ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


Нафто-, газо-, водонасиченість

Нафто-, газо-, водонасиченість характеризують колектор за вмістом у ньому відповідного флюїду і кількісно виражаються коефіцієнтами, які показують частку об’єму пор, заповнених відповідно нафтою, газом чи водою.

Коефіцієнт нафтонасиченості (газонасиченості , водонасиченості ) — це відношення об’єму нафти (відповідно об’єму газу , об’єму води ), що містяться у відкритих порожнинах породи в пластових умовах до загального об’єму цих порожнин :

; ; . (2.3)

Сума вказаних коефіцієнтів насиченості дорівнює одиниці, тобто

(2.4)

Ці коефіцієнти використовують при підрахунку запасів нафти і газу та складанні проектних документів на розробку родовищ.

 

Проникність

Проникність — це властивість породи пропускати через себе флюїди при наявності перепаду тиску. Вона кількісно характеризує фільтраційні властивості колектору та визначається через коефіцієнт проникності. Проникність служить мірою флюїдної провідності породи через себе і є одним із найважливіших параметрів колектору нафти і газу.

Фільтрацію рідин у пористому середовищі досліджував француз Анрі Дарсі, який встановив названий його іменем закон, що виражається рівнянням

Q=

де — об’ємна витрата рідини, м3/с; коефіцієнт пропорційності (коефіцієнт проникності), м2; F — площа поперечного перерізу, м2; µ — в’язкість рідини, мПа∙с; ∆р — перепад тиску в напрямку витікання, Па; L — довжина зразка породи, м;

Одиниця виміру коефіцієнта проникності в системі СІ — м2. Пористе середовище має проникність 1 м2, якщо однофазний флюїд в’язкістю 1 мПа∙с фільтрується через породу зі швидкістю 1 м/с при площі поперечного перерізу 1 м2 і при градієнтові тиску 1 Па. Фізичний зміст розмірності коефіцієнта проникності полягає в тому, що проникність характеризує величину площі перерізу каналів пористого середовища, якими в основному проходиь фільтрація флюїдів. Коротше кажучи, коефіцієнт проникності — це площа перерізу фільтраційних каналів пласта-колектору.

Величина проникності в 1 м2 дуже велика, тому в нафтопромисловій практиці прийнята одиниця дарсі (Д) і мілідарсі (мД). При цьому справедливі такі співвідношення :

1Д ≈ 10–12м2 ≈ 1мкм2,

1мД = 10–3Д ≈ 10–15м2 ≈ 10–3мкм2.

Варто звернути увагу на те, що проникність є властивістю середовища (породи), яке пропускає через себе флюїд, але не характерною особливістю самого флюїду.

Визначають коефіцієнт проникності порід в лабораторії (за керном) або спеціальними промисловими дослідженнями свердловин (пластів) на продуктивність.

Проникність суттєво залежить від розмірів і форми порових каналів, а також від тріщинуватості породи.

Проникність нафтоносних пісковиків здебільшого змінюється від 0,01 до 0,5 мкм2 (10–500 мД), тріщинуватих вапняків — від 0,005 до 0,02 мкм2 ().

У зв’язку з тим, що при русі газованої рідини або суміші двох рідин характер фільтрації змінюється, розрізняють такі види проникності:

1) абсолютна (фізична) проникність — це проникність пористого середовища для газу або однорідної рідини, хімічно інертних стосовно породи. Вона характеризує тільки фізичні властивості породи і не залежить від природи флюїдів. Абсолютна проникність визначається здебільшого лабораторними методами, які ґрунтуються на моделюванні процесу фільтрації через керн на спеціальній установці.

2) фазова (ефективна) проникність — це проникність породи для однієї із фаз двохфазної або багатофазної системи, що рухається в пористому середовищі. Вона залежить від властивостей породи, фізико–хімічних властивостей флюїдів, а також від ступеня насиченості порожнинного простору кожної із фаз.

3) відносна проникність — це відношення фазової проникності до абсолютної. Вона використовується для гідродинамічних розрахунків процесів нафто вилучення.

 

Класифікації колекторів

Основними класифікаційними ознаками колекторів є їх склад, а також умови акумуляції і фільтрації в них пластових флюїдів.

За літологічним складом порід виділяють 2 основні групи колекторів:

1. теригенні (уламкові), які складені в основному пісковиками і алевролітами (99,5% в Україні). Вони характеризуються наявністю пор, іноді тріщин. З такими колекторами пов’язано ≈ 60% світових розвіданих запасів нафти і ≈ 75% запасів газу.

