Физика пласта

Физика пласта

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

ТИПЫ  ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов –  гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся  коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Анализ показывает, что  около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% – к карбонатным отложениям, 1% – к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа.

В связи с разнообразием  условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.

Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную  нефтью, газом и водой.

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:

- пористостью;

- проницаемостью;

- капиллярными свойствами;

- насыщенность;

Рассмотрим подробнее  каждый из этих параметров.

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). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

2. Поры растворения  – образовались в результате  циркуляции подземных вод.

3. Пустоты и трещины,  образованные за счёт процессов  растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста.

4. Поры и трещины,  возникшие под влиянием химических  процессов, например, превращение  известняка (СаСО3) в доломит (МgСО3) – при доломитизации идёт сокращение  объёмов породы на 12%.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания.

Виды пор (2)-(5) – это  так называемые вторичные поры, возникшие  при геолого-химических процессах.

Объём пор зависит  от:

- формы зёрен;

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

- размера зёрен;

- укладки зёрен –  при кубической укладке пористость  составляет » 47,6%, при ромбической  укладке – 25,96% (см. рис. 1.1);

- однородности и окатанности  зёрен;

- вида цемента 

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

Для хороших коллекторов  пористость 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 > 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 (силой 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).

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Проницаемость – это  фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность  пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

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. 1.4).

К плохо проницаемым  относятся: глины, с упорядоченной  пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой  цементацией (рис. 1.5).

Для оценки проницаемости  горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр (рис. 1.6), установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления..

Согласно уравнению  Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту  давления:

 

, (1.7)

где Q – объёмная скорость воды;

v – линейная скорость воды;

F – площадь сечения, F = pd2/4;

L – длина фильтра;

k – коэффициент пропорциональности .

Нефть – неидеальная система (компоненты нефти взаимодействуют между собой), поэтому линейный закон фильтрации для нефти, содержит вязкость, учитывающую взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы:

Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.

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

При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся  к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не 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 нефтью, водой и газом.

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

 

. (1.37)

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости  от созревания пласта.

Для нефтяных месторождений  справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1. (1.38)

Для газонефтяных месторождений:

SВ + SН + SГ = 1. (1.39)

Пласт считается созревшим для  разработки, если остаточная водонасыщенность SВ < 25%.

Остаточная водонасыщенность, обусловленная  капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород  максимальная: 45-77%, а относительная  фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для  нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

Капиллярным давлением (p₀, Па) (англ. capillary pressure) называют разность давлений (±Δp), возникающую вследствие искривления поверхности жидкости. Такую поверхность имеют, например, капли в эмульсиях и туманах, капиллярные мениски. Обозначим давление под искривлённой поверхностью жидкости —  , давление под плоской поверхностью —  .

Капиллярное давление определяется уравнением

 (1)

Знак капиллярного давления («плюс» или «минус») зависит от знака  кривизны. Выпуклые поверхности имеют положительную кривизну. Центр кривизны выпуклой поверхности находится внутри соответствующей фазы (в данном случае — внутри жидкости). Тогда согласно уравнению (1) капиллярное давление p_c>0, то есть давление под выпуклой поверхностью жидкости больше, чем давление под плоской поверхностью: p_r>p₀. Пример дисперсной частицы с выпуклой поверхностью — капля жидкости в аэрозоле или эмульсии. Выпуклую поверхность имеет мениск несмачивающей жидкости в капилляре.

Вогнутые поверхности  имеют отрицательную кривизну, поэтому капиллярное давление p_c<0 (этому случаю отвечает знак «минус» в уравнении (1)). Давление жидкости p_r под вогнутой поверхность меньше, чем под плоской: p_r<p₀. Пример вогнутой поверхности — мениск смачивающей жидкости в капилляре.

Капиллярное давление — это скачок давления (Δp) на границе двух фаз, разделённых искривлённой поверхностью.

Капиллярное давление зависит  от поверхностного натяжения и кривизны поверхности. Эта связь описывает  закон Лапласа(1805). Для вывода уравнения капиллярного давления найдём условие, при котором газовый пузырёк объёмом V внутри жидкости сохраняется неизменным, то есть не расширяется и не сжимается. Равновесной форме соответствует минимальное значение энергии Гиббса. При увеличении радиуса пузырька на малую величину dr изменение энергии Гиббса dG будет равно

 (2)

Слагаемое p_cdV определяет работу изобарического расширения, слагаемое σdΩ — затрату работы на увеличение поверхности пузырька; Ω = 4πr² — поверхность сферического пузырька радиусом r.

При терминологическом  равновесии фаз должно выполняться  условие минимума энергии Гиббса: ΔG = 0; отсюда получаем

4πr²p_c + 8πrσ = 0.

В итоге находим связь  между капиллярным давлением и радиусом кривизны r для вогнутой сферической поверхности:

p_c = — (2σ)/r. (3)

Отрицательный знак капиллярного давления показывает, что внутри газового пузырька давление p_r больше, чем давление p₀ в окружающей его жидкости. Именно по этой причине пузырёк не «схлопывается» под давлением окружающей его жидкости.

Аналогично выводится  уравнение капиллярного давления для  выпуклой поверхности жидкости, например для капли аэрозоля (тумана) в газовой фазе. Для выпуклой сферической поверхности получим

p_c = + (2σ)/r. (4)

Положительное капиллярное  давление сжимает каплю. В качестве примера рассчитаем капиллярное  давление для капли ртути радиусом 10 нм. Поверхностное натяжение ртути при комнатной температуре составляет σ = 473,5 мДж/м². Тогда из уравнения (4) находим, что наноразмерной капли (r = 10 нм) капиллярное давление равно 947 МПа, то есть оно на несколько порядков превышает атмосферное давление. Таким образом, для капель и пузырьков дисперсных размеров влияние капиллярного давления весьма значительно.

Уравнения (3) и (4) представляют закон капиллярного давления Лапласа  для сферической поверхности. Для  поверхности произвольной формы  закон Лапласа имеет вид

p_c = ±σ(1/r₁ + 1/r₂), (5)

где r₁, r₂ — главные радиусы кривизны.

Для цилиндрической поверхности  радиусом r₁ второй главный радиус кривизны r₂ = ∞, поэтому P_c = ±σ/r₁, то есть в 2 раза меньше, чем для сферической поверхности радиусом r.

Величина 0,5 (1/r₁ + 1/r₂) = H определяет среднюю кривизну поверхности. Таким образом, уравнение Лапласа (5) связывает капиллярное давление со средней кривизной поверхности жидкости

p_c = 2σH.

Закон Лапласа имеет определённые ограничения. Он выполняется достаточно точно, если радиус кривизны поверхности жидкости r >> b (b — молекулярный размер). Для нанообъектов это условие не выполняется, так как радиус кривизны соизмерим с молекулярными размерами.

Закон капиллярного давления имеет  большое научное значение. Он устанавливает фундаментальное положение о зависимости физического свойства (давления) от геометрии, а именно от кривизны поверхности жидкости. Теория Лапласа оказала значительное влияние на развитие физикохимии капиллярных явлений, а также на некоторые другие дисциплины. Например, математическое описание искривлённых поверхностей (основы дифференциальной геометрии) было выполнено К. Гауссомименно в связи с капиллярными явлениями.

Закон Лапласа имеет много практических приложений в химической технологии, фильтрации, течении двухфазных потоков  и т. д. Уравнение капиллярного давления используют во многих методах измерения поверхностного натяжения жидкостей. Закон Лапласа часто называют первым законом капиллярности.