Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов

Под геолого-промысловой характеристикой продуктивного пласта понимают сведения о его гранулометрическом составе, коллекторских и механических свойствах, насыщенности нефтью, газом и водой.

Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. Характерный график суммарной концентрации частиц в зависимости от их диаметра приведен на рис. 7.1. От гранулометрического состава зависят коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой среды.

Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т.е. наличием в них пустот (пор). Каналы, образуемые порами, могут быть условно разделены на три группы: 1) крупные (сверхкапиллярные) - диаметром более 0,5 мм; 2) капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.

Рис. 7.1. Кривая суммарного гранулометрического состава зёрен породы	Рис. 7.2. Зависимость относительной проницаемости песка для воды (k|t) и нефти (kM) от водонасыщенности

Отношение суммарного объема пор к общему объему образца породы называется коэффициентом полной пористости. Его величина у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэффициента пористости составляет от 6 до 52 %, у известняков и доломитов - от 0,65 до 33 %, у песчаников - от 13 до 29 %, а у магматических пород - от 0,05 до 1,25 %. Большие пределы изменения пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих факторов: взаимного расположения зерен, их размеров и формы, состава и типа цементирующего материала и других.

Однако величина коэффициента полной пористости не в достаточной мере характеризует коллекторские свойства горных пород. Часть пор является закрытыми, т.е. изолированными друг от друга, что делает невозможной миграцию через них нефги, газа и воды. Поэтому наряду с коэффициентом полной пористости используют также коэффициенты открытой и эффективной пористости. Первый из них - это отношение к объему образца суммарного об ьема пор, сообщающихся между собой, второй - это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.

Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющем размерность «метр в квадрате». Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. А из закона фильтрации Дарси с учетом теории размерности следует, что коэффициентом проницаемости равным 1 м² обладает образец пористой среды площадью поперечного сечения 1 м² и длиной 1 м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па?с составляет 1 м^!/с.

На самом деле коэффициент проницаемости горных пород значительно меньше: для большинства нефтяных месторождений он колеблется в пределах 0,1...2 мкм², т.е. 10 ^п...2' 10 ¹² м², газ добывают из продуктивных пластов с проницаемостью до 5-10 ^п м².

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов в смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютной называется проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы (воды, нефти или газа), которой заполнена пористая среда. Под эффективной (фазовой) проницаемостью понимают проницаемость пористой среды для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от соотношения фаз в смеси и существующих градиентов давления. Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

На рис. 7.2. приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (1с_в) и нефти (k_n) от водонасыщенности перового пространства. Видно, что при водонасы-щенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, а при достижении водонасыщенности около 85 % фильтрация нефти прекращается вообще, хотя в пласте нефть еще имеется. Объясняется это тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, что ведет к уменьшению площади сечения фильтрационных каналов. Отсюда следует, что обводнение пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче.

Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды и нефти.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, составляет гигантские величины: от 40000 до 230000 м²/м'. Это связано с тем, что отдельные зерна породы имеют небольшой размер и достаточно плотно упакованы. Породы с удельной поверхностью более 230000 м²/м^! (глины, глинистые пески, глинистые сланцы и т.п.) являются слабопроницаемыми.

Упругость пласта - это его способность изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки продуктивный пласт находится под давлением, создаваемым весом вышележащих пород (горное давление), и противодействующего ему давлением пластовых флюидов (нефти, воды, газа), насыщающих пласт. При отборе нефти и газа пластовое давление снижается и под действием горного давления объем пласта и пор в нем уменьшается. Это приводит к дополнительному выталкиванию нефти и газа из пор.

Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Количественно ее оценивают величиной коэффициента нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности), который находится как доля объема пор, заполненных нефтью (газом или водой).