Коэффициент неоднородности

К _н = d₆₀/ d₁₀;

где d₆₀ - ø частиц, при котором сумма масс всех фракций, включая этот ø= 60 % от мас­сы всех фракций;

тоже d₁₀ (от нуля до этого диаметра).

Для нефтяных и газовых месторождений К _н = 1,1 ÷20,0.

Проницаемость горных пород - важнейший параметр, характери­зующий проводимость коллектора, то есть 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 их смеси. В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, прони­цаемость 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 1 Па·с со­ставляет 1 м³/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.

Таким образом, необходимо предохранять нефтяные пласты от преждевременного обводнения (насыщения водой) и предотвращать прорыв вод к забоям нефтяных скважин.

Некоторое влияние на относительную проницаемость различных фаз оказывают физико-химические свойства жидкостей, проницаемость пород, градиент давления (вектор, характеризующий интенсивность из­менения параметра).

Карбонатностъ нефтегазосодержащих пород — это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО₃, CaMg(CO₃)₂ определяется путем растворения навески (образца) породы в НCl.

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 объёму породы. Величина её в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зёрен 0,2 мм удельная поверхность превышает 20 000 м²/м³). Вследствие этого в виде плёночной нефти и конденсата в пласте остается большое коли­чество углеводородов.

Горно-геологические параметры месторождения:

– геометрия месторождения (форма, площадь и высота место­рождения, расчленённость на отдельные залежи и продуктив­ные пласты, глубина залегания);

– свойства коллекторов

* ёмкостные: пористость, нефтенасыщенность;

* фильтрационные: проницаемость;

* литологические: гра­нулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность;

* физические: механические, теплофизические и др.;

 

– физико-химические свойства флюидов;

– энергетическая характеристика месторождения;

– величина и плотность запасов нефти.

 

Размеры месторождений в среднем составляют: длина 5 -10 км, ширина 2-3 км, высота (этаж нефтегазоностности) 50-70 м.

 

 

Рис. 3.10. Распределение залежей по типам углеводородов

 

 

Таблица 3.4 Классификация нефтяных залежей

 

1. По величине извлекаемых запасов (млн т)
мелкие	средние	крупные	уникальные
менее 10	10-30	30-300	более 300
2. По начальному значению дебита (т/сут.)
			сверх высокоде­битные
низкодебитные	среднедебитные	высокодебитные
до 7	7-25	25-200	более 200

 

 

 

В Томской области открыто более 100 месторождений углеводо­родного сырья (80 - нефтяных, 13 - нефтегазоконденсатных, 7 - газоко­нденсатных). Основные нефтяные месторождения: Советское, Перво­майское, Стрежевское и Вахское, расположенные на территориях Том­ской области и Ханты-Мансийского автономного округа, а Крапивинское - на территориях Томской и Омской областей. Основные место­рождения свободного газа: Мыльджинское, Лугинецкое и Северо-Васюганское. Наиболее крупные месторождения по запасам конденсата - Мыльджинское и Лугинецкое.

Самостоятельно:

Дополнить предложенный список месторождениями, расположенными в нашем регионе.

 

Рисунок а) — Залежь массивного типа Лугинецкое место­рождение

 

 

Рисунок в) — Пластовый тип залежи

 

 

 

 

Рисунок 3.11 — Схема залежи пластового типа

Части пласта:1 (≤-170) — водяная, 2 (-170÷ -160 ) — водонефтяная; 3(-160÷ -120) — нефтяная;

4(-120÷ -110) — газонефтяная; 5(-110÷ -90) — газовая; 6 — породы-коллекторы;

Н — высота залежи; h_г, h_н — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи.

 

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтянымили газонефтяным контактом.Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности или газоносности (Рисунок 3.11). Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазаносного пласта называют его толщиной.

Задание: Показать на рисунке 3.11 линии ГНК и ВНК