2. карбонатні, які складені вапняками і доломітами. Значну роль в них відіграють каверни і тріщини, що зумовлює складний характер ємнісного простору і вельми нерівномірний його розподіл.

Крім того, своєрідні колектори пов’язані з вулканогенно–осадовими (туфи), глинистими і дуже рідко кристалічними породами кори вивітрювання фундаменту.

За природою порожнинного простору колектори поділяють на 4 типи:

1. порові (гранулярні), у яких порожнинний простір утворений первинними міжгранулярними (міжзерновими) порами.

2. кавернозні, у яких порожнинний простір утворюють каверни, з’єднані вузькими каналами або ізольовані один від одного. *КВ.П. для них змінюється в широких межах — від тисячних часток одиниці до 0,2 і більше.

3. тріщинні, порожнинний простір яких утворений тріщинами. В чистому вигляді трапляються рідко.

4. змішані, у яких порожнинний простір утворений одночасно двома або трьома видами порожнин (наприклад, тріщинно–порові, тріщинно–кавернозні і т. д.).

Окремо можна виділити техноколектори, які створюються людиною у привибійній зоні свердловин. Шляхом проведення у свердловині різноманітних заходів для інтенсифікації видобутку нафти (газу)збільшення порожнинного простору та проникності порід.

За величиною проникності виділяють 5 класів колекторів:

1 клас — > 1 мкм2 (> 1000 мД);

2 клас — 0,1÷1 мкм2 (100÷1000 мД);

3 клас — 0,01÷0,1 мкм2 (10÷100 мД);

4 клас — 0,001÷0,01 мкм2 (1÷10 мД);

5 клас — < 0,001 мкм2 (< 1мД).

На практиці часто цю класифікацію не підтримують і кажуть:

— малопроникні колектори (до 0,050 мкм2 — 50% в Україні);

— проникні колектори (0,050÷0,150 мкм2 — 38% в Україні);

— високопроникні колектори (>0,150 мкм2 — 12% в Україні).

За ємністю (величиною відкритої пористості) виділяють 5 підкласів колекторів:

1-й підклас — >25%;

2-й підклас — 20÷25%;

3-й підклас — 15÷20%;

4-й підклас — 10÷15%;

5-й підклас — <10%.


Флюїдоупори

Флюїдоупори — це практично непроникні породи, які при наявних у земній корі перепадах тисків між пластами, здатні утримувати нафту і газ в колекторі. Флюїдоупори перешкоджають виходу нафти і газу з колектору. Якщо флюїдоупор перекриває колектор згори, то він називається покришкою. Наявність покришки є необхідною умовою існування в надрах скупчень нафти і газу. Якість покришки, тобто її екранувальні й утримувальні здатності, залежать від складу породи, ступеня її однорідності, структури порожнинного простору і здатності породи розтріскуватись або пластично деформуватись, а також від товщини і характеру поширення на площі. Для газу, який має набагато більшу рухливість, ніж нафта, при інших рівних умовах, покришка повинна мати більшу товщину. Особливо це стосується газових покладів з великими поверхами газоносності і аномально високими тисками.

За літологічним складом порід розрізняють такі типи покришок:

– глинисті (глини, глинисті сланці, аргіліти);

– галогенні (соленосні);

– карбонатні (мергелі, глинисті і закременілі вапняки);

– змішані (піщано–глинисті, глинисто–карбонатні, теригенно–галогенні тощо);

– розшаровані (складені шарами різних літологічних різновидів порід).

Перші три типи належать до однорідних покришок, останні два — до неоднорідних.

Проте глинисті, карбонатні і змішані покришки можуть бути тріщинуватими і тоді вони втрачають свої утримувальні властивості і стають колекторами.

При оцінці екранувальних властивостей глин необхідно враховувати вплив тиску і температури. Із зануренням на великі глибини відбувається зневоднення глин, зміна їх мінерального складу та зниження пластичності, в результаті чого збільшується тріщинуватість глин. Іноді глини перетворюються в тріщинний колектор (наприклад, баженівська світа Західного Сибіру).

Найпоширенішими на родовищах є глинисті покришки, а найнадійнішими — соляні, які мають високу пластичність.

За площею поширення і тим значенням, яке вони мають у розподілі скупчень вуглеводнів у розрізі, покришки поділяють на:

— регіональні, які літологічно витримані в межах нафтогазоносної провінції (НГП) і мають значну товщину;

— зональні, які поширені над групою родовищ в межах нафтогазоносного району (НГР);

локальні, які зумовлюють збереження окремих покладів в межах одного родовища.


© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти