Какие фильтрационно емкостные свойства
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 кп соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот vп к общему объему породы v:
кп = vп / 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.
Проницаемость горных пород. Если пористость обусловливает ёмкостные свойства коллектора, то проницаемость — его пропускную способность и, следовательно — коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Различие этих параметров характеризует такой пример. Пористость глин может превышать пористость песков, однако глины практически лишены проницаемости, поскольку их пористость образована тонкими субкапиллярными порами. Вследствие этого они не могут пропускать и отдавать содержащиеся в них флюиды.
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, м3/с;
F – площадь фильтрации, м2;
η — динамическая вязкость жидкости, 1 Па·с;
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] = м2; [Q] = м3/с; [р] =Па; [η] = Па·с.
Следовательно,
.
При L = 1 м; F = 1 м2; Q = 1 м3/с; р =1 Па и η = 1 Па·с получим значение коэффициента пропорциональности k = 1 м2.
Таким образом в Международной системе СИ за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость пористой среды, в которой при фильтрации через её образец площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с.
Коэффициент проницаемости k имеет размерность площади (м2). Его физический смысл характеризует общую площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.
Обычно коэффициент проницаемости выражают в микрометрах, 1 мкм2 = 10-12 м2.
В нефтегазопромысловой практике часто используется внесистемная единица – дарси (Д), 1 Д равен 1,02·10-12 м2 =1,02 мкм2 (1Д ≈ 1 мкм2).
Проницаемость пород-коллекторов нефти и газа меняется в широких пределах от 0,005 до 3,0 мкм2. Наиболее часто она лежит в интервале от 0,05 до 0,5 мкм2.У нефтеносных песчаников она находится в диапазоне от 0,05 до 3 мкм2, а у трещиноватых известняков – от 0,005 до 0,02 мкм2.
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.
Фазовая проницаемость выражается в тех же единицах, что и абсолютная (м2, или Д) или в долях единицы абсолютной проницаемости.
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 kв измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых водой Vв, к общему объему пор породы Vп:
kв = Vв / Vп.
Знание коэффициента водонасыщенности необходимо для определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности горных пород, которые определяют геологические запасы нефти и газа в залежах.
Так как емкость пустот пород может изменяться в широком диапазоне для единицы объема породы и в то же время она предопределяет масштаб запасов нефти, большое значение приобретает классификация коллекторов. По мнению автора наиболее удачна классификация Ф.И. Котяхова, особенность которой состоит в том, что она применима к коллекторам различного происхождения — к осадочным, изверженным и метаморфическим (табл. 3.1).
Трещиноватый тип коллекторов известен на месторождениях США, З.Венесуэлы, Северного Кавказа, З.Приуралья; к кавернозному типу относятся миссисипские известняки в Канаде.
Каверно-трещиноватые коллектора встречены в верхнем девоне на Речицком месторождении Белоруссии, в меловых отложениях Северного Кавказа, в нижнем кембрии Осинской, Атовской и Марковской площадей Иркутского амфитеатра.
Порово-трещиноватый и трещиновато-поровый тип коллекторов отмечен на отдельных участках ряда месторождений Западной Сибири (например на Талинском месторождении).
Опыт разработки месторождений показал, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% — к карбонатам, около 1% — к метаморфическим и изверженным породам.
Таблица 3.1 Классификация коллекторов нефти и газа по Ф.И. Котяхову
Фильтрационные и емкостные свойства пород—коллекторов нефтяного и газового пласта (ФЕС) независимо от типа коллектора характеризуются рядом основных показателей:
1) пористостью;
2) проницаемостью;
3) удельной поверхностью;
4) гранулометрическим составом;
5) механическими свойствами;
6) насыщенностью пород нефтью, водой и газом.
Перечисленные свойства находятся в тесной связи с размерами и формой зерен гранулярных коллекторов, определяющих основные запасы аефти в месторождениях Западной Сибири. По размерам различают струк-гуры обломочных пород: псефитовую (обломки размером более 2 мм), юаммитовую (0,1 — 2 мм), алевритовую (0,01 — 0,1 мм) и пелитовую (менее 0,01 мм). Сцементированные разности этих пород (песчаники, алевролиты) характеризуются различными ФЕС в зависимости от состава и количества цемента. В качестве цементирующего материала известны глинистые вещества, карбонаты и другие компоненты.
