Взаємодія фаз системи “вода–газ” у гірських породах та формування покладів природного газу

Abstract

Розглянуто три стани насиченості рідиною порового простору гірських порід залежно від відносних фазових проникностей води та газу, коли відносна фазова проникність води дорівнює нулю, відносні фазові проникності води та газу рівні між собою, відносна фазова проникність газу дорівнює нулю. На основі цього складено схему взаємовпливу та взаємодії окремих фаз у поровому просторі зцементованих псамітових порід (пісковиків). Систему “вода–газ” розглядаємо як термодинамічну, яка прагне до рівноваги. Вона може мати декілька рівноважних станів (4 статичні та 2 динамічні). Найбільш стабільним є стан, за якого відносні фазові проникності води та газу рівні між собою, а їхня сумарна проникність мінімальна. Запропоновано формулу для розрахунку водонасиченості, яка відповідає рівноважному насиченню водою та газом. Відносну рівноважну фазову проникність також визначають залишковою водонасиченістю. З її збільшенням, закономірно, за лінійною залежністю, точка рівноваги зміщується до області більшої водонасиченості та меншої відносної фазової проникності. За великих значень природної вологості (водонасиченість – понад 50 %) здатність пласта бути колектором визначають співвідношенням зв’язаної та вільної води.

Three states of saturation of rocks pore space by liquid have been considered depending on relative phase permeabilities of water and gas. They are: relative phase water permeability is equal to zero, relative phase water permeability and relative phase gas permeability are equal between themselves, relative phase gas permeability is equal to 0. On the basis of these conditions the scheme was drawn up of the influence and interaction of separate phases in pore space of consolidated psammitic rocks (sandstones). The existence model of system “water–gas” in a rocks massif was offered. The system “water–gas” is considered as thermodynamic system which aspires to the equilibrium. This system can have a few equilibrium states (4 static and 2 dynamic). Most stable is a condition which relative phase water permeability and relative phase gas permeability are equal at, and their total permeability is minimum. Degree of saturation, at which this state comes, is determined by a bounded water content (residual water saturation). Formula is proposed for the calculation of water saturation at equilibrium saturation by water and gas. The equilibrium water saturation calculation values coincide with empiric values of other researchers. Relative equilibrium phase permeabilities also were determined by residual water saturation. With its increase, appropriately, on linear dependence, a point of equilibrium is displaced to the zone of greater water saturation and less relative phase permeabilities. From 55 % – for the rocks of not containing bounded water and by phase permeabilities about 16 %, to 90 % at screening horizons with zero permeability. The condition of gas deposit existence is a gas saturation 50 % and more under the conform pressure. At the large values of natural humidity (water saturation more than 50 %), ability of geological horizon to be a reservoir is determined by ratio of bounded and free water. A gas deposit in a rock massif can be formed if the bounded water content (residual water saturation) does not exceed 50 %.