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: kэфф =
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.
|