Коэффициент, характеризующий запасы, называется коэффициентом общей пористости.
(vгр+vтрещ+vкав)/vобщ=kп=kп.гр+kп.тр+kп.кав
Как правило объём гранулярных пор всегда существенно выше объёма трещинных и кавернозных. 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: kо.п.=vотк.пор/vобщ
Вводят и такой параметр, как коэффициент нефтегазонасыщения, как объём пор, содержащих нефть и газ к общему объёму пор: kн.г.=vн.г./vпор. В соответствии с этим выделяется такое понятие как эффективная пористость:kэф.=kо.п. × kн.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: kдинам.п.=kо.п. × (kн – kо.н.н.), где kн – коэффициент нефтенасыщения kо.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения.
3. проницаемостью - способность движения жидкости в пористой среде.
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.
Фазовая проницаемость – проницаемость пласта при фильтрации флюида (фазы), который не инертен по отношению к скелету (вода, керосин и др.). kпр.а. ³ kпр.ф.
Из закона Дарси: v=Q/F, т.е. kпр=Q×m×DL/(Dр×F),
где F - площадь. [kпр]=[(м3/с)×(Па×с)×м/((Па)×(м2))]=[м2]
Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.
Относительная фазовая проницаемость. Характеризует фильтрационную способность пласта в присутствии другой фазы.
fн=kн/kа
fв=kв/kа
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:
kпф=kп×kн.н. kвф=kп×(1 – kн.н.)
Они зависят от степени нефтенасыщенности: kн.н.=1 – kв(Sв)
4. удельной поверхностью - понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по формуле Козени: Кармана Sуд. = 7·105 (m·√m) / (√kпр.).
5. капиллярными свойствами
6. механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатием и др.)
2. Нефтегазовый пласт как многофазная многокомпонентная система.
Нефтегазовый пласт: это система которая состоит из ряда геологических тел, объединенных в единый эксплуатационный объект, содержащий различные фазы и находящийся под воздействием геологической среды.
Коллектора нефти и газа представляют из себя многофазную, многокомпонентную систему, являются гетерогенной, неоднородной системой, характеризующейся следующими видами неоднородности: фазовая, компонентная или минеральная, неоднородность химического состава, а также структурно-текстурная неоднородность.
Уровни неоднородности.
· Уровни атомов и ионов 0.5×10-4¼2×10-4 мкм
· Уровень молекул 10-4¼10-3 мкм
· Моно- и полимолекулярные слои 10-4¼10-1 мкм
· Поры, заполненные жидкостью или газом 10-4¼103 мкм
· Зёрна скелета 10-3¼105 мкм
· Полости выщелачивания/каверны 102¼107 мкм
· Прослои, линзы, включения 103¼107 мкм
Широкий спектр неоднородности пласта приводит к большой сложности описания. В зависимости от способа определения имеются различные материалы.
Различают три основных вида пород, которые могут быть коллекторами, т.е. проводящими и флюидосодержащими, и неколлекторами:
Терригенные породы – это осадочные образования, сложенные терригенными минералами или обломками материнских пород (обломки + глины).
Пирокластические – осадочные, обломочные породы, на 50 и более % состоящие из продуктов вулканического извержения. Могут быть коллекторами.
Непроницаемые породы – тонкие слои, имеющие подчинённое значение.
Пласты делятся на микропористые и макропористые. Пласты – неколлекторы содержат субкапилляры и микропоры.
По степени проницаемости коллекторы можно разделить на: низкопроницаемые 0 – 0.1Д, среднепроницаемые 0.1 – 0.5 Д, высокопрницаемые 0.5 Д и выше.
Из определения пласта мы обозначили пласт как гетерогенную систему.
Гетерогенная система – система, состоящая из отдельных систем, разграниченных поверхностями раздела, причём при переходе через эти поверхности хотя бы одно из свойств изменяется скачкообразно.
Виды гетерогенности.
1. Строения пласта (состоит из разных минералов).
2. Находящиеся внутри нефть и газ – т.н. фазы.
Тв.ф.+ж.ф.+г.ф.=пласт
Гомогенная система – однородная система, в которой свойства меняются плавно или совсем не изменяются.
Фазой называется гомогенная часть гетерогенной системы, которая ограничена поверхностью раздела.
3. Внутри каждой фазы можно выделить компоненты.
Компоненты – индивидуальные вещества, состоящие из одинаковых молекул и наименьшее число этих молекул необходимо и достаточно для образования всех фаз этой системы.
Многокомпонентная система состоит из одного и более индивидуальных веществ.
Фазовый состав: твердая, жидкая, газообразная, иногда гидратная.
Каждая фаза - многокомпонентная система. В пласте могут происходить фазовые превращения (при воздействии на пласт). Свойства зависят от состава и взаимного влияния фаз. Влияние фаз является ключевым моментом в исследовании пласта. Пласт рассматривается с точки зрения свойств отдельных фаз.
