Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Пористость коллектора нефти представляет собой отношение объема пор к общему объему горной породы и является ключевым фильтрационно-емкостным параметром. Коэффициент пористости определяет способность пласта вмещать углеводороды и выражается в долях единицы или процентах. Для промышленных коллекторов характерны значения эффективной пористости от 10 до 25 процентов, что обеспечивает достаточную емкость для накопления и отдачи нефти и газа при разработке месторождений.
Пористость коллектора нефти характеризует наличие в горной породе пустотного пространства, способного вмещать флюиды. Количественно пористость выражается коэффициентом пористости (Кп), который рассчитывается как отношение объема пор к объему образца породы. Данный параметр измеряется в долях единицы или процентах и служит основой для оценки запасов углеводородов.
Коллекторы нефти и газа представляют собой горные породы, обладающие способностью не только вмещать углеводороды, но и отдавать их при разработке. Подавляющее большинство пород-коллекторов имеет осадочное происхождение. По литологическому составу выделяют терригенные коллекторы (пески, песчаники, алевролиты) и карбонатные (известняки, доломиты, мел).
Коэффициент пористости терригенных коллекторов обычно составляет 15-20 процентов, тогда как карбонатные породы могут иметь как более высокие, так и более низкие значения в зависимости от структуры порового пространства.
Пустотное пространство в породах-коллекторах формируется в процессе седиментации и последующих эпигенетических преобразований. В обломочных породах поры образуются между минеральными зернами, в карбонатах — при растворении и перекристаллизации. Размер, форма и взаимосвязанность пор определяют не только емкостные, но и фильтрационные характеристики коллектора.
При кубической упаковке идеально круглых зерен одинакового размера теоретическая пористость составляет 47,6 процента, при ромбической (тетраэдрической) укладке — 26 процентов. В реальных условиях пористость зависит от формы зерен, их сортировки, наличия цементирующего материала и глинистости породы.
Общая или абсолютная пористость включает суммарный объем всех пустот в породе, включая изолированные и сообщающиеся поры, каверны и трещины. Открытая пористость представляет собой объем пор, которые сообщаются между собой и могут быть заполнены флюидами. Разница между общей и открытой пористостью определяет закрытую пористость — объем изолированных пустот.
Эффективная пористость равна открытой пористости за вычетом объема связанной (остаточной) жидкости, которая не может быть извлечена при разработке. Именно эффективная пористость определяет практическую ценность коллектора для добычи нефти и газа. Для хороших коллекторов коэффициент эффективной пористости находится в диапазоне 15-25 процентов.
Виды пористости по характеру связи:
Первичная пористость образуется в процессе формирования горной породы при седиментогенезе. В терригенных коллекторах это межзерновые поры, в карбонатах — внутрискелетные и межскелетные пустоты в органогенных породах. Первичная пористость характерна для песчаников и алевролитов, где поры расположены между обломочными зернами.
Вторичная пористость возникает в результате постседиментационных процессов: выщелачивания, доломитизации, трещинообразования, растворения минералов. В карбонатных коллекторах вторичная пористость часто преобладает над первичной. Трещинная пористость формируется при тектонических деформациях и может развиваться в породах любого генезиса, включая метаморфические и изверженные.
Основные типы коллекторов:
Определение пористости по керну является прямым методом и служит эталоном для калибровки геофизических данных. Образцы горной породы извлекаются из скважины при бурении и подвергаются петрофизическим исследованиям в лабораторных условиях. Методы определения включают объемный, весовой и методы насыщения.
Объемный метод основан на измерении объема твердой фазы породы с помощью гелиевого порозиметра. Метод насыщения заключается в высушивании образца, взвешивании, последующем насыщении керосином или водой и повторном взвешивании. По разности масс определяется объем впитанной жидкости, что позволяет рассчитать коэффициент открытой пористости.
Важно учитывать: при неполном выносе керна пористость по лабораторным данным может быть занижена, поскольку наиболее рыхлые и высокопористые интервалы разрушаются при бурении и не попадают на поверхность для исследований.
Методы ГИС позволяют определять пористость в разрезе скважины непрерывно по всему продуктивному интервалу без необходимости сплошного отбора керна. Для оценки коэффициента пористости применяются акустический каротаж (АК), нейтронный гамма-метод (НГМ), нейтронный нейтронный метод (ННМ), плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК-П) и комплексные методы.
Акустический каротаж базируется на измерении времени пробега упругих волн через породу. Пористые породы имеют меньшую скорость распространения волн по сравнению с плотными. Нейтронные методы основаны на различной способности пород рассеивать и поглощать нейтроны в зависимости от водородосодержания, которое связано с пористостью. Плотностной каротаж определяет объемную плотность породы, которая уменьшается с ростом пористости.
Для повышения точности интерпретации данных ГИС устанавливаются корреляционные зависимости между лабораторными определениями по керну и показаниями геофизических приборов. Петрофизические связи типа керн-ГИС позволяют перейти от геофизических параметров к физическим свойствам пород и служат основой для подсчета запасов нефти и газа.
