ПРЕДЕЛЫ ИЗМЕНЕНИЯ ОБЩЕЙ ПОРИСТОСТИ НЕКОТОРЫХ ГОРНЫХ ПОРОД

ГЛАВА II

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА

В нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ, так же как и пластовые воды, занимают пустоты (поры), а также трещи­на и каверны в горных породах. Отдельно взятые поры между отдельными зернами в породах весьма малы, но в сумме образу­ет огромный объем, доходящий иногда до 50% общего объема всей породы.

Все горные породы, составляющие земную кору, имеют пустоты между частицами, т. е. обладают пористостью, но промышленные запасы нефти встречаются только в осадочных породах—в пес­ках, песчаниках, известняках, конгломератах, являющихся хоро­шими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы облада­ют проницаемостью, т. е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих от­дельные пустоты в породе между собой.

Глины являются также осадочными породами, но они непрони­цаемы для жидкостей и газов вследствие того, что пустоты в них г каналы, соединяющие эти пустоты, ничтожно малы. В мелких, субкапиллярных каналах (диаметром менее 0,0002 мм), которые присущи глинистым породам, жидкости и газы прочно удержи­ваются в неподвижном состоянии капиллярными силами (силами сцепления, силами прилипания), действующими в этих каналах.

В формировании нефтяных и газовых месторождений глины играют роль непроницаемых перекрытий, между которыми залега­ют в виде пластов проницаемые породы, заполненные нефтью, га­зом или водой. Если бы не было глинистых пород, подстилающих л перекрывающих проницаемые породы, то нефть и газ, имеющие­ся в недрах земли, рассеялись бы по всей толще земной коры и вы­ходили на поверхность.

Основные физико-механические свойства коллекторов нефти и газа: пористость, гранулометрический (механический) состав, проницаемость, удельная поверхность, механические свойства. Эти свойства горных пород необходимо знать для решения задач ра­циональной разработки и эксплуатации нефтяных и газовых ме­сторождений.

ПОРИСТОСТЬ

Под пористостью горных пород понимается совокупность в ней пустот (пор)—вместилищ для воды, нефти и газов, содержащих­ся в недрах залежи.

Различают общую или абсолютную полную и открытую (взаи­мосвязанную) пористость.

Коэффициент общей пористости

                                                                                                                                       (14)

где V_пор—общий объем всех пустот породы, включая поры, ка­верны, трещины, связанные и не связанные между собой; V₀— объем породы.

Иногда пористость породы выражают в процентах, т. е.

                                                                                                                              (15)

Коэффициент общей пористости используется при оценке аб­солютных запасов нефти в пласте, а также для сравнения раз­личных пластов или участков одного и того же пласта.

Не всегда все пустоты в породе связаны между собой. Часто пустоты какой-либо части пласта бывают изолированы от других пустот. Насыщающие пористый пласт жидкость или газ могут дви­гаться только по сообщающимся друг с другом пустотам. Поэтому наряду с общей пористостью для характеристики нефтесодержащих пород вводят понятие коэффициента открытой пористости, или отношение объема открытых сообщающихся пор к объему об­разца породы.

Если геометрический объем блока породы умножить на коэф­фициент ее общей пористости, то определится статическая полез­ная емкость коллектора:

                                                                                                                                        (16)

где V_п—емкость породы, м³; F—площадь блока породы, м²; h—средняя мощность блока породы, м; m—коэффициент общей пористости.

При объеме блока породы, равном 1 м³ (F=1 м², h==1 м), удельная объемная емкость породы численно равна коэффициен­ту пористости, т. е.

V_п=m.                                                                                                                                               (17)

При перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пла­стах, часть жидкости (например, неподвижные пленки на поверх­ности породы, капли нефти и воды, удерживаемые капиллярными силами в местах контакта зерен и в сужениях каналов, и т. п.) не движется в порах. Для учета этих явлений введено понятие коэффициента динамической полезной емкости коллектора, харак­теризующий относительный объем пор и пустот, через которые возможна фильтрация нефти и газа в пластовых условиях.

Если объем частиц или зерен, составляющих породу, обозна­чить через V_зер то выражение (14) можно представить в виде:

                                                                                                                  (18)

или, выражая V₀ и V_зер через плотности породы и зерен, получим

                                                                                                                                    (19)

Методы определения пористости горных пород основаны на приведенных выше формулах.

Например, метод определения полной пористости, по А. И. Пре­ображенскому, заключается в следующем. Вначале взвешивают сухой и насыщенный керосином под вакуумом образец породы в воздухе и образец, насыщенный керосином в керосине. Пусть М₁— масса сухого образца породы в воздухе; М₂—масса образца по­роды с керосином в воздухе; М₃—масса насыщенного керосином образца породы, помещенного в керосин; ρ_к—плотность керосина.

Тогда объем пор в образце

                                                                                                                           (20)

а объем образца

                                                                                                                           (21)

Полная пористость образца

                                                                                                                   (22)

Значение коэффициента пористости в основном зависит от размера и формы зерен, степени их неоднородности и уплотнения. Для идеальных условий, т. е. для породы, состоящей из отсортирован­ных и однородных по размерам сферических зерен, коэффициент пористости не зависит от размеров зерен, а определяется только к взаимным расположением и может изменяться от 26 до 48%.

В естественном песчаном грунте форма и размеры песчинок неодинаковы. В природных условиях пески состоят из зерен не­правильной формы и самых разнообразных размеров. Уплотнение песчинок в грунте также может быть различным. Все это ведет к тому, что пористость естественного песчаного грунта в большинстве случаев значительно меньше пористости фиктивного грунта, т. е. грунта, составленного из шарообразных частиц одинакового размера.

В песчаниках, известняках и других сцементированных горных породах пористость еще меньше, чем в песчаных грунтах, из-за заполнения пор различными цементирующими веществами.

Наибольшей пористостью в естественных условиях обладают осадочные несцементированные или слабосцементированные породы—пески и глины. При этом пористость увеличивается с уменьшением зерен, составляющих породу, в отличие от фиктивного грунта, где пористость не зависит от размеров шариков (зерен). Это увеличение пористости вызывается тем, что форма зерен с уменьшением их размера становится обычно более неправильной; при неправильной форме укладка зерен менее плотная и пористость увеличивается.

ТАБЛИЦА 3

ПРЕДЕЛЫ ИЗМЕНЕНИЯ ОБЩЕЙ ПОРИСТОСТИ НЕКОТОРЫХ ГОРНЫХ ПОРОД

Порода	Пористость, %
Глинистые сланцы Глина Песок Песчаники Известняки и доломиты	0,54—1,4 6—50 6—52 3,5—29 0,5–33

В зависимости от влияния многих факторов пористость изме­няется в широких пределах (табл. 3).

С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под давлением вышележа­щих пород. Наиболее неравномерна пористость карбонатных по­род, в которых наряду с крупными трещинами, кавернами и пу­стотами имеются плотные блоки, практически лишенные пор.

Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обыч­но следующая (в %):

Пески ……………………………. 20-25

Песчаники ………………………..10—30

Карбонатные породы ……………10—25

Имеются месторождения в карбонатных коллекторах, поровое пространство которых состоит в основном из трещин. Пористость (коэффициент трещиноватости) таких коллекторов оценивается долями и единицами процентов. Однако зачастую из них получа­ют большие промышленные притоки нефти.

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИИ (МЕХАНИЧЕСКИЙ) СОСТАВ

Под гранулометрическим составом горной породы понимается количественное содержание в ней разных по размеру зерен, со­ставляющих данную породу.

Гранулометрический состав породы обычно выражают как про­центное содержание отдельных фракций (по размеру зерен) в образце породы.

Для сцементированных пород (песчаников) размер отдельных зерен определяют после предварительного разрушения породы.

Исследования показывают, что от гранулометрического состава породы зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная площадь поверхности, капиллярные свойства и т. д. Так как размеры частиц песков обусловливают общую пло­щадь их поверхности, контактирующей с нефтью, от грануломет­рического состава пород зависит количество нефти, которое остается в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песиков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений подбирают фильтры для забоев нефтяных скважин, предотвращающие поступ­ление песка в скважину.

В практике выделяют следующие фракции механического со­става породы по диаметру зерен: галька и щебень—более 1 см; гравий—от 1 см до 2 мм; грубый песок—от 2 до 1 мм; крупный песок—от 1 до 0,5 мм; средний песок—от 0,5 до 0,25 мм; мелкий песок—от 0,25 до 0,1 мм; крупный алеврит—от 0,1 до 0,05 мм; мелкий алеврит—от 0,05 до 0,01 мм; глинистые частицы—менее 0,01 мм.

Исследования показали, что размер зерен большинства нефтесодержащих пород колеблется от 0,01 до 0,1 мм.

Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовый анализ применяется для рассева Фракций песка размером от 0,05 мм и больше. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации.

При проведении ситового анализа в лабораторных условиях обычно пользуются наборов проволочные или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053, 0,074, 0,105, 0,149, в,210, 0,297, 0,42, 0,5, 0,84, 1,68 и 3,36 мм. Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наибольшими размерами отверстий. В него насыпают навеску породы (50 г) и просеивают в течение 15 мин. После этого взвешивают породу, оставшуюся на каждом сите, и результаты анализа записывают в таблицу.

Методы седиментационного разделения частиц по фракциям основаны на различной скорости осаждения зерен разного раз­мера в вязкой жидкости.

По результатам определения механического состава пород строят кривые суммарного состава и распределения зерен песка но размерам. В первом случае на полулогарифмической бумаге (рис. 7) по оси ординат откладывают нарастающие (суммарные) массовые доли частиц в процентах, а по оси абсцисс—логарифмы диаметров частиц. При построении графика распределения зерен песка по размерам по оси абсцисс откладывают диаметры частиц, а по оси ординат—массовые доли в процентах каждой фракции в исследуемой породе.

На кривой механического состава (см. рис. 7) отмечаются три характерные точки: точка 1 соответствует размеру отверстия сита, на котором задерживается 10% более крупных фракций; течка 2-60%-ной суммарной массовой доли частиц, включая все более мелкие фракции; точка 3— 10%-ной суммарной массовой доле частиц вместе со всеми более мелким и фракциями.  

Неоднородность пород по механическому составу характеризуется коэффициентом неоднородности—отношением диаметра частиц фракции, которая составляет со всеми более мелкими фракциями 60% по массе от всей массы песка к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% по массе от всей массы песка, т. е. отношение диаметров частиц в точках 2 и 3 (d₆₀/d₁₀).

Рис. 7. Кривая суммарного механического состава пес­ка

Рис. 8. Кривая распределения зерен песка по размерам

Для совершенно однородного песка, все зерна которого равны между собой, кривая суммарного состава выразится вертикаль­ной прямой линией, а коэффициент неоднородности

Коэффициент неоднородности пород нефтяных месторождении колеблется в пределах 1,1—20.

Данный песок (см. рис. 7) следует отнести к однородному, так как его коэффициент неоднородности

Такой же вывод можно сделать и из графика распределения зерен песка по размерам (рис. 8): кривая в узких пределах диа­метров частиц 0,074—0,15 мм имеет резко выраженный максимум, соответствующий более 70%-ой доле от общей массы песка.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Проницаемостью горных пород называют их свойство пропу­скать сквозь себя жидкость и газы. Абсолютно непроницаемых горных пород в природе нет. При соответствующем давлении мож­но продавить жидкость и газы через любую горную породу. Од­нако при существующих в нефтяных и газовых пластах перепадах давления многие породы оказываются практически непроницаемы­ми для жидкостей и газов. Все зависит от размеров пор и поровых каналов в горной породе.

Проницаемость породы для жидкостей и газов будет тем мень­ше, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры в породе.

Поровые каналы в природе условно делятся на три категории: сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

Сверхкапиллярные каналы имеют диаметр больше 0,5 мм. Жидкость движется в них, подчиняясь общим законам гид­равлики. Эти каналы имеются в горных породах с круглой фор­мой зерен, например в гравийных породах.

Капиллярные каналы имеют диаметр от 0,5 до 0,0002 мм. При движении в них жидкости проявляются поверхностные силы возникающие на поверхности тел; поверхностное натяжение, ка­пиллярные силы, силы прилипания и сцепления и т. п. Эти силы создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте, т. е. препятствуют движению, поэтому непрерывное дви­жение в таких каналах возможно только под действием добавоч­ных сил, достаточных для преодоления поверхностных сил.

Субкапиллярные каналы имеют диаметр меньше 0,0002 мм. Поверхностные силы в таких микроскопических кана­лах настолько велики, что обычно имеющиеся в пластовых усло­виях движущие силы не в состоянии преодолеть их, поэтому дви­жения жидкости в субкапиллярных каналах практически не про­исходит.

Жидкость насыщает породу, имеющую субкапиллярную струк­туру, и переходит в связанное с породой состояние, после чего дви­жение ее прекращается.

Породы нефтяных и газовых залежей в основном имеют капил­лярные каналы. Поэтому при движении нефти и газа в пласте дей­ствуют силы, препятствующие этому движению.

Непроницаемые перекрытия нефтяных и газовых пластов, обычно состоящие из глинистых пород, имеют субкапиллярные по­ры и каналы, и движения жидкости в них не происходит.

Прямой зависимости между пористостью и проницаемостью горных пород нет. Глины, например, могут иметь высокую абсо­лютную пористость, достигающую 40—50%, однако субкапилляр­ные поровые каналы делают их непроницаемыми. Песчаники и известняки часто имеют пористость, не превышающую 8—15%, но отличаются высокой проницаемостью, так как структура поро-1юго пространства у них характеризуется развитием капиллярных и сверхкапиллярных перовых каналов.

Для количественного определения проницаемости горных по­род пользуются линейным законом фильтрации Дарси (по имени открывшего его ученого), по которому скорость фильтрации жид­кости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна ее вязкости:

                                                                                                                                (23)

где υ—скорость линейной фильтрации; Q—объемный расход жидкости через породу за 1 с; F— площадь фильтрации; k—ко­эффициент пропорциональности, называемый иначе коэффициен­том проницаемости породы; μ—динамическая вязкость жидкости; Δp—перепад давления на длине образца породы; L—длина пу­ти, на котором происходит фильтрация жидкости.

---

Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 2164; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!