Реферат на тему Связь проницаемости пласта с физическими свойствами пород слагающих коллектор пласта

Содержание:

Введение 3

1. Геолого-физические характеристики пласта-коллектора 5

2. Физические свойства пород-коллекторов 10

2.1. Природные коллекторы нефти и газа 10

2.2. Гранулометрический состав коллекторов 14

2.3. Фазовая и относительная проницаемость горных пород 19

3. Фильтрационные свойства пород-коллекторов 26

Заключение 31

Список использованной литературы 33

Введение:

Подавляющая часть месторождений нефти и газа приурочена к осадочным породам, являющимся хорошими коллекторами нефти. Из минералов, входящих в состав нефтесодержащих пород, наиболее распространены содержащие кремнезем. Значительную роль в составе пород играют также глинистые минералы, слюды и полевые шпаты. Многие залежи нефти и газа приурочены к коллекторам, сложенным в основном карбонатньми породами — известняками, доломитами и др. Небольшое промышленное значение имеют коллекторы, сложенные сланцами и их разновидностями.

Изредка нефть обнаруживается и в трещинах изверженных пород, но эти скопления обычно не имеют промышленного значения.

Порода может обладать высокой пористостью и быть при этом слабопроницаемой, как это имеет место для глин и других тон к о дисперсных породах. Известно, что породы одной пористости могут иметь разные значения коэффициента проницаемости.

Ф.А. Требин на основе анализов большого числа кернов из нефтяных месторождений отмечает, что аналитической зависимости между пористостью и проницаемостью не существует. Такие же мнения высказываются в работах М. Маскета, А. Шейдеггера, А.А. Ханина и др. Для отдельных типов пород может иметь место корреляционная зависимость между пористостью и проницаемостью. Это отмечают А.А. Ханин, У. Рассел и др.

Установлено, что проницаемость растет гораздо быстрее пористости. Так, по А.А. Ханину, при увеличении пористости песчаных отложений в 1,5-2 раза (от 5 до 10 %) проницаемость возрастает почти в 10 раз (от 0,01 до 0,1 мкм2). Проницаемость зависит главным образом от размера и характера поровых каналов (сквозные, поры или тупиковые), которые в свою очередь определяются литологией пород, их происхождением, составом цемента, наличием коллоидных фракций и т. д. Движение жидкости в пористой среде происходит не по всем порам, а только по тем, которые в своей совокупности составляют активную (или эффективную) пористость.

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью.

Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.

В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух- или трехфазовая фильтрация — совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемостей.

Цель работы – теоретически рассмотреть связь проницаемости пласта с физическими свойствами пород слагающих коллектор пласта

Задачи:

— рассмотреть геолого-физические характеристики пласта-коллектора;

— изучить физические свойства пород-коллекторов;

— проанализировать природные коллекторы нефти и газа, гранулометрический состав коллекторов и фазовую, и относительную проницаемость горных пород;

— рассмотреть фильтрационные свойства пород-коллекторов.

Заключение:

Геологическая информация является основой решения практически всех задач при проектировании и управлении процессами строительства скважин. Характеристики пород и пластовых флюидов, проходимого скважиной разреза во многом обусловливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия, вызова притока и др.

Каждый продуктивный пласт в нефтяной и газовой залежи характеризуют совокупностью величин. Знание этих величин необходимо для того, чтобы определить вероятные и извлекаемые запасы нефти и газа, оценить возможный потенциальный дебит жидкости, выбрать оптимальный фильтр для предотвращения разрушения коллектора в период эксплуатации скважины, правильно выбирать состав и свойства промывочной жидкости для разбуривания продуктивного пласта, конструкцию нижней части скважины, предвидеть и предотвратить аварии, осложнения, а также предотвратить ухудшение естественных фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

Проницаемость — это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Нефть и газ аккумулируются в трещинах, порах и пустотах горных пород. Нефть и газ обычно заключены в песчаниках, песках, известняках, конгломератах, которые являются хорошими коллекторами и характеризуются определенными параметрами: гранулометрическим составом, пористостью, проницаемостью, удельной поверхностью, прочностными свойствами скелета.

