Билет№3

1.Характеристика нефтяных месторождений.

Коллектором нефти или газа называется горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др., заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления, т.е. при разработке нефтяной (газовой) залежи. Основными свойствами коллекторов являются пористость, проницаемость горных пород и насыщенность их нефтью, газом или водой. Гранулометрический состав: Под гранулометрическим составом горной породы понимается количественное содержание в ней равных по размеру зерен, составляющих данную породу, его выражают как процентное содержание отдельных фракций (по размеру зерен) в образце породы. От егосостава зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная площадь поверхности, капиллярные свойства. Исследования показали, что размер зерен большинства нефте- содержащих пород колеблется от 0,01 до 0,1 мм. Механический состав породы определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовый анализ применяется для рассева фракций песка размером до 0,05 мм и больше. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации, который основан на различной скорости осаждения зерен разного размера в вязкой жидкости. Пористость: Под пористостью горных пород понимают наличие в ней пустот (пор), вмещающих пластовые флюиды (нефть, газ, воду). Различают общую (абсолютную), открытую (связанную) и эффективную пористость. Общая пористость характеризуется отношением общего объема всех пустот породы, включая поры, связанные и не связанные между собой к объему всей породы. Открытая пористость характеризуется отношением объема сообщающихся пор (пустот) к объему всей породы. Коэффициент открытой пористости используется при оценке геологических запасов нефти в пласте. Эффективная пористость учитывает объем открытых пор, по которым возможно движение жидкости или газа. На основе изложенных определений можно записать: mобщ = Vпор / Vг.п; (1.1) mоткр = Vпор сооб / Vг.п; (1.2) mэф = Vпор дв / Vг.п, (1.3) где mобщ, mоткр, mэф – соответственно общая (полная), открытая (сообщающаяся) и эффективная пористость; Vпор – объем всех пор (пустот) в горной породе; Vпор сооб – объем сообщающихся пор (пустот); Vпор дв – объем пор, по которым возможно движение жидкости и (или) газа; Vг.п – объем горной породы. Поровые каналы нефтяных и газовых пластов можно разделить следующим образом (по величине поперечного размера): – сверхкапиллярные – более 0,5 мм; – капиллярные – от 0,2 мкм (0,2 · 10–3 мм) до 0,5 мм; – субкапиллярные – менее 0,2 мкм. По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение жидкости под действием гравитационных сил. По капиллярным каналам движение жидкости происходит при значительном участии капиллярных сил (т.е. свободное движение под действием гравитационных сил по таким каналам невозможно). В субкапиллярных каналах из-за влияния поверхностно-молекулярных сил движение жидкости при градиентах давлений, создаваемых в продуктивных пластах, не происходит. Горные породы, поры в которых представлены в основном субкапиллярными каналами, практически непроницаемы для жидкостей и газов. Примеры таких пород – глины, глинистые сланцы. Пористость породы выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обычно: пески – 20–25, песчаники – 10–30, карбонатные породы –10–25 %. Проницаемость: Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость или газ при создании перепада давления. При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде движется нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость: абсолютную, эффективную и относительную. Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при наличии и движении в ней лишь 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). Эффективная (фазовая) – проницаемость породы для одной жидкости (газа) при наличии в порах другой жидкости (подвижной или неподвижной) или газа. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом. Относительная – отношение эффективной (фазовой) проницаемости среды к ее абсолютной проницаемости. Относительная проницаемость горной породы для нефти или газа уменьшается при увеличении доли воды в поровом пространстве. С увеличением содержания воды более 20 % проницаемость породы для нефти резко снижается, и при водонасыщенности более 80 % движение нефти почти прекращается. Коэффициент проницаемости для нефти и газа определяется соответственно из уравнений: k = QμL/FΔР; (1.4) k = Q0μLР0/FΔР, (1.5) где k – проницаемость, м2 Q – объемный расход жидкости, м3 /с; μ –динамическая вязкость жидкости, Па∙с; L – длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости, м; F – площадь поперечного (перпендикулярного к направлению фильтрации) сечения образца,м2;

ΔР – перепад давления при фильтрации (разность давлений на входе и выходе образца), Па; Q0 – объемный расход газа при атмосферном давлении Р0, м3/с. Физический смысл проницаемости k заключается в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация [