Понятия пористости и проницаемости осадочных пород

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.

Контрольная работа

Понятия пористости и проницаемости осадочных пород

Полутов Роман Олегович

Саратов 2018

Содержание

Введение

Пористость

Виды пористости

Проницаемость

Классификация осадочных пород по проницаемости

Виды проницаемости

Список используемой литературы

Введение

В практической нефтегазовой геологии и геофизике обычно различают проницаемые породы (пласты), которые при данной величине гидропроводности пласта (k_nph/µ) обеспечивают промышленные притоки нефти, газа или воды, и непроницаемые -- из которых обычными методами освоения скважин нельзя получить промышленного притока. Между этими двумя группами находятся породы, проницаемость которых лишь при определенных условиях насыщения пласта и конкретной вязкости флюида может обеспечить нижний уровень промышленного притока. По этим породам в каждом конкретном случае определяют свою так называемую границу коллектор -- неколлектор.

В. Н. Кобранова предложила простую систему классификации пород по проницаемости, подразделив их на проницаемые, полупроницаемые и практически непроницаемые.

Пористость

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения - это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод, за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами образуются поры, например, выщелачивания, вплоть до образования карста.

3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объема породы. Например, превращение известняка (СаСО₃) в доломит (СаСО₃? МgСО₃). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12%, что приводит к увеличению объема пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации - Al₂O₃?2SiO₂?H₂O.

4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор (2) - (5) - это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

Объём пор зависит от:

· формы зёрен и размера зёрен;

· сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);

· укладки зёрен, например, при кубической укладке пористость составляет » 47,6%, при ромбической укладке - 25,96% (см. рис. 3.1);

Рис. 1. Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а - менее плотная кубическая укладка, б - более компактная ромбическая укладка

· однородности и окатанности зёрен;

· вида цемента (рис. 2).

Рис.2 Разновидности цемента горных пород

Не все виды пор заполняются флюидами: водой, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

Виды пористости

Общая (полная, абсолютная) пористость - суммарный объём всех пор (V_пор), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V_сообщ) между собой пор и измеряется она в м³, см³.

На практике для характеристики пористости спользуется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) зависит от объема всех пор:

. (3.1)

Коэффициент открытой пористости (m_о) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

. (3.2)

Коэффициент эффективной пористости (m_эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V_{пор фильтр}), через которые идёт фильтрация.

(3.3)

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 коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

m_п > m_o > m_эф. (3.4)

Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15-25%. Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

· субкапиллярные - размер пор < 0,0002 мм, практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);

· капиллярные - размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;

· сверхкапиллярные - размер пор > 0,5 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам - при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силами притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Таблица 1

Общая и открытая пористость зависят от:

· глубины залегания и, как правило, падает с увеличением глубины залегания (рис. 3.);

Рис. 3.3. Влияние естественного уплотнения пород на их пористость: 1. - песчаники, 2. - глины

· от плотности пород;

· количества цемента и др.

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.

Проницаемость

Проницаемость - способность пород пропускать флюиды. Она зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины. Традиционно проницаемость оценивали во внесистемных единицах дарси (Д). А в системе СИ ей примерно соответствует единица 1··10-¹²м². Такой проницаемостью обладает образец горной породы длиной L 1 м, площадью сечения в 1 м², пропускающий сквозь себя 1 м³/сек жидкости Q вязкостью 0,001 Па··с при перепаде давления на концах образца p 0,1013 МПа.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рис. 3.4).

пористость проницаемость осадочная порода

Рис. 4. Пример массивной пакетной упаковки глин - фильтрация происходит через каналы между пакетами

Рис. 5. Пример упорядоченной пакетной упаковки глин - фильтрация практически не происходит

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой (рис. 3.5), глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией. Для существующих типов каналов (субкапиллярные, капиллярные, трещины), фильтрация идет, в основном, через капилляры, каналы и трещины.

Классификация осадочных пород по проницаемости

К проницаемым (k_пр>10^-2 мкм²) относятся грубообломочные осадочные породы (галечники, гравий), сцементированные и отсортированные песчано-алеврито-глинистые породы, трещиноватые и кавернозно-трещинные известково-магнезиальные породы, трещиноватые метаморфические и магматические породы.

Коэффициент пористости пород с гранулярным типом пор велик и составляет 20--40% от объема породы. В системе пор или трещин имеется небольшое число сверхкапиллярных, крупнокапиллярных и капиллярных каналов.

К полупроницаемым (10^-4<k_пр<10^-2 мкм²) относятся менее отсортированные глинистые пески, некоторые разности, алевролитов и песчаников пористостью менее 10--15%, а также карбонатные породы, включая микротрещиноватые известняки и доломиты. Поровое пространство этих пород в значительном объеме представлено субкапиллярными каналами, заполненными связанной водой.

К практически непроницаемым (k_пр<10^-4 мкм²) относятся глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мергели с субкапиллярными порами, сильно сцементированные песчаники: и алевролиты, плотный мел, известняки, невыветрелые метаморфические и магматические породы и т. п. Коэффициент общей: пористости глин и меловидных известняков может достигать 50%, а аргиллитов, сланцев, мергелей, метаморфических и магматических пород ниже 6--8%. Почти вся вода в той или иной: степени связана силами адсорбции и практически не может перемещаться под влиянием градиентов давления, существующих: в природе.

В определении непроцицаемых пород не учтен фактор времени. Поэтому в дополнение к перечисленным трем типам пород можно было бы выделить еще один -- породы-экраны.

По характеру проницаемости (классификация Теодоровича Г. И.) различают следующие виды коллекторов:

· равномерно проницаемые;

· неравномерно проницаемые;

· трещиноватые.

По величине проницаемости (мкм²) для нефти выделяют 5 классов коллекторов:

1. очень хорошо проницаемые (>1);

2. хорошо проницаемые (0,1 - 1);

3. средне проницаемые (0,01 - 0,1);

4. слабопроницаемые (0,001 - 0,01);

5. плохопроницаемые (<0,001).

Классификация коллекторов газовых месторождений включает 1-4 классы.

Виды проницаемости

Проницаемость абсолютная (физическая) - это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:

1. Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

2. Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

Насыщенность - ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью: водонасыщенность (S_в), газонасыщенность (S_г), нефтенасыщенность (S_н).

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины.

При миграции (аккумуляции) углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы водой, нефтью и газом.

Водонасыщенность S_В - отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:

. (3.5)

Обычно для нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: S_В = 6 - 35% (пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность в среднем (S_В) < 25%; нефтенасыщенность: S_Н = 65 - 94%, в зависимости от "созревания" пласта.

Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S_насыщ = 1) или 100%. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

S_Н + S_В = 1. (3.6)

Для газонефтяных месторождений:

S_В + S_Н + S_Г = 1, S_г = 1 - (S_B + S_H). (3.7)

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.

Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. На рисунке 3.6 представлены результаты экспериментального исследования газо-водо-нефтяного потока при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 3.6).

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, - нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока.

Рис. 6. Области распространения одно-, двух- и трёхфазного потоков: 1. - 5% воды; 2. - 5% нефти; 3. - 5% газа.

При газонасыщенности меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10% движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33 -35% фильтроваться будет один газ.

При нефтенасыщенности меньше 23% движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30% и газа от 10 до 18% фильтроваться может только одна нефть.

Заштрихованные промежуточные области, примыкающие к сторонам треугольника, отвечают двухфазным потокам: газ - вода, газ - нефть, вода - нефть.Область совместного движения в потоке всех трех фаз выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в следующих пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом от 14 до 30%.

Список используемой литературы

1.Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин. Геология нефти и газа. Москва “НЕДРА” 1990.

2.Ш.К. Гиматудинов. Физика нефтяного и газового пласта. Москва 1971.

3.П.В.Флоренский, Л.В. Милосердова, В.П. Балицкий. Основы литологии. Москва 2003.

Размещено на Allbest.ru