Пористість - студопедія

Тема 1.2. Колекторських властивостей гірських порід

Переважна частина нафтових і газових родовищ приурочена до колекторів трьох типів - гранулярним, тріщини і змішаного будови. До першого типу відносяться колектори, складені піщано-алеврітовимі породами, поровий простір яких складається з міжзернових порожнин. Подібним будовою порового простору характеризуються також деякі пласти вапняків і доломіту. У чисто тріщинуватих колекторах (складених переважно карбонатами) поровое простір утворюється системою тріщин. При цьому ділянки колектора між тріщинами представляють собою щільні малопроникні нетріщинуватих блоки порід, поровий простір яких практично не бере участі в процесах фільтрації. На практиці, однак, найчастіше зустрічаються тріщинуваті колектори змішаного типу, поровий простір яких включає як системи тріщин, так і поровий простір блоків, а також каверни і карст.

Аналіз показує, що близько 60% запасів нафти в світі приурочено до піщаних пластів і піщаниках, 39% - до карбонатних відкладень, 1% - до вивітрений метаморфическим і вивержених порід. Отже, породи осадового походження - основні колектори нафти і газу.

У зв'язку з різноманітністю умов формування опадів колекторські властивості пластів різних родовищ можуть змінюватися в широких межах. Характерні особливості більшості колекторів - шаруватість їх будови і зміна в усіх напрямках властивостей порід, товщини пластів та інших параметрів.

Нафтовий пласт являє собою гірську породу, просочену нафтою, газом і водою.

Властивості гірської породи вміщати (обумовлено пористістю гірської породи) і пропускати (обумовлено проникністю) через себе рідину називаються фільтраційно-ємнісними властивостями (ФЕС).

Фільтраційні і колекторські властивості порід нафтових пластів характеризуються такими основними показниками:

Розглянемо докладніше кожен з цих параметрів.

Під пористістю гірської породи розуміється наявність в ній пір (порожнеч). Пористість характеризує здатність гірської породи вміщати рідини і гази.

Залежно від походження розрізняють наступні види пір:

1. Пори між зернами уламкового матеріалу (межкристаллической). Це первинні пори, що утворилися одночасно з формуванням породи.

2. Пори розчинення - утворилися в результаті циркуляції підземних вод.

3. Порожнечі і тріщини, утворені за рахунок процесів розчинення мінеральної складової породи активними флюїдами і освіту карсту.

4. Пори і тріщини, що виникли під впливом хімічних процесів, наприклад, перетворення вапняку (СаСО3) в доломіт (МgСО3) - при доломітізація йде скорочення обсягів породи на 12%.

5. Порожнечі і тріщини, утворені за рахунок вивітрювання, ерозійних процесів, закарстовиванія.

Види пір (2) - (5) - це так звані вторинні пори, що виникли при геолого-хімічних процесах.

Обсяг пір залежить від:

- сортування зерен (чим краще відсортований матеріал, тим вище пористість);

- укладання зерен - при кубічної укладанні пористість становить »47,6%, при ромбічної укладанні - 25,96% (див. рис. 1.1);

- однорідності та окатанности зерен;

- виду цементу (див. рис. 1.2).

Мал. 1.1. Різна укладання сферичних зерен одного розміру, складових пористий матеріал: а - менш щільна кубічна укладання, б - більш компактна ромбическая укладання

Мал. 1.2. Різновиди цементу гірських порід

Не всі види пір заповнюються флюїдами, газами, нафтою. Частина пір буває ізольована, в основному, це внутрішні пори.

Загальна (повна, абсолютна) пористість - сумарний обсяг усіх пір (Vпор), відкритих і закритих.

Пористість відкрита еквівалентна обсягом сполучених (Vсообщ) між собою пір.

На практиці для характеристики пористості використовується коефіцієнт пористості (m), виражений в частках або у відсотках.

Коефіцієнт загальної (повної, абсолютної) пористості (mп) в процентах залежить від обсягу всіх пір:

Коефіцієнт відкритої пористості (mо) залежить від обсягу сполучених між собою пор:

Коефіцієнт ефективної пористості (mеф.) Оцінює фільтрацію в породі рідини або газу, і залежить від обсягу пір (Vпор фільтр), через які йде фільтрація.

Для зернистих порід, що містять малу або середню кількість цементуючого матеріалу, загальна і ефективна пористість приблизно рівні. Для порід, що містять велику кількість цементу, між ефективною і загальної пористістю спостерігається істотна відмінність.

Для коефіцієнтів пористості завжди виконується співвідношення:

Для хороших колекторів пористість лежить в межах 15-25%

Порові канали нафтових пластів умовно поділяються на три групи:

субкапіллярние (розмір пір <0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);

капілярні (розмір пір від 0,0002 до 0,5 мм);

сверхкапіллярние> 0,5 мм.

За великим (сверхкапіллярним) каналам і порам рух нафти, води, газу відбувається вільно, а по капілярах - при великій участі капілярних сил.

У субкапіллярних каналах рідина утримується міжмолекулярними силами (силою тяжіння стінок каналів), тому практично ніякого руху не відбувається.

Породи, пори яких представлені в основному субкапіллярнимі каналами, незалежно від пористості практично непроникні для рідин і газів (глини, глинисті сланці).

Таблиця 1 Коефіцієнти пористості деяких осадових порід

Пористість порід продуктивних пластів визначають в лабораторних умовах з керновому матеріалу. Пористість пласта на великих ділянках визначається статистично за великим числом досліджених зразків керна.

З пористістю пов'язані величини насичення пласта флюїдами: водонасиченому (Sв), газонасиченості (Sг), нефтенасищенность (S н), величини, виражені в частках або у відсотках.

Зв'язок пористості і коефіцієнта насиченості (в частках):

Загальна і відкрита пористість залежать від:

- глибини залягання, падає зі збільшенням глибини (рис. 1.3.);

- від щільності порід;

- кількості цементу і ін.