Продуктивный пласт. Физическая, геолого-промысловая характеристика пласта. Пласт-коллектор

Продуктивный пласт.

Пласт – массив какой-либо породы, заключённого между двумя слоями других пород. Верхняя поверхность пласта называется кровлей, нижняя – подошвой. Расстояние между кровлей и подошвой называют мощностью пласта.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы) непроницаемые (покрышки). Согласно общепринятой теории образования нефти- необходимы остатки растений и животных, а так же определенное давление и температура.

По мере накопления слоев органического вещества, песка. глины, ила и извести. с течением времени масса покрывающих отложений оказывала огромное давление на лежащие ниже осадочные слои. С увеличением массы отложений они постепенно опускались. огромное давление в сочетании с высокой температурой, действием бактерий и химическими реакциями и привели к образованию сырой нефти и природного газа.

В результате постоянного сжигания материнского пласта, по мере трансформации биоостатков углеводородов (нефть и газ в виде флюидов) постепенно выдавливаются вверх пористые проницаемые породы (это первичная миграция флюидов), такие как: песчаник, карбонатные породы, известняк и доломиты. Именно эти породы являются хранилищем мигрировавших углеводородов и такие породы называются коллекторы.

Коллекторы - это горные породы, способные содержать в своем пустотном пространстве нефть, газ, воду и другие веще­ства, а также способное пропускать их через себя. Породы-коллекторы по типу пустотного пространства разделяются на поровые (грану­лярные), трещиноватые, кавернозные и смешанные. Они характеризуются двумя параметрами – пористостью и проницаемостью, удельной поверхностью пористой среды.

Покрышки - это практически непроницаемые горные породы. Обычно ими бывают породы химического или смешенного происхождения, не нарушаемые трещинами. Чаще всего роль покрышек выполняют глины: смачиваясь водой, они разбухают и закрывают все поры и трещины в породе. Кроме того, покрышками могут быть каменная соль и известняки.

Термобарические условия (пластовые давления и температура) являются важной характеристикой условий залегания скопле­ний нефти и газа в земной коре.

Пористость - объем породы-коллекто­ра, не заполненный твердым веществом. К пористым породам принадлежат такие, как песчаник, карбонатные породы, известняк и доломиты.

По признаку раскрытия (ширины) пустоты, образуемые порами, условно делятся на крупные (сверхкапиллярные) – диаметром более 0, 5 мм, капиллярные – от 0, 5 до 0, 0002 мм, субкапиллярные –менее 0, 0002 мм.

Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость - это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости пред­ставляет собой отношение объема всех пор к объему породы.

При промышленной оценке залежей нефти и газа прини­мается во внимание открытая пористость. Открытая пористость - объем только тех пор, которые связаны между собой.

В нефтяной геологии, наряду с понятиями общая и откры­тая пористость, существует понятие эффективная пористость. Она определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считают субкапиллярные и изолированные поры.

Коэффициент эффективной пористости:

k_эфф =

 

где V _отн – объём открытых пор данной породы; V – общий объём породы.

Проницаемость характеризует спо­собность горных пород-коллекторов пропус­кать через себя жидкости и газы. Различают абсолютную проницаемость, когда порода насыщена только одним флюидом, фазо­вую, когда в порах породы присутствует так­же другой флюид. А также существует относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной её проницаемости.

Проницаемость зависит от размера и конфи­гурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаим­ного расположения частиц, от трещиноватости пород.

Коэффициент проницаемости равен:

 

k = .

где Q – объёмный расход жидкости через породу за 1 с; F – площадь фильтрации; k – коэффициент пропорциональности, называемый иначе коэффициентом проницаемости породы; μ – динамическая вязкость жидкости; Δ p – перепад давления на длине образца породы; L – длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости.

Удельная поверхность породы – суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (реликтовой или связанной) воды и нефти. При этом чем меньше удельная поверхность, тем больше проницаемость. Породы с удельной поверхностью более 230000 м2/м3.

Температу­ра существенно влияет на свойства нефти и газа в пластовых условиях. С повышением темперы уменьшаются плотность, вяз­кость нефти и увеличивается подвиж­ность, происходят изменения в углеводород­ном составе нефти (метанизация), а при тем­пературах более 300 º С начинается деструк­ция нефтей (газификации).

Для газов характерно увеличение вяз­кости с увеличением температуры. При низ­ких температурах (0 º С и ниже) возможно об­разование кристаллогидратов.

Выявленные скопления нефти и газа залегают в интервале глубин от нескольких десятков до 8000 м, которым соответствуют температуры от -5 º С (для районов вечной мерзлоты) до 250 º С.

Пластовое давление - важный фак­тор, влияющий на свойства и условия залегания углеводородов (в первую очередь на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов) в недрах. Давление в недрах склады­вается из двух составляющих - давления по­роды и давления насыщающего флюида. Давление породы (геостатическое давление) создается весом пород и определяется плот­ностью пород и их мощностью, средний градиент гeocтaтического давления составляет 0.023 МПa на 1 м мощности (при плотности пород 2, 3 г/см3). Давление насыщающего по­роду флюида (гидростатическое давление) создается весом воды, заключенной в систе­ме. При средней плотности пластовой воды 1, 23 г/см3 градиент давлений составляет 0, 01-0.0133 МПа/м.