Пористость
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот различной формы и происхождения. Количественно величина пористости определяется коэффициентом пористости — отношением объема пор Vnop. к объему образца горной породы Vo6p. (в долях или процентах):
. (4.1.1)
Различают общую, открытую и динамическую (эффективную) пористость, которые соответственно определяются:
, (4.1.2)
где Vсвпор — объем пор, связанных между собой;
Vпорзакр — объем пор закрытых;
, (4.1.3)
, (4.1.4)
где Vпордв.ж — часть объема открытых пор с движущейся фазой
Для несцементированных пород в оценке коэффициента пористости можно использовать модель фиктивного грунта, для которого величина пористости будет согласно Слихтеру определяться характером упаковки зерен:
, (4.1.5)
где — угол упаковки (60°<<90°). В соответствии с углом пористость меняется от 0,259 до 0,476.
Для реальных гранулярных пород структура перового пространства зависит от многих факторов:
1) гранулометрического состава пород;
2) степени цементации;
3) степени трещиноватости пород.
Характер (степень) цементации может существенно изменить пористость породы:
На рис. 4.1.1 показаны различные типы цемента в гранулярном коллекторе.
Рис. 4.1.1. Типы цемента в гранулярном коллекторе:
а — цемент соприкосновения; б — пленочный цемент; в — базальный цемент.
Становится очевидным, что в зависимости от размеров зерен и характера цементации пористость будут предопределять размеры поровых каналов:
1) сверхкапиллярные — более 0,5 мм;
2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм;
3) субкапиллярные — менее 0,0002 мм.
По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение нефти, воды и газа, по капиллярным — при значительном влиянии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах пластовые флюиды практически перемещаться не могут (это глинистые разности пород).
Следовательно, при технологически допустимых перепадах давления не во всех пустотах возможна фильтрация жидкостей и газов. Отсюда пользуются еще двумя понятиями:
1) статической полезной емкостью коллектора (ПСТ);
2) динамической полезной емкостью коллектора (ПДИН).
Первая определяется открытой пористостью, вторая — условиями фильтрации (в конечном итоге — промывкой).
, (4.1.6)
где SВК и SВН — соответственно конечная и начальная водонасы-щенности коллектора; m0 — коэффициент открытой пористости.
Проницаемость
Проницаемость коллектора является фильтрационным параметром горной породы. Это свойство горной породы пропускать жидкости и газы и их смеси при создании перепадов давления. Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью.
При разработке нефтяных (газонефтяных) и газовых (газоконденсатных) месторождений встречаются различные виды фильтрационных потоков: движение нефти или газа или совместная фильтрация двух или трех фаз (нефти, газа и воды одновременно). При этом проницаемость пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.
Под абсолютной проницаемостью (Кабс) принято понимать фильтрующую способность горной породы (керна) для инертного в физико-химическом отношении флюида (воздуха или азота) .
Фазовой проницаемостью (Кфаз) называется проницаемость горной породы для данной фазы (нефти, газа, воды) при Наличии в пустотном объеме коллектора одной или двух других фаз, независимо от того, находятся последние в статическом состоянии или принимают участие в совместной фильтрации.
Относительная проницаемость (К’ = Кфаз/Кабс) определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной для той же породы.
Для количественной оценки проницаемости горных пород обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
, (4.2.1)
где к — коэффициент фильтрации;
Р — перепад давления;
— динамическая вязкость;
L — длина участка фильтрации.
Для любого сечения вдоль потока согласно законам общей гидравлики в тех же условиях фильтрации имеем:
, (4.2.2)
где Q — объемный расход жидкости в единицу времени;
F — площадь поперечного сечения пористой среды.
В условиях установившегося режима, приравняв правые части (4.2.1) и (4.2.2), имеем:
, (4.2.3)
Задав единичные параметры величинам в формуле (4.2.3): [Q] = 1 см3/сек; [] == 1 спз; [L] = 1 см, [F] = 1 см2; [Р] = 1 кгс/см2, для размерности проницаемости в (4.2.3) получим: [k] = 1 дарси (1 Д).
При использовании для тех же величин размерностей в Международной системе единиц, размерность проницаемости:
. (4.2.4)
При этом 1 Д10-12м2 = 1 мкм2.
При расчете проницаемости по газу вследствие его сжимаемости следует ввести средний объемный расход, приведенный к среднему давлению и средней температуре образца:
, (4.2.5)
где QГ =2Q0P0/P1+P2 (согласно закону Бойля-Мариотта).
Тогда (4.2.5) приобретает вид:
, (4.2.6)
где P1 и Р2 — давления в газовом потоке до и после образца.
Формулы (4.2.3) и (4.2.6) справедливы для одномерных (плоскопараллельных) потоков. При использовании решений из подземной гидромеханики для плоскорадиальной фильтрации (случай притока к скважине) имеем: при фильтрации жидкости
коллектор горный нефть газ
; (4.2.7)
при фильтрации газа
, (4.2.8)
где RK и rC — соответственно радиусы контура питания и скважины; РПЛ и РЗАБ — пластовые и забойные давления.
