Коллекторы нефти и газа

В нефтяных и газовых месторождениях нефть, газ и вода занимают пустоты (поры), трещины и каверны в горных породах. Все горные породы, составляющие земную кору, имеют пустоты между частицами, т.е. обладают пористостью, но промышленные запасы нефти встречаются только в осадочных породах: песках, песчаниках, известняках и др., являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать флюид (нефть, газ и воду) через систему связанных между собой пор и пустот.

Глины являются также осадочными породами, но они непроницаемы для жидкостей и газов, вследствие того, что пустоты в них являются ничтожно малыми и флюид в них удерживается капиллярными силами. При формировании нефтяных и газовых месторождений глины являются непроницаемыми перекрытиями, между которыми залегают проницаемые породы (коллектора).

Для проектирования и осуществления процессов добычи нефти необходимо знать основные физические характеристики нефтегазо-содержащих коллекторов. Такими характеристиками являются, пре­жде всего, механический состав, пористость, проницаемость и нефтеводо-газонасыщенность породы коллектора. Как правило, эти характеристики определяют посредством лабораторных исследова­ний кернов или при помощи комплексного анализа результатов геофизических исследований пробуренных скважин.

Под пористостью горной породы понимают нали­чие в ней пустот (пор). Различают общую или абсолютную полную, открытую и эффективную пористос­ти, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.

Коэффициентом общей пористости называется отношение суммарного объема всех пор в горной породе (пор, каверн, трещин) , к видимому объему породы :

. (3.1)

Коэффициент общей пористости используется при оценке абсолютных запасов нефти в пласте, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта.

Некоторая часть пор в горной породе оказывается не связанной между собой, такие изолированные поры не участвуют в разработке. Насыщающие пористый пласт флюиды могут двигаться только по сообщающимся между собой пустотам. Коэффициент открытой пористости – отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор к общему объему породы. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра. Отношение объема эффективных пор к объему породы называется коэффициентом эффективной пористости ().

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать через себя флюид при перепаде давлений. Абсолютно непроницаемых пород нет – при соответствующем давлении можно продавить жидкость и газ через любую породу. Проницаемость породы тем меньше, чем меньше размер пор и каналов их соединяющих. Породы нефтяных и газовых месторождений имеют в основном капиллярные каналы, диаметром 0,5 до 0,0002 мм. В каналах меньшего диаметра (субкапиллярных) поверхностные силы настолько велики, что движение жидкости в них практически не происходит.

Проницаемость зависит не только от свойств коллектора, но и от характера движения флюи­да, его физических свойств. Для характеристики нефтегазовых кол­лекторов используют понятия абсолютной, эффективной и относи­тельной проницаемости.

Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтрации А. Дарси. Согласно этому закону, скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости:

, (3.2)

где – скорость линейной фильтрации, м/c;

Q – объемный расход жидкости через породу за 1 секунду, м³/c;

F – площадь фильтрации, м²;

k – коэффициент проницаемости, м²;

– динамическая вязкость жидкости, Па∙с;

∆ Р – перепад давления по длине образца породы, Па;

L – длина пути, на котором происходит фильтрация, м.

За единицу проницаемости принята проницаемость такой пори­стой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход флюида вязкостью 1 Па∙с составляет 1 м³/с. Коэффициент проницаемости k в системе СИ имеет размерность площади (м²). Для промысловой оценки коллекторов пользуются практической единицей Дарси (Д), которая в 10¹² меньше проницаемости в 1 м².

Абсолютная или физическая проницаемость – это проницаемость пористой среды, которая определена при движении в ней какой-либо одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью). Абсолютная проницаемость промышленных нефтегазосодержащих коллекторов колеблется от нескольких десятков до нескольких тысяч миллидарси. Наиболее распространенными являются пласты с проницаемостью 200÷l000 мД. Проницаемость глин измеряется в тысячных долях мД.

Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой фазы, жидкой ли газовой. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом.

Относительная проницаемость – отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

В ряде случаев необходимо, хотя бы приблизительно, прогнозировать такие показатели как пористость и проницаемость. Совместно с геометрическими размерами коллектора пористость

ка­чественно характеризует количество содержащегося в пласте флюи­да, а проницаемость совместно с количеством скважин – интенсив­ность извлечения пластового флюида на дневную поверхность.

Для прогнозирования расчетным методом абстрагируются от реа­льных условий и представляют коллектор в виде идеального или фиктивного грунта. Идеальным грунтом называют пористую среду, поровые каналы которой образованы пучком параллельных цилиндрических труб. Фиктивным грунтом называют пористую среду, составленную из шарообразных частиц одинакового диаметра. Различают свободную и плотную укладку частиц, когда угол укладки шарообразных частиц составляет соответственно 90⁰ (рисунок 4) или 60⁰ (рисунок 5).