Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

где V_n — емкость породы, м³; F — площадь блока породы, м²; h — средняя мощность блока породы, м; m—коэффициент пористости.[9.28]

При объеме блока породы, равном 1 м³ (F = 1 м², h = 1 м), удельная объемная емкость породы численно равна коэффициенту пористости, т. е.

V_n = m.                                                                                                                  (1.2.1)

При перепадах давлений, наблюдающихся  в естественных пластах, часть жидкости (например, неподвижные пленки на поверхности породы, капли нефти и воды, удерживаемые капиллярными силами в местах контакта зерен и в сужениях каналов, и т. п.) не движется в порах. Для учета этих явлений введено понятие коэффициента динамической полезной емкости коллектора, который характеризует относительный объем пор и пустот, через которые возможна фильтрация нефти и газа в пластовых условиях.

Величина пористости зависит от размера и формы зерен, складывающих породу, степени неоднородности зерен, их уплотнения и других факторов. Для идеальных условий, т. е. для породы, состоящей из отсортированных и однородных по размерам сферических зерен, величина пористости не зависит от размеров зерен, а определяется только их взаимным расположением и может изменяться от 26 до 48%.

В естественном песчаном грунте форма  и размеры песчинок неодинаковы. В природных условиях пески состоят  из зерен неправильной формы и самых разнообразных размеров. Уплотнение песчинок в грунте также может быть различным. Все это ведет к тому, что пористость естественного песчаного грунта в большинстве случаев значительно меньше пористости фиктивного грунта, т. е. грунта, составленного из шарообразных частиц одинакового размера.

В песчаниках, известняках и других сцементированных горных породах пористость еще меньше, чем в песчаных грунтах, из-за заполнения пор различными цементирующими веществами.

Наибольшей пористостью в естественных условиях обладают осадочные несцементированные или слабосцементированные породы— пески и глины. При этом пористость увеличивается с уменьшением зерен, составляющих породу, в отличие от фиктивного грунта, где величина пористости не зависит от размеров шариков (зерен). Это увеличение пористости с уменьшением размера зерен вызывается тем, что форма зерен с уменьшением их величины становится обычно более неправильной; при неправильной форме укладка зерен менее плотная и пористость увеличивается.

Вследствие влияния на пористость многих факторов величина ее изменяется в широких пределах (табл. 1).

Таблица 1

Пределы изменения полной пористости некоторых горных пород

 

Породы	Пористость, %, от – до
Глинистые сланцы………………………………  Глины…………………………………………….  Пески……………………………………………..  Песчаники………………………………………..  Известняки и доломиты …………………………	0,54−1,4 6−50 6−52 3,5−29 0,6−33

 

С увеличением глубины залегания  пород пористость обычно уменьшается  в связи с их уплотнением под действием вышележащих пород. Наиболее неравномерна пористость карбонатных пород, в которых наряду с крупными трещинами, кавернами и пустотами имеются плотные блоки, практически лишенные пор.

В связи с неравномерной пористостью  пород при гидродинамических расчетах для определения запасов нефти приходится вычислять средние величины пористости. Существует несколько способов определения пористости пород. Наиболее распространенным является объемный способ, основанный на определении объема и веса образца породы и объема и веса частиц, составляющих эту породу. Объемы породы и частиц определяют в специальном приборе при погружении породы в керосин.

Гранулометрический (механический) состав пород

Под гранулометрическим составом горной породы понимается количественное содержание в ней разных по размеру зерен, составляющих данную породу.

Гранулометрический состав породы обычно выражают как процентное содержание отдельных фракций (по размеру зерен) в образце породы.[9.30]

Для сцементированных пород (песчаников) величину отдельных зерен определяют после предварительного разрушения цемента породы.

Исследования показывают, что от гранулометрического состава породы зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, которое остается в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений подбирают фильтры для забоев нефтяных скважин, предотвращающие поступление песка в скважину.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частиц до галечника  и валунов.

В практике выделяют следующие фракции  механического состава породы по диаметру зерен: галька и щебень —  более 1 см; гравий — от 1 см до 2 мм; грубый песок — от 2 до 1 мм; крупный песок — от 1 до 0,05 мм; средний песок — от 0,5 до 0,25 мм; мелкий песок — от 0,25 до 0,1 мм; крупный алеврит — от 0,1 до 0,05 мм; мелкий алеврит — от 0,05 до 0,01 мм; глинистые частицы — менее 0,01 мм.

Исследования показали, что гранулометрический состав большинства нефтесодержащих пород определяется в основном частицами размерами от 1 до 0,01 мм.

Механический состав пород  определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и больше.

Содержание частиц меньшего размера  определяется методами седиментации.

При проведении ситового анализа в  лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053, 0,074, 0,105,0,149, 0,210, 0,297, 0,42, 0,5, 0,84, 1,68 и 3,36 мм. Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наибольшими размерами отверстий. В него насыпают навеску породы (50 г) и просеивают в течение 15 мин. После этого взвешивают породу, оставшуюся на каждом сите, и результаты ситового анализа записывают в таблицу.

Методы седиментационного разделения частиц по фракциям основаны на различной скорости осаждения зерен разного размера в вязкой жидкости.

                 

Рис. 1. Кривая суммарного механиче-                      Рис. 2. Кривая  распределения ского состава песка.                                                   зерен песка по размерам.                               

По результатам ситового и седиментометрического  анализа строят кривые суммарного механического и фракционного состава песка. В первом случае на полулогарифмической бумаге (рис. 1) по оси ординат располагается равномерная шкала суммарного содержания в весовых процентах частиц диаметром, меньшим размера отверстий сита; по оси абсцисс на логарифмической шкале откладывают логарифмы диаметров частиц породы.

