Ведение технологического процесса добычи нефти, газа и газового конденсата
Виды месторождений по фазовым состояниям углеводородов
жүктеу/скачать 5.67 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- Залежи, образующие месторождение Нефтяные
- Нефтегазовый
- Газоконденсатные
- Нефтегазоконденсатные
- 4.3 Коллекторные свойства горных пород
4.3 Коллекторные свойства горных пород Пористость. Пористость представляет собой наличие пусоты между твердыми частицами горных пород. (пор, трещин, каверн) Горная пористость различается как полная, открытая и эффективная пористость. Коэффициент полной (или абсолютной) пористости mп представляет собой отношение объема всех пустых полостей в породе Vпор, взятых на образце, к величине V обр того же образца: mп= (4.1) где: m – коэффициент пористости; Vпор – объем всех пористых пород; Vобр – объем пола. Иногда пористость породы выражается в процентах, то есть mк= ; (4.2) Коэффициент полной пористости породы применяется при оценке абсолютных запасов нефти. Под коэффициентом открытой пористости понимается отношение открытых пористо-полостей (связанных между собой) в горной породе, взятых на образцу, к величине этой модели. Пористая среда Трещиноватая среда Рисунок 4.7-Типы коллекторов. 1-гранулы, 2-цемент, 3-глина. 4-пористая среда. Коэффициент эффективной пористости – это отношение объема участвующих в фильтрации пустот к видимому объему образца. Коэффициенты пористости некоторых горных пород следующие:
Свойства пористой среды в горных породах в основном зависят от размеров пористых каналов в них. По значению поперечного сечения пористые каналы условно делят на три группы: сверхкапиллярные - диаметром больше 0,5мм (жидкость движется свободно); капиллярные – от 0,5 до 0,0002мм (жидкость движется при приложении силы большей, чем капиллярные силы; газы перемещаются легко. субкапиллярные – меньше 0,0002мм (даже при падении давления жидкость не может сделать никаких движений.) Проницаемость. Это самое важное свойство горной породы, характеризующее способность ее пропускать в пористой среде жидкости и газы. Проницаемость классифицируют как общее (абсолютное), фазовое (эффективное) и относительное. Общая проницаемость встречается в пористой среде, когда в ней только одна фаза (газ или однородная жидкость). Фазовая проницаемость водимость пористой среды представляет собой способность фильтровать две и более фаз в пористой среде. Относительная проницаемость определяется отношением величины фазовой проводимости к общему количеству проводимости породы. В процессе разработки рудных запасов эффективные и сравнительные проводники постоянно меняются. При первоначальном освоении запасов нефти возрастает по породам, а для нефти снижается эффективная проводимость и объем газа увеличивается. При выходе из слоя воды количество эффективной проницаемости для нефти уменьшается. С помощью коэффициента проницаемости можно узнать пропускную способность жидкости и газа самого нефтегазоносного пласта. Для определения величины проницаемости горных пород использовался закон линейной фильтрации Дарси (от уважения ученого, открывшего), по которому скорость фильтрации в пористой среде пропорциональна падению давления и определяется обратной пропорцией ее вязкости: (4.3) где: υ – линейная скорость фильтрации; Q – объемная скорость фильтрации; F - площадь поперечного сечения исследуемого образца горной породы; k - коэффициент пропорциональности, иначе называется коэффициентом проницаемости породы; µ - динамическая вязкость жидкости; р - падение давления на длине образца породы; L - длина пути следования жидкой фильтрации. Коэффициент проницаемости (4.3), из приведенный выше, равен: (4.4) Коэффициент проницаемости по международной системе единиц измеряется в м2. В практике чаще всего используется единица измерения, обозначается Д. Соотношение единиц измерения следующим образом: 1м2 = 1012 Д=1015мД; 1 мкм2= 1 Д Средние значение проницаемости производственных нефтегазосодержащих пород в среднем составляет 0,01 до 1,0 Д. жүктеу/скачать 5.67 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|