8. Глинистость пласта.

Различают:

1. Массовую глинистость (в долях единицы)

С_гл=m_0.01/m_тв

2. Объёмную глинистость (коэффициент глинистости)

k_гл=С_гл(1-k_п)

Важным свойством глины является взаимодействие с флюидами.

9. Окатанность.

Стоит упомянуть и такое определяющее неоднородность свойство как окатанность частиц.

По окатанности гранулы можно разделить на:

хорошо окатанные; полуокатанные;

угловатые (неокатанные);

10. Пористость нефтяного и газового пласта.

Пористость – способность содержать пустоты.

Выделяются следующие виды пористости:

Первичные/гранулярные поры Вторичные/трещиноватые поры

Типы пор:

• хорошо отсортированный песчаник

• плохо отсортированный песчаник

• глина, содержащая замкнутые поры

• трещинный тип

• кавернозный тип

Первичные поры по форме могут быть различной конфигурации, в зависимости от гранулометрического состава:

1. ромбоидальной формы (это в основном высокопористые, открытопористые, хорошо окатанные песчаники)

2. тетраэдральной формы (это спрессованные песчаники)

3. трещиноватые (глины, слюды и др.)

Что касается вторичных пор, то они связаны с деформацией, выщелачиванием и другими седиментационными процессами. Они, в свою очередь, подразделяются на:

1. щелевидные

2. каверновые

Поры можно охарактеризовать такими параметрами, как:

• эффективный диаметр

• степень раскрытости трещин

В зависимости от размеров пор имеются определённые классификации пор по способности их фильтровать:

• сверхкапиллярные - наиболее крупные поры; d_эф>10^-4 м. Для этих пор характерно подчинённое отношение между флюидом и породой. Такие поры характерны для высокопористых, высокопроницаемых пород.

• Капиллярные – d_эф=10^-7-10^-4 м. Взаимодействие между флюидом и породой в таких порах существенно. Большую роль играют капиллярные силы, которые препятствуют фильтрации жидкости и газа.

• Субкапиллярные – d_эф= 210^-9-10^-7 м. Размер подобных пор настолько мал, что молекулярные силы, действующие на поверхности пор, имеют существенное влияние. Если градиент давления мал – фильтрации не будет происходить.

• Микропоры - dэф210-9 м. В этих порах вообще ничего не движется. Пора забита слоем, созданным молекулярными силами.

Сверхкапиллярные поры типичны для песчаников, обломочных и крупнозернистых пород, доломитов.

Капиллярные – для сцементированных песчаников.

Субкапиллярные соответствуют глинам, мелкокристаллическим, меловидным породам.

Трещинноватость характерна для хрупких горных пород.

11. Типы коллекторов.

Коллекторы делятся на

Лекция №4.

12. Количественные и качественные характеристики.

Коэффициент, характеризующий запасы, называется коэффициентом общей пористости.

(v_гр+v_трещ+v_кав)/v_общ=k_п=k_п.гр+k_п.тр+k_п.кав

Как правило объём гранулярных пор всегда существенно выше объёма трещинных и кавернозных.

Если мы будем рассматривать трещинно-пористый пласт, то максимальный объём запасов будет в порах и минимальный – в трещинах.

Трещины рассматриваются, как транспортировщики из блоков пор нефти, а поры, как блоки.

Кроме формы, поры различаются по степени сообщаемости и по характеру содержания интересующих нас флюидов (нефти или газа).

Доля любых пор на единице объёма называется коэффициентом общей пористости.

Интерес представляют только сообщающиеся поры. Если нефть находится в изолированных порах, то она не извлекается. Поэтому для определения запасов извлекаемой нефти, т.е. для сообщающихся пор применяют коэффициент открытой пористости:

k_о.п.=v_{отк.пор}/v_общ

Вводят и такой параметр, как коэффициент нефтегазонасыщения, как объём пор, содержащих нефть и газ к общему объёму пор:

k_н.г.=v_н.г./v_пор

В соответствии с этим выделяется такое понятие как эффективная пористость:

k_эф.=k_о.п.k_н.г.

Т.е. это доля пор, занятых нефтью и газом, отнесённая к общему объёму пласта.

