Subiect 1.2. Proprietățile de rezervor ale rocilor
Marea majoritate a zăcămintelor de petrol și gaze se limitează doar la cele trei tipuri de colectoare - granule, fisuri și structură mixtă. Primul tip include colectorii sunt compuse din nisip și prăfoase roci, pori spațiu format din cavități intergranulare. In mod similar, structura spațiului porilor sunt caracterizate prin mai multe straturi de calcar și dolomită. In rezervoare pur fracturate (compus în principal, carbonați) pore sistem de cracare format spațiu. În care porțiunile ale colectorului între fisuri sunt spațiu dens scăzut al porilor blocuri permeabilitate netreschinovatye rocă care nu ia parte la procesul de filtrare. În practică, cu toate acestea, cele mai comune rezervoare fracturate tip mixt, pori spațiu care include atât sistemul de fractură, iar spațiul de pori al blocurilor și cavitatea și Karst.
Analiza arată că aproximativ 60% din rezervele de petrol ale lumii se limitează la nisip și gresie formațiunile, 39% - depozite calcaroase la, 1% - la magmatice erodate și roci metamorfice. În consecință, rocile de origine sedimentară - colectoare principale de petrol și gaze.
Datorită diversității condițiilor de formare a precipitării proprietăți rezervor din diferite depozite pot varia în limite largi. Caracteristici ale majorității colectorilor - stratificarea structurii și schimbarea acestora în toate domeniile de proprietăți de rocă, grosime rezervor, și alți parametri.
roca rezervor de ulei este înmuiat în petrol, gaze și apă.
proprietăți de rocă dețin (datorită porozității rocă) și transmite (permeabilitate datorată) prin sine proprietățile lichid numit-filtrare capacitiv (FES).
proprietăți de filtrare și colectare de roca rezervor de petrol sunt caracterizate prin următoarele caracteristici principale:
Să luăm în considerare fiecare dintre acești parametri.
Sub porozitatea rocii se înțelege că acesta conține pori (goluri). Porozitatea caracterizează capacitatea de rocă de a conține lichide și gaze.
În funcție de originea următoarelor tipuri de atunci:
1. Porii între granulele de detritus (intercristalină). Acestea sunt porii primari, formate simultan cu formarea rasei.
2. Porii dizolvare - format prin circulația apei subterane.
3. cavitati si fisuri formate ca urmare a procesului de dizolvare a componente minerale fluide formare rocă și carstul activ.
4. Porii și fisuri au apărut sub influența unor procese chimice, cum ar fi conversia calcar (CaCO3) dolomit (MgSO3) - în cazul în care există o reducere a volumului dolomitization roca cu 12%.
5. goluri și fisuri formate din cauza intemperii, eroziune, zakarstovyvaniya.
Tipuri de pori (2) - (5) - așa-numitele pori secundare întâlnite în procesele geologice și chimice.
Volumul de pori depinde de:
- sortarea boabelor (materialul mai bine sunt sortate, porozitate mai mare);
- stivuire boabe - cu porozitate de ambalare cubic este „47,6% cu rombic ouătoare - 25,96% (vezi Figura 1.1 ..);
- uniformitate și rotunjime a boabelor;
- tipul de ciment (vezi. fig. 1.2).
Fig. 1.1. Diferite styling granule sferice de aceeași mărime, care constituie materialul poros: și - mai puțin dense de ambalare cubic, b - rombice stivuire mai compact
Fig. 1.2. roci soiuri de ciment
Nu toate speciile apoi umplute cu lichide, gaz, petrol. O parte a porilor este izolat în principal, sunt pori interni.
Total (, absolut completă) porozitate - volumul total al tuturor porilor (Vpor), deschise și închise.
Deschidere porozitate comunicație volum echivalent (Vsoobsch) pori interconectați.
În practică utilizată pentru a caracteriza gol raportul porozitate (m), exprimată ca fracție sau procent.
totală Coeficientul (absolută totală) porozitate (Mn) procentul depinde de volumul tuturor porilor:
Coeficientul de porozitate deschisă (mo) depinde de un volum al porilor între comunicarea:
Raportul de porozitate efectivă (mef.) Estimări filtrarea în lichid sau gaz de rocă și depinde de volumul porilor (filtru Vpor), care trece prin filtrare.
Pentru roca granulară conținând număr mic sau mediu de material pe bază de ciment, porozitatea totală și efectivă aproximativ egale. Pentru speciile care conțin o cantitate mare de ciment între porozitatea efectivă și totală se observă o diferență semnificativă.
Pentru raportul nule este întotdeauna relația:
Pentru colecționari de bună porozitate se situează în intervalul 15-25%
rezervoare de ulei din pori canale în mod condiționat împărțite în trei grupe:
subkapillyarnye (dimensiunea porilor <0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);
(Dimensiunea porilor de 0.0002-.5 mm) capilar;
sverhkapillyarnye> 0,5 mm.
Pentru (sverhkapillyarnym) canale și pori de circulație de ulei, apă mare, gazul este disponibil, iar capilarele - cu participarea substanțială a forțelor capilare.
In canalele subkapillyarnyh lichid a avut loc forțe intermoleculare (forța de atracție a pereților canalelor), astfel încât are loc în mod substanțial nici o mișcare.
Specia, pori care sunt reprezentate în principal canale subkapillyarnymi, indiferent de porozitatea este practic impermeabilă la lichide și gaze (argile, șist argilos).
Tabelul 1 Coeficienții de porozitate anumite sedimentar
Porozitatea formațiunilor productive roci determinate în laborator, pe materialul de miez. Porozitatea formării în zone mari determinate statistic printr-un număr mare de probe de bază investigate.
Cu valoarea porozității saturație fluide asociate rezervor: saturare cu apă (SB), saturația de gaz (Sg), saturație ulei (SH) valoarea, exprimată ca fracție sau procent.
porozitatea Comunicarea și raportul de saturație (în părți):
Porozitatea totală și deschisă va depinde de:
- adâncimea, scade odată cu adâncimea crescătoare (Figura 1.3 ..);
- densitatea rocii;
- cantitatea de ciment, și altele.