Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 167
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Каолинит - слоистый глинистый минерал, монтмориллонит - с раздвигающейся решеткой. Результаты анализа глинистой составляющей образцов порол приведены в таблице 3.
Глинистость — свойство пород содержать частицы с дэф <0.01 мм. Это обломки глинистых минералов каолинита, гидрослюды (иллита), монтмориллонита. Размеры частиц, адсорбционные свойства, способность к набуханию неодинаковы. Частицы монтмориллонитов имеют самые значительные дисперсность и способность адсорбционную и к набуханию. Свойство содержать совокупность глинистых частиц, заполняющих пространство между более крупными зернами, называют рассеянной глинистостью. Свойство пород иметь в своем составе тонкие прослои глин - слоистая глинистость.
Отношение массы сухих глинистых частиц к общей массе сухого вещества называют удельной объемной(массовой) глинистостью. Правильнее оценивать Кгл как отношение содержания набухающей глинистой компоненты ко всей влажной породе. Степень заполнения пространства между зернами характеризуется относительной глинистостью n гл и коэффициентом заполнения К зап.гл. Относительная глинистость n гл - это отношение объема Vс.гл сухого глинистого компонента к сумме объема пор породы и Vс.гл сухого глинистого компонента.
Поровый состав несцементированных пород зависит от их гранулометрического состава. В сцементированных породах поровый состав обусловлен содержанием це-мента карбонат кальция, окислы и т.д., возрастает доля мелких пор. Поровый состав изучают способами капиллярного вдавливания ртути, вытеснения воды, электрономикроскопическими и другими. В результате получают программы, которые служат для расчета медианного, среднего, модального эффективного диаметра (радиуса) пор,
Порометрические характеристики хорошего коллектора сКп=21.8% и ухудшенного коллектора с Кп=17.3% приведены в приложениях 1 и 2.
Поверхность порового пространства - поверхность, отделяющая твердую фазу от всех остальных. Свойство пород иметь ратную поверхность порового пространства уценивается удельной поверхностью - объемной Sv и массовой Sm.
Sv=Snopvc/Vc (Vc - объем породы); Sm=S порте/А& (Мс -масса породы)
Удельная поверхность уменьшается с увеличением зерен и снижением глинистости. Однако значения S определяются в основном глинистостью, возрастают с увеличением остаточного водонасыщения.
Влажность, влагоемкость.
Содержание воды в горных породах определяется их влажностью. Способность пород удерживать влажность называют влагоемкостью. Различают капиллярную, подвешенную, гигроскопическую влагоемкости. Полная влагоемкость - свойство пород удерживать разный максимально возможный объем Vb воды на определенный объем Vc сухой породы. У набухающих пород объем воды превышает Упор сухой породы, это объясняется проникновением воды между пакетами кристаллической решетки не которых минералов, например монтмориллонита.
Пористость.
-
Пористость общая — учитывает объем всех пор. -
Пористость эффективная - максимальный объем пор, в которых может находиться вода, нефть, газ. Упор эф.= Vnop.o — V во, где V во — объем связанной воды, учитывает только поры, сообщающиеся между собой. Коэффициент остаточного водо- насышеиия можно оценить методом центрифугировали или по данным капиллярного давления. Кво возрастает с уменьшением диаметра пор, с увеличением относительной глинистости, удельной поверхности, емкости обмена. -
Пористость динамическая - это тот объем V пор.д пор, который занимает в поровом пространстве коллекторов или образцов пород фильтрующаяся под определен-ным градиентом давления жидкость. Эта пористость у водонасыщенных пород обычно определяется по разности между объемом V пор.о открытых пор и объемом остаточ-ной воды, присутствующей в порах породы при фильтрации через нее жидкости под градиентом давления, т.е. часть рыхлосвязанной и свободной воды может не фильтроваться..
Свойство пород иметь неодинаковый объем различных видов пор или влаги на
определенный объем сухой породы характеризуется рядом величин, которые называются коэффициентами пористости или влагоемкости, и связаны между собой коэффициентами пропорциональности и соответственно называются коэффициентами общей пористости
Vnop.o=Kn.o *Vc Упор.з=Кп.з *Vc
Упор.эф=Кп.эф *Vc VnopjHKna *Vc
Кп, открытой Кпо, закрытой Кпз, эффективной Кпэф, динамической
Кпд. Vnop=Kn *Vc
В таблице 4 приведены результаты определения коллекторских свойств пород, взятых из пласта БВ1 с указанием интервала отбора керна и места взятия образца. На приложении 5 приведен график зависимости Кпо от Кп.эф.
Проницаемость пород — свойство пород пропускать через себя жидкость, газ при наличии перепада давления. Породы проводят за единицу времени тем большее количество Q сухого газа или однородной однокомпонентной жидкости, чем значительнее их сечение F, действующий градиент давления Др/1 (1 - длина объема породы) и меньше вязкость фильтрующего вещества. Расход газа в разных породах неодинаков, что определяет коэффициент пропорциональности в соотношении:
Q=Knp* Др F/ р 1
Проницаемость в 1 Д имеет образец породы сечением 1 см2ллиной 1 смири градиенте давления в 0.1 Мпа и вязкости фильтрующейся жидкости 1сПз; 1 Д=10-12 м2=1мкм2, а1 мД=1фм2. Коэффициент Кпр абсолютной проницаемости пород по воде ниже, чем по газу, так как известная доля порового пространства влажных пород занята прочно- и рыхлосвязанной водой, водой тупиковых и очень тонких капилляров с меньшей, чем у свободной воды, или вовсе отсутствующей подвижностью.
Различают абсолютную (физическую) и эффективные проницаемости.
1.Абсолютная проницаемость - проницаемость породы по отношению к сухому газу или однокомпонентной жидкости. Абс. Кпр увеличивается с ростом квадрата среднего радиуса капилляров; достаточно тесные связи прослеживаются между Кпр и Кп,
Sv; обратные связи между Кпр и Кво.
2.Эффективная проницаемость - это способность пород проводить какой-то определенный из компонентов фильтрующихся через него смесей и характеризуются соответственно коэффициентами для газа, нефти, воды, которые являются коэффициентами пропорциональности в уравнениях
Q=Knp* Др F/ р 1 Др/1 Др/1 Др/1
Qr=Knpr* - F QB=KnpB* - F F ()н=кпрн* - F
Эти коэффициенты названы коэффициентами относительной проницаемости
кпр.г=Кпр.г*кпр кпр.в=Кпр.в*кпр кпр.н=Кпр.н*кпр
При Кв 20-50% , Кпрв=0 (кпрв=0). Это объясняется тем, что до водонасыщения 20% у относительно хорошо отсортированных и крупнозернистых пород и до Кв=50% у их плохо отсортированных и мелкозернистых разностей вода удерживается в мелких и тупиковых порах в местах контактов зерен и не участвует в фильтрации. С возрастанием водонасыщения вода начинает фильтроваться и Кпр.в увеличивается до 70-90% при Кв=97-98%. Таким образом, значение коэффициента водонасыщения при котором начинается заметная фильтрация воды, зависит от структуры порового пространства пород. Зависит оно и от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости. Щелочная вода способствует отделению пленок нефти от породы, поэтому относительные проницаемости на всем интервале водонасыщения оказываются большими как для нефти, так и для воды.
Значения Кпр.н и Кпр.г близки к нулю при Кв>75-90%.Они возрастают с уменьшением Кв, достигая 70% (по нефти) и 87-97% (по газу) при Кв=20-30%.. Значение относительной проницаемости для нефти и газа определяется также структурой порового пространства и природой водного и неводного компонентов неоднородной жидкости. В зависимости от степени водонасыщения возможен двух- и однофазный поток. При фильтрации неоднофазных притоков расходы жидкости зависят также от вязкости компонента. Q=Knp* Ар F/ р 1
Графики изменения относительных фазовых проницаемостей для образцов различной пористости и проницаемости приведены в приложениях Зи 4.
Насыщенность пород.
1. Электропроводность - свойство пород проводить ток, электросопротивление - препятствовать его прохождению. Удельное электросопротивление - величина, определяющая различную способность неодинаковых пород препятствовать прохождению то-ка,
R=U/I. УЭС нефти очень велико, до 10л14 Омм, а для поровых вод его значение очень сильно изменяются в зависимости от минерализации, температуры и в меньшей степени от состава вод. При одинаковой концентрации нормальные растворы NaCL, KCL,CaCL 2 и MgCL2 имеют близкие УЭС. Обычно УЭС воды рассчитывают по минерализации с учетом температуры.
2. Удельное электросопротивление пород рвп определяется характеристиками
твердой и жидкой фазы. Для оценки рвп используют результаты исследований средних значений, полученных на матричных и статистических моделях двухкомпонентных сред при резко различных УЭС компонент. В максимально влажных чистых осадочных породах рвп пропорционально рв насыщающей их природной воды (заполняющий компонент): рвп=Рп* рв, где Рп= рвп/ рв , названный параметром пористости. У рассматриваемых пород значения Рп определяются главным образом содержанием заполняющего компонента (воды), которое характеризуется коэффициентом Кп пористости или wn полной влагоемкости. С ростом Кп (или wn) значения Рп должны изменяться по гиперболическиму закону, вначале резко падать, а затем при уменьшении Кп (или wn) скорость их уменьшения замедляется. Параметр Рп является функцией извилистости поровых каналов.
Глинистые породы представляются как трехкомпонентные агрегаты, третий компонент - влажная глина, ее УЭС зависит от минерализации воды. Отсюда следует непостоянство значений параметра пористости Рп.гл= рвп.гл/ рв глинистых пород, однако пропорциональность между значениями рвп.гл и рв сохраняется. Так как любые отложения пород неоднородны по составу и структуре составляющих их разностей, то можно для ряда разных объемных отношений твердой и жидкой фазв образцах получить по несколько значений Рп и рвп при неодинаковых их структурных характеристиках, а затем построить серии зависимостей, например Pn=f(Kn). Графики должны строиться с учетом Кгл, по классам пород. Если породы насыщены слабоминерализованным раствором, то при Kn=const с ростом их межфазной поверхности наблюдается снижение рвп . При увеличении глинистости также замедляется возрастание рвп. В связи с этим наблюдается уменьшение параметра Рп с ростом рв. Это приводит к тому, что графики