Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот ^пор). Эти пустоты являются вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов, находящихся в недрах земли.

Численная величина полной (абсолютной) пористости опреде­ляется безразмерным коэффициентом пористости, представляющим •собой отношение суммарного^ объема пустот в породе к видимому объему породы.

(15)

еде т — коэффициент пористости; 7_пор — объем пор в породе; Уо — видимый объем породы.

Иногда пористость породы выражают в процентах, т. е.

(16)

Коэффициент полной пористости используется при оценке абсо­лютных запасов нефти в пласте, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта.

Не всегда все пустоты в породе связаны между собой. Часто пустоты какой-либо части пласта бывают изолированы от других пустот. Насыщающие пористый пласт жидкость или газ могут дви­гаться только по сообщающимся друг с другом пустотам. Поэтому наряду с полной пористостью для характеристики нефтесодержащих пород вводят еще понятие коэффициента открытой пористости, или отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца породы.

Если геометрический объем блока породы умножить на коэффи­циент ее полной пористости, то определится статическая полезная •емкость коллектора;

У_п = РНт, (17)

_где у_п — емкость породы, м³; Р — площадь блока породы, м²; & — средняя мощность блока породы, м; т —коэффициент пори­стости.

При объеме блока породы, равном 1 м³ (Р = 1 м², Н — 1 м), удельная объемная емкость породы численно равна коэффициенту

пористости, т. е.

У_п = т. (18)

При перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пла­стах, часть жидкости (например, неподвижные пленки на поверх­ности породы, капли нефти и воды, удерживаемые капиллярными силами в местах контакта зерен и в сужениях каналов, и т. п.) не движется в порах. Для учета этих явлений введено понятие коэф­фициента динамической полезной емкости коллектора, который

характеризует относительный объем пор и пустот, через которые возможна фильтрация нефти и газа в пластовых условиях.

Величина пористости зависит от размера и формы зерен, склады­вающих породу, степени неоднородности зерен, их уплотнения и других факторов. Для идеальных условий, т. е. для породы, состоя­щей из отсортированных и однородных по размерам сферических зерен, величина пористости не зависит от размеров зерен, а опре­деляется только их взаимным расположением и может изменяться от 26 до 48%.

В естественном песчаном грунте форма и размеры песчинок неодинаковы. В природных условиях пески состоят из зерен непра­вильной формы и самых разнообразных размеров. Уплотнение пес­чинок в грунте также может быть различным. Все это ведет к тому, что пористость естественного песчаного грунта в большинстве случаев значительно меньше пористости фиктивного грунта, т. е. грунта, составленного из шарообразных частиц одинакового размера.

В песчаниках, известняках и других сцементированных горных породах пористость еще меньше, чем в песчаных грунтах, из-за заполнения пор различными цементирующими веществами.

Наибольшей пористостью в естественных условиях обладают осадочные несцементированные или слабосцементированные породы— пески и глины. При этом пористость увеличивается с уменьшением зерен, составляющих породу, в отличие от фиктивного грунта, где величина пористости не зависит от размеров шариков (зерен). Это увеличение пористости с уменьшением размера зерен вызывается тем, что форма зерен с уменьшением их величины становится обычно более неправильной; при неправильной форме укладка зерен менее плотная и пористость увеличивается.

Вследствие влияния на пористость многих факторов величина ее изменяется в широких пределах (табл. 3).

Таблица 3 Пределы изменения полной пористости некоторых горных пород

Породы

Пористость, %, от—до

Глинистые сланцы........................................................	0 54—1 4
Глины............................................................................	6—50
Пески...........................................................................	6—52
Песчаники....	3,5 — 29
Известняки и доломиты............................................	' о,6—33

С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под действием вышележащих пород. Наиболее неравномерна пористость карбонатных пород, в которых наряду с крупными трещинами, кавернами и пустотами имеются плотные блоки, практически лишенные пор.

