ФИЗИКА ПЛАСТА

и газовых коллекторов;
свойства пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей;

характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать:
1) гранулометрический (механический) состав

обладающая способностью аккумулировать (накапливать) углеводороды и отдавать (фильтровать) пластовые флюиды:

Горные породы по происхождению (генезису) разделяются на осадочные (пески, песчаники, доломиты, алевролиты, известняки), магматические (изверженные) и метаморфические.

алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты
и другие осадки обломочного материала
каменная

мел, известняки органогенного происхождения и другие окаменелые останки животных и растительных организмов

поровое пространство которых состоит из микро- и макротрещин.
Трещинные коллекторы

коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов

к тем коллекторам, которые совместно с окружающими их породами образуют

Условия формирования нефтеносных толщ включают наличие коллекторов с надежными покрышками практически непроницаемых пород.

ГАЗ

НЕФТЬ

ВОДА

ГЛИНА

пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления, называются

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА

различной крупности, выраженное в % от массы или количества зерен

Диапазон размеров частиц в нефтесодержащих породах 0,01 – 1 мм
Изучаемый диапазон размеров: 0,001- 5 мм

Методы анализа гранулометрического состава горных пород

Ситовой анализ
d > 0,05 мм

Седиментационный анализ
0,01< d < 0,1 мм

Микроскопический анализ шлифов
0,002 < d < 0,1 мм

содержания фракций частиц размером от 0,05 до 6 - 7

СИТОВОЙ АНАЛИЗ

различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По

C глубины h через время tx в пипетку проникнут только те частицы, диаметр которых меньше d1 так как к этому времени после начала их осаждения более крупные зерна расположатся ниже кончика пипетки.

состава порошков металлов, сплавов, органических и неорганических соединений
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Диапазон измеряемых

пустот (пор, каверн, трещин).
В зависимости от происхождения различают следующие

1. Первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопле-ния. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород.

2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.

Вторичные поры

приводящие к сокращению объёма породы. При доломитизации (превращение известняка в

4.Пустоты и трещины, образованные за счет эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, пере-кристаллизации.

5.Пустоты и трещины, образованные за счет тектонических процессов, напряжений в земной коре.

пустот, открытую, а также динамическую или эффективную пористость, зависящих от

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр

Коэффициент пористости – отношение объема пор в породе к видимому объему образца V

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

сообщающееся между собой поры, к общему объему образца.
Часть этого порового

поровых пространств, через которые возможно движение жидкости (воды, нефти) или

пластов условно разделяют на три группы:
1) сверхкапиллярные — размеры больше

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

и того же размера.

о с т ь коллектора — параметр, характеризующий его способность

Абсолютной называется проницаемость при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом.
Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды.

Фазовой или эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред.

Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.

проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью

За единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3 /с.

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов.

из трубок одинакового сечения
где n – число пор на единицу

2,6)

к общему объёму пор горной породы
Sв + Sн + Sг

Для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %.

Нефтенасыщенность (Sн), равная 65 % и выше (до 90 %) пласта считается хорошим показателем залежи.

Нефтенасыщенность

Газонасыщенность

тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы

При содержании воды в несцементированном песке до 26–28 % относительная проницаемость для неё остается равной нулю. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной водонасыщенности, как неподвижной фазы, еще выше.

При возрастании водонасыщенности до 40 % относительная проницаемость для нефти резко снижается, почти в два раза. При достижении величины водонасыщенности песка около 80 % , относительная фазовая проницаемость для нефти будет стремиться к нулю

её содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60

% в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше

При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть.

Область существования трёхфазного потока (совместного движения в потоке всех трёх систем) для несцементированных песков находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 33 %.

угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды

Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.

Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом.

СаСО3 + 2HCl = CаCl2 + CO2↑ + H2O

По объёму выделившегося газа (CO2) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (СаСО3).