Понятие о коллекторах и природных резервуарах, их основные типы

07.11.2020

Каждое твердое тело имеет пустоты или поры. Горные породы, составляющие земную кору, тоже содержат пустоты в виде пор между отдельными зернами, слагающими породу, или трещин, ее рассекающих. Это свойство породы называется пористостью (рис. 23). Пористость нефтесодержащих пород (коллекторов) имеет большое значение для разработки нефтяных залежей. Данные о пористости необходимы для оценки запасов нефти, для сравнения различных пластов как объектов для эксплуатации и т. д.

Особенно свойственна пористость породам осадочного происхождения. Нефть или газ, попадая в такие породы (коллекторы), заполняют все сообщающиеся пустоты, каналы и трещины. Суммарный объем всех этих пространств определяет полную, или абсолютную, или общую пористость породы. Степень пористости породы, называемая также коэффициентом пористости, определяется отношением суммарного объема пустот в породе ко всему объему этой породы, выраженному в процентах:
Понятие о коллекторах и природных резервуарах, их основные типы

где P — пористость;

V1 — суммарный объем пустот в данном образце породы;

V2 — общий объем образца породы.

В зависимости от того, образовались ли пустоты одновременно с породой или позднее, различают первичные и вторичные поры.

Движение нефти в пласте определяется наличием более или ее широких сообщающихся поровых каналов. Естественно, что только из таких пор она может быть извлечена при разработке. Нефть же, заполняющая тончайшие (капиллярные и субкапиллярные) трещины и пустоты, практически не принимает участия в движении нефтяного потока. Поэтому в нефтяной технике наряду с понятием абсолютной (общей, полной) пористости применяют понятие об открытой, или эффективной, пористости, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена. Неэффективными считают субкапиллярные и изолированные поры, остальные поры могут быть отнесены к эффективным открытым.

Таким образом, под открытой пористостью нефтесодержащей породы понимается наличие в ней пор, по которым возможно движение нефти, воды и газа при определенных градиентах давления, соизмеряемых с природными и техническими условиями.

Подобно абсолютной открытая пористость определяется коэффициентом открытой пористости:

где Vоткр — объем открытых пор данной породы;

V — общий объем породы.

Максимальная величина открытой пористости в сцементированных (алевритовых) породах достигает 37%. Как правило в карбонатных породах она обычно меньше, чем в песчаных, хотя в известняках и доломитах некоторых типов встречаются участки с очень высокими показателями открытой, или эффективной пористости. Открытая пористость — это главный структурный параметр породы, рассматриваемый как возможный коллектор нефти Величина открыток пористости с поправкой на остаточную (связанную) воду используется для подсчета запасов нефти в недрах.

Объем пор, а следовательно, и величина открытой пористости не зависят от размера зерен-шариков. Определение коэффициентов пористости различных пород подтверждает этот вывод. Так, например, мелкозернистый песок Сураханского нефтяного района из горизонта IVa-IVв обладает коэффициентом пористости 25,64—26,30%, светло-серая песчанистая глина, взятая в том же районе, обладает значительно большим коэффициентом пористости равным 30,97%.

Величина объема пор зависит от взаимного расположения зерен и характера их укладки. При наименее плотной укладке разновеликих зерен шарообразной формы коэффициент пористости равен 47,6%. Эта величина является теоретическим максимумом возможного объема пор. Если на рис. 24 (в каждом из трех приведенных случаев укладки зерен) изменить форму зерен, сделав их более вытянутыми, то легко заметить, что объем свободного пространства между зернами уменьшится, частицы улягутся более плотно. Следовательно, объем пор зависит от формы частиц породы и степени их окатанности.

Если в приведенном примере зерна сделать угловатыми, то они своими острыми выступами займут значительную часть оставшегося свободным пористого пространства. Еще меньший объем пор будет, если зерна, слагающие породу, будут заполнять свободное пространство, образовавшееся между более крупными зернами.

Таким образом, коэффициент пористости зависит от степени отсортированности частиц, слагающих обломочную породу. Если частицы связаны между собой каким-либо цементирующим веществом (например известковистым цементом), то объем порового пространства уменьшится вследствие заполнения пор связующим цементом.

Зависимость размера пор от различных условий приведена в табл. 40, а величины коэффициента пористости для различных пород приведены в табл. 41.

По своему происхождению поры и другие пустоты в породе могут быть подразделены на первичные и вторичные. Первичными называются пустоты, которые образовались одновременно с образованием самой породы. Вторичные — пустоты, которые возникли в уже сформировавшихся породах.

В породе обычно не все поры заполнены газом, нефтью и водой. С практической точки зрения представляет интерес только заполненный объем пор, который называется действительной пористостью.

где Pa — действительная пористость;

eVп — объем пор, не заполненных подвижными веществами за счет неполного насыщения одних пор и изолированности других.

Отношение объема пор, заполненных подвижным веществом к общему объему пор, называется коэффициентом насыщения (Kп):

Движение газа, нефти и воды по порам зависит от размера пор, среди которых различают сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

К сверхкапиллярным относятся такие поры, диаметр которых более 0,5 мл. Движение жидкости в сверхкапиллярных порах подчинено общим законам гидростатики и легко совершается под влиянием силы тяжести.

Капиллярные поры имеют поперечное сечение от 0,5 до 0,0002 мм. В таких порах передвижение жидкости уже не может происходить только под влиянием силы тяжести. Здесь действуют капиллярные силы и большую роль при передвижении жидкости играют силы поверхностного натяжения. Непрерывное же движение жидкости в каком-либо направлении (например, к забою скважин) может происходить только под влиянием сил, действующих извне. Такими силами могут быть энергия сжатого газа, статическая нагрузка или динамическое давление, вызывающее выжимание подвижных веществ из пор.

Субкапиллярные поры имеют поперечное сечение менее 0,0002 мм. Жидкость в таких порах при обычной температуре и давлении практически не двигается. Повышение давления и температуры может вызвать лишь молекулярное перемещение веществ, заключенных в субкапиллярных порах.

На продвижение (фильтрацию) нефтей через пористые породы оказывает влияние минеральный состав коллекторов. Как показывают исследования, лучшей фильтрующей способностью обладают чистые кварцевые пески, а наименьшей — пески, состоящие из обломков порфиритов, глинистых сланцев и др. Особенно сильно снижает скорость фильтрации примесь слюды и минералов группы глин.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2020
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна