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 Vпор—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 Vп—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.
Vп=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 Vзер то выражение (14) можно представить в виде:
(18)
или, выражая V0 и Vзер 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; ρк—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! |
Мы поможем в написании ваших работ!