Совокупность залежей, находящаяся в земной коре, содержащая нефть, газ или конденсат, образует нефтяное, газовое или га-
Ц.И. Кудимов Основы нефтегазопромыслового дела
Глава ГУ. Физические свойства горных пород
зонефтяное месторождение. Термин месторождение - это не место, где зародились нефть или газ, а место, где в процессе миграции нефть или газ встретили на своем пути непроницаемую ловушку. Правильно было бы называть не месторождение нефти, а местоскоплеиие нефти. Месторождение нефти или газа может иметь от одной до нескольких залежей. Следует отметить, что в земной коре существуют два вида геологических структур -геосинклинали и платформы. В этой связи месторождения нефти и газа разделяют на два класса.
К первому классу месторождений относят месторождения, сформировавшиеся в геосиклинальных (сводчатых) областях. Ко второму классу относятся месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.
К месторождениям первого класса можно отнести месторождения Северного Кавказа и Юго-Восточной части Кавказского хребта (месторождения Апшеронского полуострова и шельфа Каспийского моря), месторождения Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Узбекистана, Таджикистана и острова Сахалин. К месторождениям второго класса относятся месторождения Волго-Уральской провинции, а также месторождения Западной Сибири.
|
|
5. Гранулометрический состав горных пород
Гранулометрический состав горных пород означает количественное содержание в ней разных по размерам зерен, слагающих данную горную породу. От гранулометрического состава во многом зависят пористость, проницаемость, удельная поверхность и капиллярные свойства пористой среды. Если горные породы сложены неоднородными по размерам зернами, то они имеют меньший коэффициент пористости и проницаемости. Поэтому гранулометрический состав обуславливает общую поверхность пористой среды, контактирующей с нефтью. От гранулометрического состава зависит количество оставшейся в порах пласта нефти в виде тонких пленок после завершения извлечения нефти из залежи.
Гранулометрический состав горных пород определяют методом ситового и седиментационного анализа.
При ситовом анализе пользуются набором проволочных или щелковых сит с размерами отверстий от 0,053 мм до 3,36 мм. Сита располагают одно на другом, так чтобы наверху было сито с крупными отверстиями. В верхнее сито насыпают 50 г сыпучей породы и просеивают ее через все сита в течение 15 минут. Затем оставшуюся на каждом сите породу взвешивают и результаты записывают в таблицу.
Размер частиц горных пород изменяется в больших пределах.
|
|
Выделяют следующие фракции механического состава порол по диаметру зерен: галька и щебень - более 1 см; гравий - от 1 до 2 см; грубый песок - от 2 до 1 мм; крупный песок - от 1 до 0,5 мм; средний песок - от 0,5 до 0,25 мм; мелкий песок -от 0, 25 до 0,1 мм; крупный алеврит - от 0,1 до 0,05 мм; мелкий алеврит - от 0,05 до 0,01 мм; глинистые частицы - менее 0,1 мм.
Исследования показывают, что гранулометрический состав большинства нефтесодержащих пород состоит из частиц размером от 1 до 0,01 мм.
Неоднородность пород по механическому составу характеризуется коэффициентом неоднородности пористой среды. Под коэффициентом неоднородности пористой среды понимается отношение диаметра частиц фракции, которая составляет 60% по весу от всего песка к диаметру частиц фракции, составлягощей со всеми более мелкими фракциями 10% по весу от всего песка. Чем больше разница в размерах фракций песка в породе, тем выше ее коэффициент неоднородности.
Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих породы нефтяных и газовых месторождений, колеблется в пределах 1,1-20,0.
6. Удельная поверхность горной породы
Удельная поверхность горной породы - это величина суммарной поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца.
В.И. Кудимов Основы нефтегазопромы елового дела
Глава IV. Физические свойства горных пород
Из-за небольших размеров частиц, слагающих горные породы, и большой плотности их упаковки общая площадь поверхностей порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Подсчитано, что общая поверхность зерен правильной сферической формы размером 0,2 мм, содержащихся в 1 м3 однородного песка, составляет 20276 м2.
От величины удельной поверхности нефтесодержащих пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды, адсорбционная способность и так далее. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать существенное слияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых горных породах.
Удельную площадь поверхности фильтрации нефтесодержащих горных пород подсчитывают по приближенной формуле:
7000mV^
~, (о)
где SyR - удельная поверхность породы, м2/м3; т - пористость,
доли единицы; R - проницаемость, м.
Удельная поверхность нефтесодержащих горных пород нефтяных месторождений колеблется в больших пределах -от 40000 до 230000 м /м. Горные породы, имеющие удельную
поверхность 230000 м /м и более, относятся к слабопроницаемым. Это глины, глинистые пески, глинистые сланцы и тому подобное.
7. Механические свойства горных пород
Механические свойства горных пород - это их упругость, прочность на разрыв и сжатие, пластичность. Известно, что при снижении давления в пласте объем норового пространства уменьшается из-за упругого расширения частиц (зерен) горной
породы и уплотнения скелета пласта под горным давлением вышележащих пород. Вследствие этого жидкость начинает вытесняться из пор пласта.
Способность горных пород изменять свои объемы пор при изменении давления влияет па перераспределение давления в процессе эксплуатации. Важным показателем упругих свойств горной породы является величина ее коэффициента сжимаемости. Если на образец породы создавать внешнее давление, то объем образца и объем его порового пространства будет уменьшаться. При снятии внешнего давления объем образца и его пористость восстанавливаются до первоначальных значений.
