Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов

К фильтрационно-емкостным свойствам пород относятся пористость

и проницаемость.

Пористость горной породы определяется как отношение суммарного объема пор к объему породы:

К _пор = ^{åVпор V}породы

где Кпор - коэффициент пористости в долях единицы. При умноже-нии его на 100 пористость будет измеряться в процентах.

Различают три вида пористости:

1. Абсолютная (общая, полная) пористость - когда учитываются все поры, в том числе и закрытые. Величина общей пористости не зависит от размеров обломков, но чем крупнее обломки, тем крупнее поры.

2. Открытая (относительная) пористость - когда учитываются объе-мы пор, соединяющихся между собой. Ее называют еще пористостью насыщения. По ней считают объем жидкости или газа, находящихся в ре-зервуаре.

3. Эффективная (динамическая, рабочая) пористость - когда учиты-ваются поры и каналы, по которым происходит движение жидкости и газа. Она равна открытой пористости за вычетом объема остаточной жидкости. Тем самым из расчета исключается объем тупиковых пор, тонких каналов, по которым движение жидкости не происходит. При размерах пор менее 0,1 микрона эффективная пористость равна нулю.

Абсолютная пористость определяется исходя из разности плотности минералов, из которых состоит порода (r) и плотности породы(a):

К.п. общ.= ^a _a^{- r} 100.

Величину, близкую к общей пористости, можно получить методом нейтронного гамма-каротажа (НГК) и акустического каротажа (АК).

Открытая пористость определяется методом насыщения. Для опре-деления открытой пористости образец керна высушивается, взвешивается, затем насыщается керосином и снова взвешивается. Определив объем об-разца и объем пропитанной жидкости, можно рассчитать величину откры-той пористости (в процентах) . Величину, близкую к открытой пористости, можно определить методами электрического каротажа скважин. Коэффи-циент открытой пористости(в долях единицы) входит в формулу подсчета запасов нефти и газа промышленных категорий.

Эффективная пористость определяется как разность объема откры-тых пор и объема остаточной (физически связанной) жидкости. Существу-ет также метод определения эффективной пористости заполнением породы под вакуумом окрашенной бакелитовой смолой при температуре, при ко-торой вязкость ее равна вязкости нефти в данной залежи. Затем из образца изготавливается шлиф и под микроскопом замеривается площадь, занятая бакелитом. Наиболее достоверно эффективная пористость определяется в конце разработки залежи по объему отобранной нефти. Коэффициент эф-фективной пористости входит в формулу подсчета извлекаемых запасов нефти и газа.

Идеальная порода, состоящая из шаров одинакового размера, уло-женных по кубической решетке, имеет пористость 47,6%. При укладке тех же шаров по ромбической решетке, расчетная пористость составляет 25,96%. Пористость зависит от степени отсортированности зёрен: при пло-хой сортировке мелкие частицы занимают часть порового пространства, пористость уменьшается. Порода, состоящая из округлых зерен, имеет большую пористость, чем порода, состоящая из удлиненных зёрен. В несцементированных песках общая пористость достигает 43%, открытая - 40%. В среднем пористость нефтеносных пород-коллекторов составляет 10-20%. Чем выше плотность пород, тем ниже их пористость.

Проницаемость-способность пропускать через себя жидкости и газы. Зависит от открытой пористости, размеров пор и каналов, от структурно-текстурных особенностей горной породы. Вдоль напластования проницае-мость в 3-4 и более раз выше, чем поперек напластования. Это объясняется ориентированностью минеральных частиц, имеющих пластинчатые и удлиненные формы, вдоль по слою. Единицей измерения проницаемости в системе счета СИ (интернациональная система) является м², который вы-ражает площадь сечения каналов и пор.

Опыты по определению проницаемости воды в песке проводились в 19-м веке французским ученым Дарси. На основе этих опытов он устано-вил закон фильтрации, позднее названный его именем: скорость фильтра-ции жидкости через пористые породы прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости и длине пути фильтрации (толщине фильтра):

_{V = Knp} ^P1 ^{- P}2

Dl ´ m

где: V - скорость фильтрации жидкости, м/с

m - динамическая вязкость жидкости, Па·с Р1 - давление на входе, Па Р2 - давление на выходе, Па

Dl - длина пути фильтрации, м

Кпр - коэффициент проницаемости.

К _пр = ^{V ´ Dl ´ m} _; V = ^Q

P₁ - P₂S

где: Q -расход жидкости, м³/с

S - площадь сечения, м²

Рис.11.Графики фазовой проницаемости(по А.Леворсену, 1958)и графикизависимости проницаемости от эффективной пористости (по А.А.Ханину, 1973)

В системе счета СГС (сантиметр-грамм-секунда) единицей измере-ния проницаемости приняты дарси (Д) и миллидарси (мД), 1Д=1000 мД. Проницаемость 1 мкм² соответствует 0,981 Д, расходу жидкости 1м³/с при фильтрации ее через образец горной породы площадью 1м², длиной 1м при вязкости жидкости 0,001 Па·с (паскаль·секунда), при перепаде давления 0,1013 Мпа (мегапаскаль).

Определение проницаемости производится в лаборатории на уста-новках УИПК-1 и УИПКМ-1. Для этого из керна изготавливают образцы цилиндрической формы диаметром 2-4см, высотой 2-3 см. Породы, состо-ящие из окатанных обломков изометрической формы, обладают большей проницаемостью, чем такие же породы, сложенные из неокатанных зерен.

Различают три вида проницаемости: абсолютную, относительную и эффективную (фазовую).

Абсолютная проницаемость - проницаемость, замеренная в сухой породе пропусканием через нее инертного газа (гелия), азота или воздуха.

Эффективная(фазовая)проницаемость - способность пропускать че-рез себя один флюид в присутствии в порах других флюидов. Можно гово-рить о фазовой проницаемости газа относительно воды, нефти. Зависит от их количественного соотношения.

Относительная проницаемость - определяется как отношение эффек-тивной проницаемости к абсолютной, измеряется в процентах. На рис.11 показаны типовые графики изменения относительной проницаемости в за-висимости от нефте- и водонасыщенности коллектора (по Леворсену). Графики показывают, что относительная проницаемость для нефти равна нулю до тех пор, пока нефтенасыщенность не достигнет 30%. До этого нефть только смачивает поверхность зерен, а газ легко будет проходить через породу. При нефтенасыщенности 90% относительная проницаемость для нефти возрастает до 0,75, а для газа сокращается до нуля.

Пористость и проницаемость определяют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторских пород, количество общих и извлекаемых запасов нефти и газа в каждой конкретной залежи. По этим признакам коллекторские породы подразделяются на шесть классов (табл.6). Из этой таблицы хорошо видно, что классы коллекторов выделены по проницаемо-сти, а пористость внутри одного и того же класса колеблется в широких пределах в зависимости от размеров зерен и размеров пор. К примеру, что-бы попасть во II-й класс, среднезернистому песчанику достаточно иметь эффективную пористость от 15 до 16,5%, а мелкозернистому алевролиту нужно от 26,5 до 29%.

Пористость и проницаемость песчано-алевролитовых пород зависят от степени их уплотнения, сортировки зерен, количества цемента и типа цементирования зерен. По данным Г.Э. Прозоровича (1978) в Западной Сибири до глубины 2200- 2300 м развиты коллекторы I-III классов с откры-той пористостью от 22 до 35%, глубже - коллекторы IV-V классов с откры-той пористостью 7-14%. Такая закономерность в изменении коллекторских свойств песчано-алевритовых пород подтверждается (с некоторыми откло-нениями) и на конкретных месторождениях (табл. 7)