21»

При разработке газоконденсатного месторождения по мере паде­ния давления в нем из газа начинает выделяться конденсат. В пер­вую очередь конденсируются наиболее тяжелые компоненты, а за­тем все более легкие. Давление, при котором выпадает наибольшее количество конденсата, называется давлением максимальной кон­денсации.

Конденсат из жирного газа имеет относительную плотность 0,6— 0,8, температуру начала кипения от 18 до 50° С, температуру конца кипения от 140 до 340° С, прозрачный цвет или слабую желтую окраску от примесей нефти.

Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором. Этот фак­тор показывает отношение количества добытого газа к количеству полученного конденсата, улавливаемого в сепараторах. Чем богаче газ конденсатом, тем меньше газоконденсатный фактор.

Для разрабатываемых газоконденсатных месторождений газо­конденсатный фактор колеблется от 2000 до 250 000 м³/м³.

Конденсат может выделяться как на поверхности из добытого газа, так и в пласте при снижении давления. В последнем случае конденсат впитывается породой пласта, и значительная часть его может остаться в пласте безвозвратно.

Для предотвращения этого явления газоконденсатное месторож­дение должно разрабатываться с поддержанием пластового дав­ления.

Прежде чем составлять проект разработки газоконденсатного месторождения, необходимо его тщательно изучить путем испыта­ния разведочных скважин и проведения исследовательских работ по определению:

1) количества выделяющегося конденсата при различных дав­
лениях и температурах;

2) давления начала и максимальной конденсации для данного
температурного режима;

3) состава конденсата при различных режимах конденсации;

4) потерь конденсата в пласте при снижении давления и потерь
с сухим газом после сепарации.

Для исследования газоконденсатных месторождений применяются специальные передвижные лаборатории, смонтированные на авто­машинах; в их комплект входят сепараторы, пробоотборники, мер­ники и другое оборудование. Такие лаборатории позволяют прово­дить исследования непосредственно у скважины.

После проведения необходимых исследований и определения в залежи запасов газа и конденсата выбирают метод разработки и эксплуатации залежи: с поддержанием давления путем закачки в пласт газа, воздуха или воды; без поддержания давления путем разработки залежи как газовой; может быть принят также промежу­точный вариант — снижение давления в залежи до определенной величины на первом этапе разработки и затем эксплуатация с под­держанием давления на втором этапе.

Выбор системы разработки должен быть экономически обоснован с учетом того, что разработка газоконденсатного месторождения всегда связана с большими капитальными вложениями и эксплуата­ционными расходами. Помимо обычных затрат на бурение эксплуа­тационных и нагнетательных скважин, обустройство промысла и его обслуживание, здесь приходится вкладывать крупные средства в строительство и эксплуатацию газоконденсатного завода и ком­прессорной станции высокого давления для обратной закачки су­хого газа в пласт.

Таким образом, разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений представляют собой комплексное осуществление двух взаимосвязанных, но технологически различных процессов — добычу конденсатного газа и его переработку.

При очень высоком пластовом давлении разработку газоконден­сатного месторождения можно начинать на режиме истощения, про­водя ее до того момента, когда пластовое давление приблизится к давлению начала обратной конденсации. После этого в пласт сле­дует закачивать сухой газ и завершать разработку снова на ре­жиме истощения. Заключительный процесс разработки начинается после прорыва сухого газа к эксплуатационным скважинам и резкого-понижения содержания конденсата в добываемой продукции.

Число эксплуатационных скважин для газоконденсатной за­лежи определяют, исходя из суммарной добычи конденсата и газа и установленного среднего дебита одной скважины. Последний оп­ределяют по данным испытаний. Он не должен вызывать чрезмер­ного падения давления в потоке газа, разрушения коллектора, кон­денсации и образования гидратов и других осложнений. Скорость движения газа должна обеспечивать вынос образовавшегося кон­денсата на поверхность.