Комплексная интерпретация данных нескольких методов ГИС с учетом петрофизических зависимостей обеспечивает наибольшую точность определения пористости. При этом учитываются глинистость пород, минеральный состав скелета и характер насыщения флюидами.
Пористость и проницаемость являются основными фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, однако их взаимосвязь не всегда однозначна. Проницаемость характеризует способность породы пропускать флюиды при наличии перепада давления и зависит не только от объема пор, но и от их размера, формы и взаимосвязанности.
В гранулярных коллекторах при одинаковой пористости проницаемость возрастает с увеличением размера зерен и, соответственно, размера пор. Для поровых коллекторов проницаемость пропорциональна квадрату диаметра пор. В трещинных коллекторах проницаемость пропорциональна кубу раскрытости трещин, что обеспечивает высокую фильтрационную способность даже при низкой общей пористости.
Практический пример: карбонатный и терригенный коллекторы с одинаковой пористостью 18 процентов могут существенно различаться по проницаемости. Песчаник с межзерновой пористостью обычно имеет проницаемость 100-500 миллидарси, тогда как трещиноватый известняк при той же пористости может обладать проницаемостью в несколько дарси.
Присутствие глинистого материала в порах снижает эффективную пористость и резко уменьшает проницаемость. При глинистости более 10-15 процентов фильтрационные свойства коллектора значительно ухудшаются даже при сохранении высокой общей пористости.
Для оценки качества коллекторов применяется классификация по пористости и проницаемости, разработанная российским ученым А.А. Ханиным (1969 год). Данная классификация наиболее широко используется в практике геологоразведочных работ и подсчете запасов углеводородов в России и странах СНГ.
Для промышленной разработки обычно пригодны коллекторы классов I-III с эффективной пористостью не менее 12 процентов и проницаемостью не ниже 0,01 микрометра квадратного (10 миллидарси). Коллекторы IV и V классов могут разрабатываться при применении специальных методов интенсификации добычи, включая гидроразрыв пласта.
Пористость горных пород закономерно уменьшается с глубиной залегания вследствие уплотнения под действием геостатической нагрузки в процессе катагенеза. В раннем катагенезе на глубинах до 1,5-3 километра пористость снижается от 40 до 15 процентов под нагрузкой вышележащих толщ мощностью до 5-10 километров.
При глубинном катагенезе на глубинах 2-6 километров пористость уменьшается от 15 до 2-5 процентов. Песчаные и алевритовые породы уплотняются медленнее глинистых и достигают высокой степени литификации на глубинах 3,5-5 километров. Карбонатные породы хемогенного происхождения уплотняются наиболее быстро, однако в них активно развиваются процессы вторичного порообразования.
В терригенных коллекторах пористость определяется гранулометрическим составом, степенью сортировки зерен, формой обломков и количеством цементирующего материала. Хорошо отсортированные крупнозернистые пески обладают наибольшей пористостью — до 30-35 процентов. При наличии мелких фракций, заполняющих промежутки между крупными зернами, пористость резко снижается.
Пористость песчаников Западно-Сибирского бассейна, где сосредоточена основная часть запасов нефти России, составляет 15-20 процентов при проницаемости 0,01-0,1 микрометра квадратного (10-100 миллидарси). Наилучшими коллекторскими свойствами обладают мелководно-морские и русловые песчаники с хорошей сортировкой обломочного материала.
Карбонатные коллекторы характеризуются сложной структурой порового пространства, включающей поры различного генезиса, каверны и трещины. Пористость карбонатов может варьировать от долей процента в плотных доломитах до 25-30 процентов в органогенных известняках и кавернозных разностях.
Рифовые известняки и органогенные постройки часто обладают высокой первичной пористостью биопустотного типа. Доломитизация карбонатных пород обычно увеличивает пористость на 5-10 процентов за счет разности молекулярных объемов кальцита и доломита. Трещинно-каверновые коллекторы могут иметь невысокую общую пористость (8-12 процентов), но обеспечивать высокие дебиты за счет развитой трещиноватости.
Пористость коллектора прямо определяет величину геологических запасов углеводородов в продуктивном пласте. При прочих равных условиях увеличение коэффициента пористости на 1 процент приводит к пропорциональному росту запасов нефти или газа. Точность определения пористости критически важна для подсчета запасов и проектирования разработки месторождения.
Эффективная пористость влияет на коэффициент извлечения нефти. Коллекторы с межзерновой пористостью обеспечивают более высокий КИН (30-50 процентов) по сравнению с трещинно-каверновыми (15-25 процентов) при аналогичных технологиях разработки. Низкая пористость требует применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Факторы, учитываемые при разработке:
Пористость коллектора нефти является фундаментальным петрофизическим параметром, определяющим емкость продуктивного пласта и возможность извлечения углеводородов. Коэффициент пористости определяется комплексом методов, включая лабораторные исследования керна и геофизические исследования скважин. Для промышленных коллекторов характерны значения эффективной пористости от 10 до 25 процентов. Знание типа пористости, ее распределения по разрезу и связи с проницаемостью необходимо для подсчета запасов, проектирования разработки и повышения нефтеотдачи пластов.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.