Свойства горных пород

СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД Общие представления о горных породах Продуктивные пласты (коллекторы) – это пористые и трещино-ватые горные породы, имеющие непроницаемую кровлю и подошву, способные накапливать и содержать, пропускать через себя и отдавать при разработке нефть или газ. Пластовым флюидом называется нефть, вода, газ или их смесь, которые могут находиться в коллекторе в состоянии покоя или движения. Фильтрацией называется движение пластового флюида в пористых и трещиноватых средах, то есть в твердых телах, пронизанных системой сообщающихся между собой пор и микротрещин. Физика нефтяного и газового пласта – это наука, занимающаяся изучением свойств горных пород, физических и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов, а также процессов происходящих при фильтрации пластовых флюидов в продуктивных пластах во время углеводородоизвлечения. Происхождение горных пород Литосфера сложена горными породами магматического, осадочного и метаморфического происхождения. Магматические (изверженные или вулканические) породы образовались в результате застывания и кристаллизации на поверхности Земли или в ее недрах силикатного расплава – магмы. В этих породах нет остатков растительного и животного происхождения. По своему строению они плотные, крепкие однородные массивы. К ним относятся базальты, граниты, андезиты и реолиты. Осадочные породы сформировались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и на поверхности Земли с последующим их уплотнением и изменением. Мельчайшие частицы, полученные в результате размельчения водой и ветром изверженных пород, а также останки животных и растительных организмов при осаждении образовали слои и пласты. К осадочным породам принадлежат валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, глины, алевриты, аргелиты, глинистые сланцы, доломиты, известняки и др. Метаморфические породы образовались в результате изменения осадочных или изверженных пород при метаморфизме (влияние температур, давлений и химических воздействий) с полным или значительным изменением минералогического состава, структуры и текстуры. К метаморфическим породам относят сланцы, филлиты, роговики, кварциты, мрамор и др. Осадочные горные породы Промышленные углеводородные запасы, в основном, находятся в осадочных горных породах. Они классифицируются по происхождению осадков, размеру частиц, геологическому возрасту и условиям отложения. По условиям накопления выделяют две основные группы отложений: осажденные и обломочные. Осажденные осадки подразделяют на биогенные, биохемогенные и хемогенные. Биогенные (органогенные) породы состоят из останков животных организмов. Основной объем этих пород образуется в морях. Биохемогенный осадок также образуется живыми организмами, но не из их скелетов, а как побочный продукт жизнедеятельности. В биохемогенном осадконакоплении участвуют микроорганизмы, в том числе разнообразные бактерии. Хемогенные породы образуются прямо из вод бассейна в результате взаимодействия растворенных веществ или при испарении воды. Наиболее распространенными осажденными осадками являются кальцит и доломит. Превращенный в камень (процесс литифицирования) кальцит образует осадочные породы, называемые известняками, литифицированный доломит образует осадочные породы, называемые доломитами. Известняки и доломиты относят к карбонатным породам. Обломочные или терригенные (от латинского «порожденные сушей») отложения образуются за счет накопления обломочного материала (гравия, песка, глины и др.) – продуктов разрушения ранее существовавших горных пород (рис. 1.1). Рисунок 1.1 – Принципиальная схема образования и распределения отложений разного генезиса [2] В основе названий и классификаций терригенных пород лежит диаметр зерен и размер обломков основного осадочного материала. Таблица 1.1 - Традиционная российская гранулометрическая классификация терригенных пород Размер зерен, мм Окатанные Неокатанные несцементированные (сцементированные) несцементированные (сцементированные) Более 200 валуны (валунный конгломерат) глыбы (глыбовая брекчия) 200-100 Галька (конгломе- рат) крупная Щебень (брекчия) крупный 100-50 средняя средний 50-10 мелкая мелкий 10-5 Гравий (граве-лит) крупный Дресва (дрес-вяник крупная 5-2 мелкий мелкая 2-1 Песок (песчанок) грубозернистый 1-0,5 крупнозернистый 0,5-0,25 среднезернистый 0,25-0,1 мелкозернистый 0,1-0,05 тонкозернистый 0,05-0,01 Алеврит (алевро-лит) крупнозернистый 0,01-0,001 мелкозернистый Менее 0,001 Глина (аргиллит) Типы пород коллекторов Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения. Гранулярные породы сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. В чисто трещиноватых коллекторах поровое пространство представлено