Свойства твердой фазы определяются свойствами скелета. Они зависят от свойств зерен и упаковки зерен. Свойства твердой фазы характеризуют неколлекторские свойства.
Компонентный состав: разные минералы – твердая фаза. Жидкая может быть нефть, вода, конденсат. Газообразная – разные компоненты (пропан, бутан и т.д.).
Структурно-текстурное строение: фазовая неоднородность обусловлена тем, что на границах раздела фаз интенсифицируется действие микросил.
Текстурная неоднородность:
-Возникают капиллярные явления одним из важнейших характеристик неоднородности явл. гранулометрическая характеристика пласта.
Горная порода – природный агрегат минералов неоднородного состава.
При описании нефтяного и газового пласта такого объяснения недостаточно.
Нефтяной пласт – гетерогенная, многокомпонентная, многофазная термодинамическая система.
Термодинамическая система – совокупность макроскопических материальных тел и полей, способных взаимодействовать между собой. Термодинамичекие системы: открытая (может обмениваться энергией и массой с другими системами), закрытая (масса постоянная) и изолированная (в лаборатории определяются свойства в изолированной системе).
Взаимодействия бывают следующих видов:
· Механическое взаимодействие.
· Тепловое взаимодействие (закачка воды, закачка пара, электропрогрев призабойной зоны).
· Взаимодействие массообменом (закачка воды для вытеснения флюида).
Благодаря термодинамическому подходу сформировалась синергетика.
Синергетика – физика процессов самоорганизации систем.
Коллектор – место накопления нефти и газа, проницаемая порода, пласт, способный пропускать через себя нефть и газ, т.е. такая горная порода, которая обладает свойством пористости и проницаемости. Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяного и газового пластов характеризуются следующими основными показателями:
· гранулометрическим (механическим) составом пород;
· пористостью;
· проницаемотью;
· капиллярными свойствами;
· удельной поверхностью;
· механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатию и другим видам деформаций);
· Насыщенностью пород водой, нефтью и газом.
Эти свойства пород находятся в тесной зависимости от химического состава, структурных и текстурных их особенностей. Структура породы определяется преимущественно размером и формой зерен. По размерам зерен различают структуры: псефитовую(более 2 мм), псаммитовую (0,1-2 мм) , алевритовую(0,01-0,1 мм), пелитовую (0,01мм и менее). К текстурным особенностям породы относят слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное соотношение цемента и зерен породы и некоторые другие черты строения.
3. Терригенные, карбонатные и заглинизированные пласты; особенности их строения.
Терригенные - это осадочные образования, сложенные терригенными минералами или обломками материнских пород. В основном состоят из обломков кварца, полевого шпата, слюды и т.п. Грануляраный тип коллектора.
Карбонатные - соли CaMgCO3 и др. химического материала отложенных из вод. Трещинно -кавернозный тип коллетора.
Заглинизированные коллектора. Глинистые породы – одни из самых распространенных осадочных образований. По объему они составляют до 60% всех осадочных пород. Их главные составные части – глинистые минералы и тонкодисперстный обломочный материал. Глинистые частицы в основной массе имеют размер менее 0,004 мм. В качестве примесей в глинистой породе присутствуют алевролитовые, песчаные зерна кварцев, полевых шпатов, мусковита, кальцита и тд. Количество примесей в глинах может составлять до 50%. Глины размокают в воде, во влажном состоянии им свойственна пластичность, глины способны поглощать воду и увеличиваться в объеме, скреплять различные тела. Глины слабо проницаемы для жидкостей и газов. В природных условиях глинистые породы залегают в виде ограниченных по размерам прослоев, линз, а также мощных пластов и пачек, имеющих региональное распространение.
Карбонатные породы. Составляют 15 –20% всей массы осадочных образований. Основные составные части к. п. – кальцит и доломит. К карбонатным породам относятся такие, в которых карбонатные минералы составляют 50% и более. Карбонатные породы являются прекрасными коллекторами нефти и газа.
В терригенных пластах в основном цементирующим матреиалом является глина. Она обладает огромной удельной поверхностью и адсорбционной способностью. Поэтому, эффективность от обработок ПАВом снижается в коллекторах такого типа.
Карбонатность породы:
Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды – Na2СО3, поташа – K2СО3, сидерита – FeСО3 и др. Общее количество карбонатов относят обычно к СаСО3, потому, что углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом . Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты действием соляной кислоты и измерением объема углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:
СаСО3, +2HCl = CO2 + CaCO3 + H2O
По объему выделившегося CO2 вычисляют весовое процентное содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3.
Существуют также гранитоидные коллектора (Белый тигр), туфагенные (Кавказ)