ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ (МЕХАНИЧЕСКИЙ) СОСТАВ ПОРОД
Содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах, называется гранулометрическим (механическим) составом.
От гранулометрического состава зависят не только пористость, но и другие важнейшие свойства пористой среды: проницаемость, удельная поверхность и др.
На основании результатов механического анализа, проводимого в процессе эксплуатации месторождения, для оборудования забоев нефтяных скважин подбирают фильтры, предохраняющие скважину от поступления в нее песка, подбирают режимы промывок песчаных пробок и т.д. Анализ механического состава широко применяется не только для изучения свойств, их происхождения, но и в нефтепромысловой практике. Механический состав определяют ситовым анализом (a > 0,05 мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.
Результаты замера представлены на рис. 2.2.
Рис. 2.2. Гранулометрический состав породы
Коэффициент неоднородности Кн =
, где d60 —
Æ частиц, при котором сумма масс всех фракций, включая этот Æ = 60% от массы всех фракций, тоже d10 (от нуля до этого диаметра ).
Для нефтяных и газовых месторождений Кн = 1,1 ¸ 20,0.
Проницаемость горных пород — важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при наличии перепада давления.
При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или, скажем, их смеси. В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, пропорциональность одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемости.
Абсолютная проницаемость — проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).
Фазовая (эффективная) проницаемость — проницаемость породы для одного газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем.
Относительная проницаемость — отношение фазовой проницаемости данной пористой среды к абсолютной ее проницаемости. За единицу проницаемости принимается — проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 м2 и длиной 1 м, при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1Па·с составляет 1м3 /с.
В промысловых исследованиях для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей – мкм2·10-3 (микрометр квадратный).
Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широком диапазоне значений даже в пределах одного и того же пласта. Приток нефти и газа к забою скважин наблюдается в пластах с высоким пластовым давлением даже при незначительной проницаемости пород (10¸20 мкм2·10-3 и менее). Проницаемость большинства нефтеносных и газоносных пластов составляет обычно несколько сот мкм2·10-3.
На проницаемость влияет характер напластования пород.
При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть или газ (при наличии в порах воды), или многофазные системы (вода, нефть и газ одновременно). В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда будет меньше абсолютной проницаемости этой породы. При этом величина эффективной (фазовой) проницаемости зависит от нефте-, газо- и водонасыщенности породы. Так, при водонасыщенности примерно 20% проницаемость породы для нефти падает, в то время как движение воды в порах почти не наблюдается. При водонасыщенности 80% движение нефти (газа) практически прекращается и фильтруется только вода.
Вывод: необходимо предохранять нефтяные пласты от преждевременного обводнения и предотвращать прорыв вод к забоям нефтяных скважин.
Некоторое влияние на относительную проницаемость различных фаз оказывают физико-химические свойства жидкостей, проницаемость пород, градиент давления.
Карбонатность нефтегазосодержащих пород — это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО3, CaMg(CO3)—2 определяется путем растворения навески породы в НСl.
Чем выше карбонатность, тем ниже проницаемость пород и в целом хуже коллекторные свойства.
По мере роста карбонатности песчаников постепенно снижается их пористость, а когда карбонатность достигает 10%, снимается и проницаемость. При карбонатности 25¸30% песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.
Удельная поверхность – отношение общей поверхности открытых поровых каналов к объему породы. Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверхность превышает 20 000 м2/м2). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.
Горно-геологические параметры месторождений:
1. геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания);
2. свойства коллекторов (емкостные — пористость, нефтенасыщенность; фильтрационные — проницаемость; литологические — гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические — механические, теплофизические и др.;
3. физико-химические свойства флюидов;
4. энергетическая характеристика месторождения;
5. величина и плотность запасов нефти.
Размеры месторождений в среднем составляют: длина 5¸10 км, ширина 2¸3 км, высота (этаж нефтегазоностности) 50¸70 м.
Нефтяные залежи составляют 61 %, нефтегазовые — 12 %, газовые и газоконденсатные — 27 %.
По величине извлекаемых запасов (млн. т) залежи нефти условно делят на мелкие (менее 10), средние (10¸30), крупные (30¸300) и уникальные (более 300).
По начальному значению дебита (т/сут) различают низко- (до 7), средне- (от 7 до 25 ), высоко- ( от 25 до 200 ) и сверхвысокодебитные (более 200) нефтяные залежи.