системой трещин. На реальных месторождениях чаще всего встречаются коллекторы смешанного типа, так называемые трещиновато-поровые, которых включает в себя как системы трещин, так и межзерновое поровое пространство. Коллекторские свойства одного и того же пласта могут быть разными на различных его участках, что связано с разнообразием условий формирования. Характерная особенность большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств горных пород, а именно толщины пластов, проницаемости, пористости и других параметров. Фильтрационно-ёмкостнымые свойства (ФЕС) – это свойства горных пород вмещать (обусловлено пористостью) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкости или газы. Нефтегазосодержащие пласты характеризуются основными показателями: 1) Гранулометрическим составом; 2) Пористостью; 3) Насыщенностью; 4) Капиллярными свойствами; 5) Проницаемостью; 6) Удельной поверхностью; Гранулометрический состав горных пород Гранулометрический (механическим) состав породы - это количественное (массовое) содержание в ней частиц различного размера. В зависимости от размера и форм минералов зависят многие важные свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность и т.д. В большинстве случаев размеры частиц слагающих нефтесодержащие породы колеблются в диапазоне от 1 до 0,01 мм. По результатам механического анализа породы подбираются фильтры, которые устанавливаются на забоях скважин, для предотвращения поступления песка в скважину. Пористость горных пород Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, трещин, каверн). Это важнейший емкостной параметр горных нефтегазосодержащих пород, так как используется при подсчете запасов углеводородных месторождений. Пористость подразделяют на общую, открытую и эффективную. Общая пористость – это весь объем пустот в породе. Коэффициентом общей (или абсолютной) пористости mоб называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр. (1.4) Знание коэффициента общей пористости нефтесодержащих пород делает возможным оценить абсолютные запасы нефти и газа, а также сравнивать различные пласты или участки одного и того же пласта. Открытая пористость – это объем открытых связанных поровых каналов. Коэффициент открытой пористости mот – отношение суммарного объема открытых пор Vоп к объему образца породы Vобр. (1.5) При изучении процессов фильтрации важна именно эффективная (активная) пористость, под которой понимается система проточных пор, через которые возможна фильтрация пластовых флюидов при градиентах давления, соответствующих природным условиям. Понятие эффективной пористости исходит из предположения, что в породах в некоторой части объема открытых пор имеются непроточные поры, которые составляют тупиковые участки сообщающихся между собою пор, не участвующих в процессе фильтрации при нормальных градиентах давления. (1.6) где mэф – эффективная пористость; Vэф – объем эффективных пор. Коэффициенты пористости выражаются в долях единицах или их можно перевести в проценты путем умножения на 100. Пласты-коллекторы имеют поровые каналы, которые условно разделяются на три группы: 1) Сверхкапиллярные – более 0,5 мм; 2) Капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм; 3) Субкапиллярные – менее 0,0002 мм; По сверхкапиллярным каналам фильтрация пластового флюида или газа происходит свободно. По капиллярным каналам при значительном усилии капиллярных сил. В субкапиллярных фильтрация жидкости практически не происходит [4]. В реальных условиях на пористость нефтесодержащих пород влияют несколько факторов: размер и форма зерен формирующих породы, их расположение, распределение частиц по размерам, процессы цементации, растворения и отложения солей, разрушения минералов и другие [5]. Таблица 1.3 – Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород Горная порода Пористость, % Глинистые сланцы 0,54-1,4 Глины 6,0-50,0 Пески 6,0-52 Песчаники 3,5-29,0 Известняки 0,5 - 33 Доломиты 0,5 - 39 Насыщенность Поровое пространство пласта заполнено флюидами, обычно водой и углеводородами. Вода может находиться не только в подошвенной части залежи или ее законтурных областях. Некоторое количество воды, может содержаться в любой точке коллектора, насыщенного углеводородами и даже в значительном удалении от водонефтяного (ВНК) или газоводного (ГВК) контакта. Связано это с тем, что месторождения нефти и газа, до скопления в них углеводородов были полностью заполнены пластовой водой. Затем, в процессе накопления нефти и газа, которые в зависимости от их меньшей плотности занимали повышенные части залежи, происходило вытеснение воды в пониженные части пласта. Однако углеводороды не полностью вытеснили воду из порового пространства пласта, и поэтому в продуктивных нефтегазосодержащих пластах также содержится