Изменение объема пор горных пород происходит по закону Гука
AT/ AI/
(7)
Vo Л/%
где ДV— изменение объема пор горной породы (в м3) при изменении давления на АР, Па; /? - коэффициент объемной упругости пористой среды, Па~.
|
|
Из формулы Гука видно, что коэффициент объемной упругости пористой среды характеризует относительное изменение объема порового пространства при изменении давления на I Па. По лабораторным данным коэффициент объемной упругости нефтесодержащих горных пород
Хотя значения коэффициента объемной упругости незначительные, процессы упругой деформации пористой среды нефти и газа (впервые установлено профессором В.Н. Щелкачевым) существенно влияют на поведение пластов, так как объем породы и пластовых систем, в которых происходят изменения давления при добыче нефти и газа, очень велик. Важно также знать и свойства на прочность, сжатие и разрыв. Эти свойства необходимы особенно при торпедировании, щелевой разгрузке, гидроразрыве пласта и т.д.
70 В.И. Кудииов Основы иефтегазопромыславого дела
Значения прочности на сжатие (в Па) некоторых горных пород:
- базальты - до 5000-10;
- плотные известняки - до 2600*10*;
- песчаники с известковым цементом 200-1000-10;
- сланцы до 1000-Ю5.
Горные породы имеют большую прочность на сжатие, а при деформациях других видов прочность их незначительна. Например, прочность на растяжение для горных пород иногда составляет 0,02 от прочности на сжатие.
Прочность горных пород - это сопротипление их механическому разрушению. Горные породы оказывают значительное сопротивление при сжатии. Прочность горных пород на разрыв, изгиб и сдвиг составляет лишь десятые и сотые доли от прочности их на сжатие.
Прочность известняков с увеличением в них глинистых частиц уменьшается. Песчаники с известковым цементом имеют наименьшую прочность на сжатие. При увеличении плотности горных пород прочность их на сжатие возрастает. Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 20-45%. Пластические свойства горных пород, то есть способность их деформироваться под большим давлением без образования трещин, проявляется при бурении глубоких скважин. На большой глубине горная порода может «выходить» в скважину под воздействием большого горного давления вышележащих горных пород, что может приводить к большим осложнениям или авариям на бурящейся скважине.
|
|
Образование складок в земной коре с плавными изгибами, выпуклостями и вогнутостями происходит в результате пластических свойств горных пород.
8. Условия залегания нефти, газа и воды в горных
породах
В зависимости от состава, соотношения давления и температуры нефть, газ и вода в горной породе (залежи) находятся
Глава IV. Физические свойства горных порол
в жидком, газообразном состоянии или в виде нефтегазовых смесей. Нефть, газ и вода в залежи располагаются в соответствии с их плотностью. В верхней части залежи - газ, под ним - нефть и под нефтью - вода.
При большом скоплении газа в нефтяной залежи он концентрируется в верхней части залежи в виде газовой шапки. Если объем газа в нефтяной залежи значительно меньше, чем объем нефти, при высоком давлении в пласте газ будет полностью растворен в нефти, в этом случае в пласте будет находиться однофазная жидкость (нефть).
Залежи подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтяные, газоконденсатные.
В нефтяной и газовой частях залежи, кроме нефти и газа, содержится вода в виде тонких слоев на стенках пор и трещин, удерживающихся силами капиллярного давления. По химическому составу эта вода такая же, что и вода подошвенная или краевая. Она сохранилась в пласте в виде тонких слоев па поверхностях пор и трещин в горных породах в процессе формирования нефтяных или газовых залежей. Эту пленочную иоду называют «связанной» или «остаточной». Связанная вода даже при больших градиентах давления в залежах остается неподвижной. Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях достигает от 10 до 30% от суммарного объема пор и трещин пласта. Толщина тонких слоев связанной воды в горных породах в значительной мере зависит от проницаемости коллектора и минерализации воды. С увеличением глинистости толщина пленок увеличивается, с увеличением минерализации толщина пленок связанной воды уменьшается. Знать количество связанной воды в той или иной залежи важно при подсчете запасов нефти и газа для конкретной залежи. Если в нефтяном пласте содержится большое количество связанной воды, то в пласте снижается фазо-пая проницаемость для нефти и скважины работают со сниженными дебитами.
При неправильном подборе источника водоснабжения при заводнении, в процессе взаимодействия закачиваемой воды со связанной водой могут образовываться осадки минеральных
В.И. Кудимов Основы иефтегазопромыелового дела
Глава IV. Физические свойства горных пород
солеи, которые частично или полностью закупорят норовотре-щинное пространство пласта. Также с учетом связанной воды приготавливается глинистый раствор для вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения скважин.
Вследствие различной пористости и проницаемости нефтяных и газовых коллекторов, а также из-за капиллярного подъема воды в порах нет четкого раздела между нефтяной и водяной частями продуктивного пласта. Содержание воды по вертикали изменяется от 100% п водоносной части до остаточной водонасы-щенности в повышенных частях. Эта часть продуктивного пласта называется переходной зоной. Толщина пласта переходной зоны может достигать 3-5 м в зависимости от глинистости и проницаемости породы. Исходя из этого, подсчет запасов нефти и газа проводится с учетом размеров переходной зоны, а также пористости и проницаемости продуктивного пласта.