В качестве меры, характеризующей полезную ёмкость пласта используется коэффициент динамической пористости:

k_{динам.п.}=k_о.п.(k_н – k_о.н.н.),

где k_н – коэффициент нефтенасыщения

k_о.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения

Кроме способности содержать нефть и газ, пласт, как коллектор, имеет свойство отдавать (фильтровать) флюид. Поэтому, кроме пористости, есть такая характеристика, как фильтрационная способность нефтегазового пласта.

Фильтрационная способность – способность движения жидкости в пористой среде.

Изучение явления фильтрации связано с такими именами, как Кочина, Христьянович, Лейбензон и др.

Первые закономерности фильтрации в пористой среде были установлены в конце ХIХ века французским инженером Дарси, проводившему свои опыты с песками.

Он вывел следующий закон:

v=(1/)kр/L

где р – градиент давления

L – длина образца

k – коэффициент пропорциональности – способность пористой среды реагировать на изменение давления/фильтрации. Иначе, коэффициент проницаемости.

Коэффициент проницаемости – физическое свойство нефтегазового пласта.

Коэффициенты по газу и нефти различны. И поэтому, чтобы иметь некоторую общность ввели несколько коэффициентов:

• Коэффициент абсолютной проницаемости (иначе коэффициент физической проницаемости пласта) – это проницаемость пористой среды, которая определена из закона Дарси, при условии, что фильтрующийся флюид не взаимодействует со скелетом породы. На практике в качестве такого инертного флюида используют газ, например, азот, и проницаемость по газу является физической проницаемостью пласта.

• Поскольку пласт – многофазная система, т.е. помимо нефти фильтруется ещё и вода, то вводится понятие фазовой проницаемости.

Фазовая проницаемость – проницаемость пласта при фильтрации флюида (фазы), который не инертен по отношению к скелету (вода, керосин и др.).

k_пр.а.  k_пр.ф.

Из закона Дарси:

v=Q/F, т.е. k_пр=QL/(рF),

где F - площадь.

[k_пр]=[(м³/с)(Пас)м/((Па)(м²))]=[м²]

Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.

При фильтрации через площадь 1м, перепаде давления 1Па на длине 1м с вязкостью в 1 Пас, расход составляет 1 м³/с.

Но пластов с такой проницаемостью в реальных условиях не существует, поэтому принимают такую единицу, как 1 мкм².

1 мкм²=10-12 м²

1D=1.02 мкм²

Гравелиты, хорошо отсортированные пески имеют проницаемость в 1 D. Но и такая проницаемость – редкость, чаще принимают единицу в миллидарси.

По проницаемости определяют некоторые граничные значения: если для газа граничные значения составляют 10-1 мD, то для нефти граничные значения – 5-10 мD.

Проницаемость относится к физико-технологическим характеристикам пласта.

Исследования показали, что пласты с проницаемостью около 0.01 мD могут переходить в коллекторы, если пласт разорвать мощным гидроразрывом. Такие пласты именуются плотными коллекторами.

Такой важный на практике показатель, как порог перколяции, можно преодолевать с помощью добавочных трещин. Иными словами, преодоление порога перколяции позволяет непроводящей породе проводить.

Гидроразрыв аналогичен проводящему изолятору, т.е. если на изолятор под действием перепада напряжений U набрасывать проводники, то после достижения критической массы проводников произойдёт как бы разрыв и изолятор начнёт проводить.

Лекция №5.

13. Проницаемость для трещинного типа пористости.

Параметры трещин:

1. ширина раскрытия (в)

2. длина раскрытия (а)

3. угол трещины/направленность трещины

Формула Буссинеска:

Q=((в³а)/(12))р/L,

где Q –расход через трещины

Т.к. =ва.

Истинная скорость: v_и=Q/(ав)

v_и=(в²/12)grаd(р)

Из закона Дарси: v_факт=(k_пр/)grаd(р)

k_пр=в²k_т/18

k_т=_т/_обр 

14. Уравнение Козени-Кармана.

Связь проницаемости гранулярного пласта с пористостью и с геометрией пор. (Ознакомиться в учебнике).

15. Относительная фазовая проницаемость.

f_н=k_н/k_а

f_в=k_в/k_а

Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается.

Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом:

k_п^ф=k_пk_н.н. k_в^ф=k_п(1 – k_н.н.)

Они зависят от степени нефтенасыщенности:

k_н.н.=1 – k_в(S_в)

Фазовая проницаемость зависит от степени водонасыщенности:

f_в=(S_в)

Каждая фаза движется по своей системе пор и не влияет на другую.