На кривой механического состава  имеются три характерные точки: точка 1 соответствует размеру отверстия сита, на котором задерживается 10% более крупных фракций, а 90% более мелких фракций проходит через сито; точка 2 соответствует 60%-ному суммарному весовому составу, включая все более мелкие фракции; точка 3 соответствует 10%-ному суммарному весовому составу вместе со всеми более мелкими фракциями. Диаметр частиц, соответствующий этой точке, называется эффективным диаметром.[9.31]

Для определения фракционного состава  песка в прямоугольной системе  координат на оси абсцисс откладывают диаметры частиц, а на оси ординат — содержание каждой фракции в исследуемом образце породы в весовых процентах (рис. 2). В этом случае каждая фракция представляется в виде прямоугольника, основанием которого являются величины полученных фракций частиц, а высотой — процентное содержание их в породе.

Основная масса нефтесодержащих  песков и песчаников состоит преимущественно из частиц диаметром от 1 до 0,01 мм.

Неоднородность пород по механическому  составу характеризуется коэффициентом неоднородности. Под коэффициентом неоднородности пористой породы понимается отношение диаметра частиц фракции, которая составляет со всеми более мелкими фракциями 60% по весу от всего песка к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% по весу от всего песка, т. е. отношение диаметров частиц в точках 2 и 3. Для однородного по составу песка коэффициент неоднородности равен единице.

Чем больше разница в размерах фракций  песка в породе, тем выше ее коэффициент неоднородности.

Для различных песков нефтеносных  районов СССР коэффициент неоднородности изменяется в широких пределах — от 1 до 20.

Проницаемость горных пород

Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость и газы. Абсолютно непроницаемых горных пород в природе нет. При соответствующем давлении можно продавить жидкость и газы через любую горную породу. Однако при существующих в нефтяных и газовых пластах перепадах давления многие породы оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов. Все зависит от размеров пор и поровых каналов в горной породе.

Проницаемость породы для жидкостей  и газов будет тем меньшей, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры в породе.

Поровые каналы в природе условно  делятся на три категории: сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

Сверхкапиллярные каналы имеют диаметр больше 0,5 мм. Жидкость движется в них, подчиняясь общим законам гидравлики. Эти каналы имеются в горных породах с круглой формой зерен, например, в гравийных породах.

Капиллярные каналы имеют диаметр от 0,5 до 0,0002 мм. При движении в них жидкости проявляются поверхностные силы, возникающие на поверхности тел: поверхностное натяжение, капиллярные силы, силы прилипания и сцепления и т. п. Эти силы создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте, т. е. препятствуют движению, поэтому непрерывное движение в таких каналах возможно только под действием добавочных сил, достаточных для преодоления поверхностных сил.

Субкапиллярные каналы имеют диаметр меньше 0,0002 мм. Поверхностные силы в таких микроскопических каналах настолько велики, что обычно имеющиеся в пластовых условиях движущие силы не в состоянии преодолеть их, поэтому движения жидкости в субкапиллярных каналах практически не происходит.

Жидкость насыщает породу, имеющую  субкапиллярную структуру, и переходит в связанное с породой состояние, после чего движение ее прекращается.

Породы нефтяных и газовых залежей  в основном имеют капиллярные каналы. Поэтому при движении нефти и газа в пласте действуют силы, препятствующие этому движению.

Непроницаемые перекрытия нефтяных и  газовых пластов, обычно состоящие  из глинистых пород, имеют субкапиллярные поры и каналы, и движения жидкости в них не происходит.[9.32]

Прямой зависимости между величинами пористости и проницаемости горных пород нет. Глины, например, могут иметь высокую абсолютную пористость, достигающую 40—50%, однако субкапиллярные поровые каналы делают их непроницаемыми. Песчаники и известняки часто имеют пористость, не превышающую 8—15%, но отличаются высокой проницаемостью, так как структура порового пространства у них характеризуется развитием капиллярных и сверхкапиллярных поровых каналов.

Для количественного определения  проницаемости горных пород пользуются линейным законом фильтрации Дарси (по имени открывшего его ученого), по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна ее вязкости:

          Q       k∆p

 v = ------ =--------,                                                                                                   (1.3)

          F        μL

где v — скорость линейной фильтрации; Q — объемный расход жидкости через породу за 1 с; F — площадь фильтрации; k— коэффициент пропорциональности, называемый иначе коэффициентом проницаемости породы; μ — динамическая вязкость жидкости; ∆р — перепад давления на длине образца породы; L — длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости.

Коэффициент проницаемости из уравнения будет равен

        QμL

k = ---------.                                                                                                             (1.4)

        F∆ р

Эту формулу применяют при определении  в лабораторных условиях проницаемости породы по жидкости.

При измерении проницаемости  породы по газу следует учесть, что  скорость движения газа будет увеличиваться  по мере приближения к выходному сечению образца вследствие понижения давления и расширения газа. Перепад давлений также будет увеличиваться. Установлено, что скорость массы газа и перепад квадрата давления остаются постоянными по всей длине образца. Поэтому при измерении проницаемости породы для газа имеем

        ǬμL

k = ---------,                                                                                                           (1.4.1)

        F∆ р

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов  может изменяться в очень широких пределах даже по одному и тому же пласту. Приток нефти и газа в пластах наблюдается даже при незначительной проницаемости пород (в пределах 10—20 мд и ниже) при наличии высоких перепадов давлений.[9.33]