Уровни неоднородности.

1. Уровни атомов и ионов 0.510^-4¼210^-4 мкм

2. Уровень молекул 10^-4¼10^-3 мкм

3. Моно- и полимолекулярные слои 10^-4¼10^-1 мкм

4. Поры, заполненные жидкостью или газом 10^-4¼10³ мкм

5. Зёрна скелета 10^-3¼10⁵ мкм

6. Полости выщелачивания/каверны 10²¼10⁷ мкм

7. Прослои, линзы, включения 10³¼10⁷ мкм

3. Коллектора нефти и газа и их свойства.

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде – типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами

4. Физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта.

Физико-технологическое свойство – это реакция пласта на технологическое воздействие (буримость, проницаемость).

Физическое свойство – способность взаимодействовать с искусственными и природными физическими полями.

Конкретной числовой характеристикой является мера взаимодействия пласта с полями.

Действующими полями являются: гравитационное, барическое, электромагнитное, радиационное и др.

Под действием полей пласт приобретает свойство саморегуляции.

Основные физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта и покрышки; области их использования.

Физические:

• Механические

• Термодинамические

• Акустические

• капилярные

Физико-технологические

• Буримость породы

• проницаемость

5. Минералогический и гранулометрический состав нефтегазового пласта.

Гранулометрический анализ - анализ гранул (частиц), из которых состоит пласт.

Гранулометрический состав – массовое содержание (количество) в породе частиц определённой крупности (размера).

Степень неоднородности пород характеризуется показателем. Чем хуже коллекторские свойства, тем больше у него будет разброс по диаметрам.

По размерам гранул породы делятся как:

1. дресва (гравий, дресвяник, гравелит) – 2-10 мм;

2. песок, песчаник – 0.1-2 мм;

3. алеврит, алевролит – 0.01-0.1 мм;

4. глина, аргиллит0.01 мм – пелитовая структура.

М, %

60

10

0 d¹⁰ d⁶⁰ lg d

Для оценки гранулометрического состава используются данные микроскопического, ситового и седиментационного анализа.

Данные микроскопического изучения предпочтительны, т.к. пласт сохраняет свою природную структуру. Данные ситового и седиментационного анализа предполагают нарушения природной структуры пласта.

В процессе дезинтеграции появляются обломки не характерные для природного состава породы (более крупные частицы).

После дезинтеграции частицы пропускают через сита разного диаметра. С помощью чего определяется количество частиц определённого размера.

Как правило используются для определения частиц размеров от 0.05 и более миллиметров.

Для этого берутся стандартные наборы сит: 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0.5; 0.25 мм.

Все частицы, которые меньше 0.05 мм исследуются с помощью седиментационного анализа. Он основан на закономерностях осаждения частиц в водной среде. Для этого используется формула Стокса. Она справедлива для частиц правильной, шарообразной формы, размером 0.1¼0.01 мм. Эта формула связывает скорость осаждения с диаметром частиц и плотностью:

v=(gd²/(18))(_п/_ж – 1),

где d – диаметр частиц,

 - кинематическая вязкость

_п – плотность породы

_ж – плотность жидкости

v – скорость осаждения.

Частицы, размером менее 0.01 мм не подчиняются этому закону.

6. Структура внутрипорового пространства нефтегазового пласта.

Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а также по взаимному расположению пор относительно друг друга.

Координационное число – количество капилляров, подходящих к одной крупной поре

Если r_п>>r_к, то такие поры будут вести себя как непроточные.

Крупные поры отвечают за запасы, капилляры – за извлечение, поэтому при определённом соотношении запасы будут трудноизвлекаемы.

Поры

Проточные Тупиковые

Типы пор:

• хорошо отсортированный песчаник

• плохо отсортированный песчаник

• глина, содержащая замкнутые поры

• трещинный тип

• кавернозный тип

Первичные поры по форме могут быть различной конфигурации, в зависимости от гранулометрического состава:

1. ромбоидальной формы (это в основном высокопористые, открытопористые, хорошо окатанные песчаники)

2. тетраэдральной формы (это спрессованные песчаники)

3. трещиноватые (глины, слюды и др.)

Что касается вторичных пор, то они связаны с деформацией, выщелачиванием и другими седиментационными процессами. Они, в свою очередь, подразделяются на:

1. щелевидные

2. каверновые

1. Сверхкапиллярные поры с . Через такие поры хорошо фильтруются нефть, газ, вода; для них нехарактерны эффекты на границе фаз.

2. Капиллярные поры с . Такие поры проявляют эффекты межфазного взаимодействия, фильтрация в них затруднена.

3. Субкапиллярные поры с . Взаимодействие между твёрдой фазой и флюидом распространяется на всю пору. Для таких пор характерно явление начального градиента давления.

4. Микропоры с . Через такие поры флюид практически не фильтруется.

7. Пористость нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие.

Пористость – способность содержать пустоты.

коэффициентом общей пористости - доля любых пор в единице объема

(v_гр+v_трещ+v_кав)/v_общ=k_п=k_п.гр+k_п.тр+k_п.кав

коэффициент открытой пористости – доля сообщающихся пор

k_о.п.=v_{отк.пор}/v_общ

коэффициент нефтегазонасыщения – доля пор содержащих нефть или газ

k_н.г.=v_н.г./v_пор

эффективная пористость

k_эф.=k_о.п.k_н.г.

динамической пористости – мера, характеризующая полезную емкость пласта

k_{динам.п.}=k_о.п.(k_н – k_о.н.н.),

где k_н – коэффициент нефтенасыщения

k_о.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения

8. Гранулярные трещинные и кавернозные пласты.

Коллекторы делятся на

9. Понятие проницаемости, законы однофазной фильтрации и области использования проницаемости.

Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают прони­цаемостью

Абсолютная проницаемость - прони­цаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолют­ная проницаемость характеризует только свойства самой поро­ды и не должна зависеть от физико-химических свойств филь­трующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.

Фазовая (эффективная) проницаемость - прони­цаемость горной породы для одной фазы при наличии или дви­жении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера меж­молекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор. k_пр.а.  k_пр.ф.

Относительная фазовая проницаемость – это отношение фазовой проницаемости к абсолютной