляя значения υ = Q/F в формулу (1.4) и решая его относительно k, получим

(1.5)

где Q — объемный расход жидкости через породу; F — площадь поперечного сечения образца.

Размерность коэффициента проницаемости — м , если принять L в м; F в м ; Q в м /с; р в Па; μ в Па*с.

Таким образом, за единицу проницаемости принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью поперечного сечения в 1 м и длиной 1 м при перепаде давлений 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м /с. Физический смысл размерности м (площадь) заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в широких пределах даже по одному и тому же пласту. Проницаемость большинства же нефтяных месторождений колеблется в пределах 0,1—2 мкм . Глины и глинистые породы практически непроницаемые. Проницаемость пород пласта по простиранию больше, чем проницаемость их поперек напластованию. Это объясняется большей уплотненностью пород перпендикулярно к напластованию.

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ, вода или нефтегазоводяные смеси. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от количественного и качественного состава фаз в смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютная проницаемость — проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы (газа или жидкости), которой заполнена эта среда. Необходимо отметить, что между пористой средой и жидкостью или газом отсутствует физико-химическое взаимодействие.

Эффективная (фазовая) проницаемость — это проницаемость пористой среды только для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от физико-химических свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от содержания фаз в системе и существующих градиентов давлений.

Относительная проницаемость — отношение эффективной (или фазовой) проницаемости к абсолютной.

При водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, хотя и добывается безводная нефть в пределах пластовых градиентов давлений. Это объясняется тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, тем самым уменьшая площадь сечения фильтрационных каналов. При достижении водонасы-щенности 80 % фильтрация нефти прекращается, хотя в пласте еще имеется нефть.

Удельная поверхность породы — суммарная поверхность частиц, приходящаяся на единицу объема образца.

Вследствие значительных размеров отдельных зерен и большой плотности их упаковки общая площадь поверхностей порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Подсчитано, что поверхность 0,2-мм зерен правильной сферической формы, содержащихся в 1 м однородного песка, составляет около 20276 м .

От удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды, адсорбционная способность и т. д. Если удельная поверхность пористой среды значительная, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать более существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых породах.

Удельную площадь поверхности фильтрации нефтесодержащих пород с достаточной для практики точностью можно определить по приближенной формуле

S = (1.6)

где S — удельная площадь поверхности породы, м /м ; m— пористость, доли единицы; k — проницаемость, м .

Удельная площадь поверхности нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, колеблется в широких пределах — от 40 000 до 230000 м /м . Породы, имеющие удельную поверхность более 230000 м /м , слабопроницаемые или непроницаемые.

Они представлены глинами, глинистыми песчаниками, глинистыми сланцами и т. п.

Трещины и трещиноватые коллекторы. На многих месторождениях коллекторские свойства пласта определяют с учетом не только межзерновой пористости, но и в значительной степени наличия развитых трещин. Залежи нефти в трещиноватых коллекторах чаще всего приурочены к плотным карбонатным породам, а иногда и к терригенным отложениям, которые практически не пропускают через себя жидкость и газ.

Качество трещиноватых пород как коллектора нефти, газа и воды определяется раскрытостью трещин, их числом, густотой трещин.

Густота трещин в какой-либо точке пласта характеризуется объемной плотностью трещин

Т= ΔS/ΔV, (1.7)

где ΔS — половина площади поверхности всех трещин в некотором элементарном объеме породы ΔV.

Трещинная пористость — отношение объема трещин к объему образца породы:

m = bТ, (1.8)

где m — трещинная пористость, доли единицы; b — высота раскрытости трещин, мм.

Проницаемость трещиноватой породы

k = 85000b m , (1.9)

где— k коэффициент проницаемости трещиноватой породы. Как видно из формулы (1.9), проницаемость трещиноватой породы очень высокая. Например, при b = 0,1 мм и m = 0,01 значение k = 8,5 мкм . Пористость и проницаемость трещиноватых пород определяют на основании изучения шлифов, измерения объема трещин путем насыщения керна жидкостью. Для этой цели также широко используют данные промысловых исследований скважин, в том числе с применением скважинных расходомеров и дебитомеров.

Механические свойства горных пород. Установлено, что при снижении пластового давления объем перового пространства уменьшается вследствие упругого расширения зерен породы и уплотнения скелета под действием массы вышележащих горных пород. В результате этого жидкость вытесняется из пор. Упругие свойства пород, т. е. способность их изменять свои объемы пор с изменением давления, влияют на перераспределение давления в процессе эксплуатации скважин.

Об упругих свойствах горной породы судят по коэффициенту сжимаемости. Если образец породы подвергать внешнему давлению, то объем образца и объем его порового пространства сокращаются до прежних значений.

Изменение объема пор большинства горных пород происходит на основе закона Гука ; , (1.10)

где ΔV-изменение объема пор породы( в м³) при изменении давления на Δp, Па; β- коэффициент объемной упругости пористой среды,1/Па.

Из формулы видно, что коэффициент пористой среды характеризует относительное изменение объема порового пространства при изменениях давления на 1 Па.

По лабораторным данным установлено, что коэффициент объемной упругости нефтесодержащих пород 1/МПа.

Прочность горных пород - это сопротивление их механическому разрушению. Горные породы оказывают значительное сопротивление при сжатии. Прочность же пород на разрыв изгиб и сдвиг составляет лишь десятые и сотые доли от прочности их на сжатие. Прочность известняков уменьшается с увеличением в них глинистых частиц. Песчаники с известковым цементом имеют наименьшую прочность на сжатие.

При увеличении плотности пород прочность их на сжатие возрастает. Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 20-45%

Пластические свойства горных пород, т.е. способность их деформироваться под воздействием давления без образования трещин или видимых нарушений, проявляются при бурении скважин на большие глубины. На таких глубинах твердая порода может «вытекать» в скважину под действием высокого горного давления вышележащих пород. Образование складок в земной коре с плавными изгибами, вогнутостями и выпуклостями также обусловлено пластическими свойствами горных пород.