некоторое количество воды, которая называется остаточной (или связанной). Определение параметров насыщенности коллектора является одной из самых важных задач при изучении коллекторских свойств пласта. В первую очередь параметры насыщения необходимы для оценки запасов углеводородных месторождений. Параметры насыщения: нефтенасыщенность (Sн), газонасыщенность (Sг), водонасыщенность (Sв), которые выраженные в долях или в процентах. Отношение общего объема всех пустот в горной породе, заполненных нефтью Vнефти, газом Vгаза или водой Vводы, к суммарному объему всех пустот в породе Vпор называется коэффициентом насыщения: (1.8) Пористость и насыщенность используются для оценки запасов углеводородных месторождений следующим образом. Объем запасов (G) нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях будет равен: (1.9) где Vн..з – объем нефтегазонасыщенной залежи, м3. Капиллярное давление Между капиллярным давлением и водонасыщенностью имеется связь, которая заключается в том, что остаточная вода удерживается в поровом, углеводородонасыщенном пространстве коллектора, за счет капиллярных сил. Капиллярным давлением называют разницу давлений на границе двух несмешивающихся флюидов. (1.13) где Рк – капиллярное давление, Па; σ – поверхностное натяжение, Н/м; θ – угол смачивания; R – радиус пор, м. Поверхностное натяжение. Поверхностное натяжение – это сила, которая действует вдоль поверхности капли жидкости, стремящаяся сократить ее поверхность. Связано это с тем, что на молекулы которые располагаются на поверхности капли, действуют более значительные силы притяжения молекул находящихся внутри капли, чем силы притяжения молекул газа, окружающих каплю. Именно поэтому в условиях невесомости капля жидкости принимает форму шара, т.к. из геометрии известно, что шар обладает минимальной поверхностью при заданном объеме. В условиях же земного тяготения только очень маленькие капли жидкости принимают форму шара. Смачиваемость. Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то она растечется по поверхности принимая форму, которая зависит от поверхностных натяжений σ1,3, σ1,2 и σ2,3 на разделах фаз 1-3, 1-2, и 2-3 (рис. 1.6). Рисунок 1.6 – Смачиваемость твердого тела жидкостями с различным поверхностным натяжением (угол смачиваемости) Смачиваемость породы играет огромное значение в распределении флюидов в поровом пространстве на капиллярном уровне. Во-первых смачивающая фаза (вода) более предрасположена к оккупации маленьких пор, а несмачивающая (нефть) больших. Во-вторых, воде свойственно в виду ее доминирования в смачивании покрывать тонкой пленкой некоторую поверхность и больших пор (рис. 1.7). Именно с этим явлением связывают остаточную водонасыщенность порового пространства. Виду того, что нефть по отношению к воде является несмачивающей, то при заполнении порового пространства нефтью, во время формирования нефтегазовых месторождений, ей не удалость вытеснить оттуда всю воду. Рисунок 1.7 – Схема межзернового порового пространства заполненного нефтью и остаточной водой Капиллярное давление. Теперь, когда рассмотрены понятия поверхностного натяжения и смачиваемости, становится гораздо проще понять физический смысл капиллярного давления. Согласно выражению 1.13 с большим поверхностным натяжением на границе двух жидкостей, большее капиллярное давление. А в капиллярах большего радиуса, меньшее капиллярное давление. На рисунке 1.8 показан сосуд, содержащий воду и нефть. В нутрии сосуда имеются капилляры с различными радиусами R1, R2, R3, R4 и R5. Видно, что чем меньше капилляр, тем на большую высоту поднимается вода внутри капилляра. В этом случае, капиллярное давление можно записать в следующем виде: (1.16) где Рк – капиллярное давление, Па; ρводы, ρнефти – плотности воды и нефти, кг/м3; g – ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2; Н – высота подъема воды в капилляре, м. Рисунок 1.8 – Влияние размера капилляров (пор) на величину капиллярного давления Проницаемость Проницаемость – это фильтрационное свойство горных пород, пропускать через себя жидкости или газы под действием перепада давления. Большая часть расчетов, связанных с экономической составляющей разработки пласта опираются на это свойство. Поэтому без сомнения, проницаемость можно назвать самым главным петрофизическим параметром пласта. Для определения проницаемости горных пород используют закон Дарси. Закон Дарси , (1.22) где Q – объемный расход жидкости через образец (рис. 1.14), м3/с; S – площадь сечения образца, в данном случае круга, м2; k – коэффициент проницаемости, м2; ∆Р – перепад давления, Па; P1 – давление на входе в образец, Па; Р2 – давление на выходе, Па; L – длина образца, м; μ – динамический коэффициент вязкости фильтрующейся жидкости, Па*с. Важно понимать, что фильтрация происходит за счет разницы давлений. Чем больше давление на входе Р1 по отношению к давлению на выходе Р2 из образца, тем больше скорость фильтрации и тем больше объемный расход жидкости. Фильтрация происходит от зоны наибольшего давления в зону наименьшего. Это является основным принципом разработки нефтяных и газовых месторождений. Из уравнения 1.22 скорость линейной фильтрации жидкости ν равна: . (1.23) Система единиц измерения проницаемости и переводные коэффициенты Проницаемость в системе СИ измеряется в м2 или мкм2, однако очень часто на практике приходится иметь дело с другими единицами измерения. Единица коэффициента проницаемости – Дарси 1Д=1.02*10-12 м2 Абсолютная проницаемость Как уже было отмечено, при определении абсолютной проницаемости горной породы, необходимо чтобы между пористой средой и фильтрующейся фазой отсутствовало физико-химическое взаимодействие. Это достигается путем пропускания через образец газа (обычно воздуха). Проницаемость в отличие от пористости может иметь достаточно широкий диапазон значений в пределах одного и того же пласта. Таблица 1.6 – Диапазон значений проницаемости для различных осадочных пород [3] Осадочный материал Диапазон проницаемостей, мДа песчаники 0,01 – 500 известняки 0,1 - 1000 доломиты 0,1 - 1000 глинистые сланцы 0,0001 - 1 Таблица 1.7 – Классификация коллекторов по средней проницаемости Проницаемость Проницаемость газового коллектора, мДа Проницаемость нефтяного коллектора, мДа очень низкая менее 0,05 менее 0,5 низкая 0,05 – 0,5 0,5 – 5 средняя 0,5 – 5 5 – 50 высокая 5 – 50 50 – 500 очень высокая более 50 более 500 В таблице 1.8 представлены средние значения проницаемости и пористости некоторых месторождений Тюменской области. Таблица 1.8 – Проницаемость и пористость некоторых месторождений Тюменской области Месторождение / тип залежи Проницаемость, мДа Пористость, % Диапазон Средняя Диапазон Средняя Уренгойское / газовая 2,6 - 190 18 – 22 20,5 Ямбургское / газовая Восточно-Таркосолинское / нефтяная (БП161) 0,08 – 30,38 2,03 11,87 – 15,43 13,15 Фазовая и относительная проницаемость В природных пластах-коллекторах обычно присутствует не одна, а одновременно две или три фазы – нефть и вода, газ и вода, нефть и газ, или одновременно нефть, газ и вода. Это усложняет законы фильтрации, так как проницаемость пористой среды, при движении в ней двух или более флюидов, принимает для каждого из них индивидуальное значение проницаемости, которое ниже абсолютного. Такую проницаемость называют фазовой (или эффективной). Чем выше значение водонасыщенности коллектора, тем меньше значение фазовой проницаемости по нефти. С ростом водонасыщенности пласта, относительная фазовая проницаемость по нефти снижается, а по воде растет. При насыщении породы водой более 80 %, относительная фазовая проницаемость по нефти будет равна нулю, и хотя в породе еще остается около 20 % нефти, фильтрующимся флюидом будет только вода. Фильтрация смеси нефти, воды и газа в пористой среде Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух-, и трехфазная фильтрация. При содержании в породе более 35% газа поток состоит из одного газа. При содержании газа меньше 10 % и нефти меньше 23 % поток содержит одну воду, а при насыщенности водой (от 20 до 30 %) и газом (от 10 до 18 %) в породе фильтрируется только одна нефть. Зависимость проницаемости от пористости Единой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород не существует. Например, трещиноватые известняки, имеют незначительную пористость, но за счет разветвленной системы трещин взаимосвязанных между собой могут обладать большей проницаемостью, чем глины, которые в свою очередь характеризуются высокой пористостью, являются практически непроницае6мыми, из-за субкапиллярного размера их порового пространства. Однако, средне статистически, более проницаемые породы часто и более пористые. Литература 2. Геология для нефтяников. Под ред. Н.А. Малышева и А.М. Никишина. – М.– Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 360 с. 3. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. – Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 672 с. 4. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. И доп. М., Недра, 1982, 311 с. 5. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2005, 280 с. 6. Костиненко Л. Системный подход к изучению пластов. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. – 400 с. 7. Матвеева А.Н. М33 Молекулярная физика: Учеб. Пособие для студентов вузов/ А.Н. Матвеев. – 3-е изд. – М.: «Издательство Оникс»: ООО «Издательство Мир и Образование», 2006. – 360с. 15. Worthington H.F., Daines J.M., Bratli R.K., Nicolaysen R. (1997). Comparative evaluation of core compaction corrections for clastic reservoirs. The Log Analyst, Sept.-Oct.