Гранулометрический состав пород определяют с помощью ситового и седиментометрического анализа. Гранулометрический состав сцементированных пород определяется после их предварительного разрушения Ситовой анализ применяют для рассева фракций сыпучих пород с размером частиц не менее 0,05 мм. В лаборатории обычно используют набор проволочных или шелковых сит (всего 10—11 сит) с размерами отверстий (стороны квадрата в свету) от 0,053 до 3,36 мм. Сита размещают одно над другим так, чтобы в самом верху было сито с наиболее крупными отверстиями. На верхнее сито насыпают навеску сыпучей породы (обычно 50 г) и просеивают ее в течение 15 мин. Затем взвешивают оставшуюся на каждом сите породу, и результат записывают в таблицу против размера соответствующего сита.

Размеры частиц пород могут колебаться в весьма широком диапазоне (от коллоидных размеров до нескольких сантиметров). В большинстве пород-коллекторов размеры частиц находятся обычно в пределах от 0,01 до 1 мм. Степень неоднородности частиц породы принято характеризовать отношением диаметра отверстий сита, через которое прошло 60% общей массы навески, к диаметру отверстий того сита, через которое прошло только 10% массы. Для большинства нефтяных и газовых пластов степень неоднородности колеблется от 1,1 до 20.

Результаты измерений профильной проницаемости привлекаются для оперативной оценки коллекторских свойств горных пород и необходимы при выборе точек отбора образцов для определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

Представления о влиянии различных факторов на относительные фазовые проницаемости менялись со временем. Если изначально предполагалось, что относительные фазовые проницаемости (далее ОФП) зависят только от насыщенности, то вскоре было показано на основании опытов, что на характер ОФП влияют: 1. Свойства коллектора. 2. Свойства пластовых флюидов. 3. Свойства системы пластовая порода — пластовые флюиды. 4. Температура. 5. Смачиваемость. 6. Скорость фильтрации также влияет на значения ОФП. Исследования показали, что для системы нефть — вода с увеличением скорости фильтрации значения ОФП увеличиваются как для нефти, так и для воды.

Фрагмент текста работы:

1. Геолого-физические характеристики пласта-коллектора

Коллекторы — это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке.

Коллекторские (фильтрационные) свойства породы: пористость и проницаемость.

Породы-коллекторы могут иметь первичную и вторичную пористость:

• первичная пористость образуется при формировании самой горной породы, напр.: осадконакопление, образование магматических пород;

• вторичная пористость образуется если на породы действуют какие-либо процессы или явления, например: тектонические процессы, растворение пород, просадка (явление).

Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение.

• По литологическому составу коллекторами нефти и газа являются горные породы:

• терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы),

• карбонатные (известняки, мел, доломиты),

• вулканогенно- осадочные,

• кремнистые [13].

Основные типы коллекторов — терригенные и карбонатные.

Менее значимые коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.

Терригенные коллекторы занимают 1е место.

На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа.

К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах. Литологически, терригенные коллекторы характеризуются гранулометрией — размером зерен. Размер частиц: крупнозернистых песков — 1-0,25 мм; мелкозернистых песков — 0,25-0,1 мм; алевролитов — 0,1-0,05 мм.

Емкостно-фильтрационные свойства различны.

Пористость составляет 15-20%, проницаемость — 0,1-0,01 (редко 1) квадратных микрометров (мкм2).

Проницаемость коллекторов:

 1000 мД — I класс.

• 500 — 1000 мД — II класс;

• 100-500 мД — III класс;

• 10 — 100*10-3мкм2 (10-100мД) — IV класс;

• 1 — 10 *10-3 мкм2 (1-10мД) — V класс;

• 0,1 — 1 *10-3 мкм2 (0,1-1мД) — VI класс.

Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью. Глинистость ухудшает коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы занимают 2е место. На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа. Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных:

 Наличие, в основном, только 2х основных породообразующих минерала — кальцита и доломита;

 Фильтрация нефти и газа обусловлена, в основном, трещинами, кавернами [1].

Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.

Коллекторы, обнаруженные в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах, представлены эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками).

Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин. Эти коллекторы слабо изучены. Глинистые коллекторы представлены кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена. Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири.

На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750 — 3000 м при пластовой температуре 120-128 ºС, имеют мощность 40 м.

Возраст — волжский век и берриас (юра и мел).

Дебит нефти — в интервале 0,06 — 700 м3/сутки.

По строению коллекторы делятся на 3 типа — гранулярные, трещиноватые и смешанные.

Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.

Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Содержание:

Введение 3
1. Проницаемость горных пород пласта в коллекторе пласта 4
2. Взаимосвязь физических свойств пород с их проницаемостью 7
Заключение 12
Список использованной литературы 13

Введение:

Нефть – природная горючая маслянистая жидкость, основу которой представляет сложный состав углеводородов разной молекулярной массы. Нефть – это каустобиолит, то есть ископаемое топливо. Большинство месторождений нефти находится в районе залегания осадочных пород.
По происхождению и химическому составу нефть близка к озокериту и природным горючим газам. Нефть залегает на глубине от нескольких десятков метров до 5-6 км вместе с газообразными углеводородами. На глубинах более пяти километров в основном залегают газовые и газоконденсатные месторождения, включающие небольшое количество легких фракций. Наибольшее количество залежей нефти лежит на глубине от одного до трех километров. При небольших глубинах залегания или при естественных выходах на поверхность земли нефть преобразуется в мальту, асфальт, битумы, битуминозные пески и др. образования.
Породы, заключающие нефть, обладают высокой пористостью и достаточной для добычи проницаемостью. Коллекторы — породы, в которых газы и жидкости могут свободно накапливаться и перемещаться. Главные коллекторы нефти – песчаники, пески, доломиты, конгломераты, известняки, а также другие горные породы, находящиеся среди слабопроницаемых пород (гипсы или глины). Коллекторами могут выступать изверженные или трещиноватые метаморфические породы, расположенные рядом с осадочными нефтеносными породами.
Проницаемость горных пород пласта представляет собой способность пород пласта к пропусканию жидкости и газа в случае перепада параметров давления. При относительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах большинство пород в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и пр.). При этом стоит отметить, что при сверхвысоких давлениях все горные породы являются проницаемыми.

Заключение:

Исходя из рассмотренного в работе материала, можно сделать ряд выводов:
• Связь проницаемости с минералогическим составом породы объясняется тем фактом, что одна и та же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Данное обстоятельство имеет особенно важное значение в тех ситуациях, когда горная порода обладает субкапиллярными и капиллярными порами.
• Если говорить о связи проницаемости горной породы с размером поперечного сечения пор (трубок) породы, то можно отметить тот факт, что чем меньше диаметр зерна породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а значит, меньше и показатель проницаемости.
На коэффициент проницаемости обломочных пород влияют: гранулометрический состав пород, сортировка, форма зерен и упаковка.
В песчаниках устанавливается сравнительно тесная прямая связь между проницаемостью и гранулометрическим составом.
• На свойства проницаемости оказывает воздействие также состав и содержание цементирующего материала. Количество глинистого цемента зависит от размеров обломочных зерен, их отсортированности и постседиментационных преобразований и изменяется в изученных породах от 2.2 до 17.4%.
• От такого физического свойства горной породы как обводненность зависят показатели относительной проницаемости: при увеличении обводненности пластов относительная проницаемость нефти уменьшается. 

Фрагмент текста работы:

1. Проницаемость горных пород пласта в коллекторе пласта
Исследование месторождений нефти показало, что образование нефтяных залежей предопределено разными структурными формами изгибов платов, литологическими особенностями пород, стратиграфическими соотношениями свит. В зависимости от свойств, состава и степени подготовки существуют различные классификации нефти на типы, классы, виды и группы. В зависимости от физико-химических свойств выделяют нефти легкие, утяжеленные и тяжелые. Существует несколько классов нефти: парафиновый, парафиново-промежуточный, промежуточно-парафиновый, промежуточный, промежуточно-нафтеновый, нафтено-промежуточный и нафтеновый. Возможна генетическая, геохимическая, технологическая классификация нефти. Для каждой из данных классификаций характерен свой показатель проницаемости пласта.
В рамках научной классификации физики пласта проницаемость пласта делится на абсолютную, фазовую и относительную. Абсолютная проницаемость – это показатель проницаемости пористой среды, которая заполнена только одной фазой, инертной к пористой среде. Данная проницаемость зависит от размера и структуры поровых каналов, но не зависит от насыщающего флюида, то есть характеризует физические свойства породы .
Как правило, абсолютную проницаемость определяют при фильтрации азота через породу. Для оценки проницаемости горных пород используется открытый в 1856 г линейный закон фильтрации Дарси, устанавливающий зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления.
Абсолютная проницаемость определяется на основании закона Дарси по следующей формуле :