Насыщенность коллекторов
В породах — коллекторах, содержащих нефть и газ, обычно находится остаточная (погребенная) вода, которая в определенных условиях фильтрации может удерживаться в пустотной среде молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Образование остаточной воды обязано генетическими особенностям формирования залежей нефти и газа.
Количественно содержание того или иного флюида в коллекторе определяется коэффициентом насыщенности:
, (4.3.1)
, (4.3.2)
, (4.3.3)
где Vн, Vв и Vгаз — соответственно объемы нефти, воды и газа в поровом объеме — Vnop.
Содержание остаточной воды в песчаниках и алевролитах, а также в некоторых карбонатных коллекторах может меняться от нескольких до 70 и более процентов, составляя в среднем 20-30.
Изучение остаточной (начальной) водонасыщенности имеет большое Практические значение как в подсчете запасов нефти и газа, так и в определении условий фильтрации и и конечном итоге — нефтеотдачи пластов.
Величина остаточной водонасыщенносги зависит от содержания в цементе коллекторов глинистых минералов (каолинита, монтмориллонита, гидрослюд). В прелелах нефтяных залежей, как правило, большая начальная нефтенасыщенность отмечаются в купольной части структур к ВНК ее величина может значительно снижаться. Наблюдаются при этом переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхло связанная вода, вступающая в поток при создании депрессий па забоях добывающих скважин. Толщины ПЗ контролируются большим числом факторов и могут достигать первых десятков метров. Отсюда возникла сложная проблема в выработке запасов из недонасыщенных пластов, так как уже в начале разработки месторождения скважины сразу подают обводненную продукцию. Примерами могут служить Суторминское, Советеско-Соснинское, Талинское месторождения Западной Сибири.
Нефтеводонасыщенность может определяться двумя основными методами:
1) по керну (в аппаратах Закса);
2) по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.
Удельная поверхность горных пород
Удельная поверхность пород — суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца, — зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы.
Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т. д. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Работами советских ученых М. М. Кусакова, Б. В. Дерягина, К. А. Зинченко, Ф. А. Требина установлено, что кроме объемных свойств жидкостей и газов (например, плотности, вязкости): на характер фильтрации нефти влияют и молекулярные явления, происходящие на контактах жидкости и породы. Объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются действием молекул, распространенными внутри жидкой фазы. Поэтому в крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.
Таким образом, удельная поверхность — одна из важнейших характеристик горной породы.
Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, сложно точно определить ее величину. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами размерами от десятков и сотен микрометров (по диаметру) до размеров молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенного значения, а зависит от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул, имеющих одинаковые размеры, можно по опытным данным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.
У мелкопористых сред при адсорбции существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул веществ наблюдаются значительные отклонения в размерах удельной поверхности (явление это носит название ультрапористости).
Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму (фиктивный грунт), то поверхность всех частиц в 1 м3 породы составила
, (4.4.1)
где Sуд—удельная поверхность, м2/м3; т—пористость, доли единицы; d—диаметр частиц, м.
Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее значения по каждой фракции гранулометрического состава
. (4.4.2)
Здесь Р — масса породы, кг; Рi — масса данной фракции, кг; di— средние диаметры фракций (в м), определяемые по формуле
, (4.4.3)
где d`i и d»i —ближайшие стандартные размеры отверстий сит.
Гранулометрическии состав
Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное содержание в породе частиц различного размера, выраженное в весовых процентах.
Гранулометрический анализ выявляет степень дисперсности минеральных частиц, слагающих горную породу. Пески и слабосцементированные песчаники легко подвергаются разделению зерен по фракциям. Сцементированные разности гранулярных коллекторов можно изучить лишь по шлифам под микроскопом. Иногда прибегают к дезинтеграции (разрушению) коллектора до песка.
Гранулометрический анализ позволяет восстановить палеогеографические условия отложения пород, т.е. установить условия сноса и отложения обломочного материала. От степени дисперсности обломков пород зависят многие свойства пористой среды (пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т.д.). От размеров частиц гранулярной среды зависит количество нефти, остающейся в пласте после завершения процесса разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен или цементирующих компонентов среды, или в форме капиллярно удержанной нефти.
Данные гранулометрии в нефтепромысловой практике используют для подбора оптимальных конструкций фильтра скважин для рыхлых пластов (в частности в сеноманских водозаборных скважинах Западной Сибири, эксплуатирующих слабо сцементированные песчаники).
Механический состав пород определяют ситовым анализом с размерами ячеек сит 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0,5 и 0,25 мм. При наличии в породе коллоидно-дисперсных минералов применяют седиментационный анализ.