Să analizăm în detaliu fiecare dintre acești parametri.
Porozitatea unei stânci este înțeleasă ca prezența porilor (golurilor) în ea. Porozitatea caracterizează capacitatea stâncii de a conține lichide și gaze.
În funcție de origine, se disting următoarele tipuri de pori:
1. Pori între granulele de material clastic (intercristaline). Acestea sunt porii primari formați simultan cu formarea stâncii.
2. Porii de dizolvare - formați ca urmare a circulației apelor subterane.
3. goluri și fisuri formate datorită proceselor de dizolvare a constituenților minerali ai rocilor cu fluide active și formării carstice.
4. Porii și fisurile cauzate de procesele chimice, de exemplu, conversia calcarului (CaCO3) în dolomită (MgCO3) - cu dolomitizare, volumul de rocă este redus cu 12%.
5. Gol și crăpături formate din cauza intemperiilor, proceselor de eroziune, zakarstovyvaniya.
Tipurile de pori (2) - (5) - acestea sunt așa-numitele pori secundari care au apărut în timpul proceselor geologice și chimice.
Volumul porilor depinde de:
- sortarea boabelor (cu cât materialul este mai bine sortat, cu atât este mai mare porozitatea);
- ambalarea boabelor - în cazul ambalării cubice, porozitatea este de 47,6%, cu ambalaj rombic - 25,96% (a se vedea figura 1.1);
- omogenitatea și rotunjirea boabelor;
- tip de ciment (a se vedea figura 1.2).
Fig. 1.1. Stivuirea diferită a granulelor sferice de aceeași mărime constituind un material poros: a - o aranjare cubică mai densă, b - o așezare rombică mai compactă
Fig. 1.2. Specii de ciment roc
Nu toate tipurile de pori sunt umplute cu fluide, gaze, uleiuri. Unele pori sunt izolate, în general, acestea sunt pori interne.
1.2.1 Tipuri de porozitate
Porozitatea totală (totală, absolută) este volumul total al tuturor porilor (deschiderilor), deschisi și închise.
Porozitatea deschisă este echivalentă cu volumul de pori interconectați.
În practică, un coeficient de porozitate (m), exprimat în fracții sau în procente, este utilizat pentru a caracteriza porozitatea.
Coeficientul de porozitate totală (totală, absolută) în procente depinde de volumul tuturor porilor:
Coeficientul porozității deschise (m) depinde de volumul de pori interconectați:
Coeficientul de porozitate eficace (mef.) Estimează filtrarea în stâncă a unui fluid sau gaz și depinde de volumul porilor (filtrul Vpor) prin care are loc filtrarea.
Pentru rocile granulare care conțin o cantitate mică sau medie de material de ciment, porozitatea totală și eficientă este aproximativ egală. Pentru rocile care conțin o cantitate mare de ciment, există o diferență semnificativă între porozitatea efectivă și cea totală.
Pentru coeficienții de porozitate, următoarea relație este întotdeauna îndeplinită:
Pentru rezervoare bune, porozitatea se situează în intervalul 15-25%.
Canalele de canal ale straturilor de ulei sunt împărțite condiționat în trei grupe:
- subcapilar (dimensiunea porilor <0,0002 мм) - практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);
- capilar (dimensiunea porilor de la 0,0002 la 0,5 mm);
- supercapilar> 0,5 mm.
În canalele și porii mari (supercapilare), mișcarea de petrol, apă, gaz se produce liber, iar prin capilare - cu o participare semnificativă a forțelor capilare.
În canalele subcapilare, lichidul este menținut de forțele intermoleculare (forța de atracție a pereților canalelor), deci, practic, nu are loc nici o mișcare.
Stâncile, ale căror pori sunt reprezentate în principal de canale subcapilare, sunt practic impenetrabile pentru lichide și gaze, indiferent de porozitate (argile, șisturi).
Porozitatea rocilor de rezervor este determinată în condițiile de laborator de materialul de bază. Porozitatea rezervorului în zone mari este determinată statistic pentru un număr mare de mostre de bază studiate.
Porozitatea este asociată cu saturarea rezervorului cu fluide: saturația apei (Sv), saturația gazului (Sr), saturația uleiului (SN), valorile exprimate în fracții sau în procente.
Relația dintre porozitate și factorul de saturație (în fracții):
Permeabilitatea este un parametru filtrant al unei stânci care caracterizează capacitatea sa de a trece lichidele și gazele prin el însuși la o scădere de presiune.
Trupurile absolut impenetrabile nu se găsesc în natură. La presiuni ultra-atractive, toate pietrele sunt permeabile. Cu toate acestea, cu căderi de presiune relativ mici, în rezervoarele de ulei, multe pietre, ca urmare a dimensiunilor mici ale porilor, sunt practic impenetrabile pentru lichide și gaze (argile, șisturi etc.).
Pietrele bine permeabile sunt: nisip, gresii, dolomițe, calcar dolomitizat, pietre prețioase, precum și argile cu ambalaj masiv (Figura 1.4).
Pentru a fi prost permeabile sunt: argilele, cu un pachet ordonat de pachete, șisturi argiloase, marne, gresii cu cimentare abundentă de argilă (Figura 1.5).
1.3.1 Filtrarea liniară a uleiului și gazului într-un mediu poros
Pentru a evalua permeabilitatea rocilor, legea de filtrare Darcy este de obicei utilizată. Darcy, în 1856, studiind curgerea apei printr-un filtru de nisip (Figura 1.6), a stabilit dependența ratei de filtrare a fluidului de gradientul de presiune.
Conform ecuației lui Darcy, rata de filtrare a apei într-un mediu poros este proporțională cu gradientul de presiune:
unde Q este viteza volumetrică a apei;
v - viteza liniară a apei;
F este aria secțiunii transversale, F = d 2/4;
L este lungimea filtrului;
k - coeficientul de proporționalitate.
Fig. 1.6. Schema experimentului experimental Darcy pentru studierea fluxului de apă prin nisip
Uleiul este un sistem non-ideal (componentele petrolului interacționează unul cu celălalt), astfel încât legea liniară de filtrare a uleiului conține o vâscozitate care ia în considerare interacțiunea componentelor din interiorul sistemului de ulei:
unde este vâscozitatea uleiului.
În această ecuație, capacitatea unei roci de a curge lichide și gaze se caracterizează printr-un coeficient de proporționalitate k (1.7), numit coeficientul de permeabilitate (kpr).
Dimensiunea coeficientului de permeabilitate (sistemul SI) rezultă din relația: