Файл: Методические указания к практическим работам для студентов направления 21. 03. 01.docx

Установление зависимости между остаточной водонасыщенностью и капиллярным давлением представляет значительный интерес для характеристики коллекторских свойств породы. Она позволяет косвенным путем приближенно оценить содержание остаточной (связанной) воды в нефтеносной породе, а также выяснить размеры пор (точнее радиусы менисков) и их объемное участие (в общем объеме пор), что расширяет и дополняет знание о поровой структуре породы

Используя метод полупроницаемых мембран, можно определить объем вытесненной воды из образца породы при различных значениях капиллярного давления. По результатам эксперимента необходимо заполнить таблицу 7.
Таблица 7

Результаты эксперимента

N	Капилярное давление, Рк, мм.рт.ст.	Показания бюретки, V, см3	Объем вытесненной из образца воды		Объем оставшейся в образце воды			Размеры радиусов пор, мкм
			см3	% от объема пор	см3	% от объема пор
1	10	4
2	20	4
3	30	3,98
4	40	3,93
5	50	3,88
6	60	3,75
7	70	3,65
8	80	3,35
9	100	3,08
10	120	3
11	140	2,96
12	160	2,89
13	180	2,85
14	200	2,83
15	230	2,8
16	260	2,78
17	290	2,75
18	330	2,73
19	360	2,71
20	390	2,71

---

Заполнение 4 графы таблицы: количество воды, вытесняемой из образца, получается вычитанием последующего значения из предыдущего (3 графа).

Заполнение 5 графы таблицы: принимая первоначальное количество воды Vо, поглощенной порами образца, равным объему открытых пор (расчет через открытую пористость), за 100% подсчитываем процентное содержание воды, соответствующее каждому значению 4 графы.

Заполнение 6 графы таблицы: количество оставшейся в образце воды получается последовательным вычитанием из первоначального количества поглощенной воды, каждого значения 4 графы.

Заполнение 7 графы таблицы: выводится процентное содержание для каждого значения шестой графы.

Заполнение 8 графы таблицы: радиусы менисков, условно отождествленные с радиусами пор, определяются по формуле Лапласа:

(33),

где σ – поверхностное натяжение воды на границе с воздухом, 72,06 10^-3 Н/м ; θ– краевой угол избирательного смачивания, град (θ= 0 град); Рк – капиллярное давление, Па.

Далее для построения графика зависимости остаточной водонасыщенности от капиллярного давления (рис.13) необходимо использовать значения второй графы таблицы , откладывая их на оси ординат, и значения седьмой графы, откладывая их на оси абсцисс.



Рис.13 График зависимости остаточной водонасыщенности от капиллярного давления

Минимальная остаточная водонасыщенность (Sост), от общего объема, характеризует содержание связанной (реликтовой) воды в данном образце.

Задача 10. Обработать данные, полученные в результате метода полупроницаемых мембран. Оценить минимальную остаточную водонасыщенность и построить кривую распределения пор по их размерам для исследуемого образца. Характеристика исследуемого образца: длина образца L=5 см; диаметр образца d=3 см. Открытую пористость образца взять из условий задачи 9. Исходные данные по давлениям и объему жидкости в бюретке приведены в таблице 8.


Таблица 8

Исходные данные для задачи10.

№	Капилярное давление, Рк, мм.рт.ст.	Показания бюретки, V, см3
1	10	4,00
2	20	4,00
3	30	3,98
4	40	3,93
5	50	3,88
6	60	3,75
7	70	3,65
8	80	3,35
9	100	3,08
10	120	3,00
11	140	2,96
12	160	2,89
13	180	2,85
14	200	2,83
15	230	2,80
16	260	2,78
17	290	2,75
18	330	2,73
19	360	2,71
20	390	2,71

---

В результате расчетов необходимо заполнить таблицу

---

ТЕРМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Термические свойства горных пород характеризуются теплоемкостью С, коэффициентом теплопроводности λ. или удельного теплового сопротивления ε (величина обратная λ и коэффициентом температуропроводности а.

Установлено, что с увеличением пористости, влажности и температуры теплоемкость пород возрастает. Зависит она также от минералогического состава, от количества и состава солей, которые растворены в воде, содержащейся в породе. Однако пределы изменения теплоемкости пород невелики: для горных пород, слагающих нефтяные залежи, она не выходит за пределы 0,63 - 1,0 кДж/(кг-град.) (0,15 - 0,24 ккал/(кг-град.).

Теплоёмкость насыщенных флюидами пористых горных пород, вычисляется по формуле:

Коэффициент теплопроводности возрастает с увеличением плотности пород и их влажности. С ростом пористости пород теплопроводность их уменьшается. При свободном движении вод, способствующем дополнительному переносу тепла, коэффициент теплопроводности пород возрастает с увеличением проницаемости.

С увеличением нефтенасыщенности пород коэффициент теплопроводности также уменьшается. Он мало зависит от минерализации пластовых вод.

Породам также присуща анизотропия тепловых свойств - в направлении напластования теплопроводность выше, чем в направлении, перпендикулярном напластованию.

Рост газонасыщенности пород, так же, как и уменьшение влажности, сопровождается уменьшением теплопроводности.

Зависимость коэффициента температуропроводности от других термических свойств пород определяется соотношением:



где а — коэффициент температуропроводности в м ²/с; λ - коэффициент теплопроводности в Вт/(м-град.); С - удельная массовая теплоемкость в Дж/(кг-град.); ρ - плотность породы в кг/м³.

Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низка, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод. Вдоль

---

напластования температуропроводность пород выше, чем поперек напластования.
Задача 11. На основании данных из задачи 9, рассчитайте теплоемкость насыщенной флюидами горной породы. Удельную теплоекость воды примите равной 4200 Дж/кг·ºС, скелета горной породы – 840+n·5 Дж/кг·ºС (n – номер варианта)

ПОСТРОЕНИЕ ПАСПОРТА ПРОЧНОСТИ ГОРНОЙ ПОРОДЫ ПО МЕТОДУ КРУГОВ МОРА

Механические свойства характеризуют поведение пород при воздействии силовых нагрузок. К базовым (основным) механическим свойствам горных пород относятся модуль продольной упругости (модуль Юнга) Е, коэффициент относительных поперечных деформаций (коэффициент Пуассона), пределы прочности при сжатии σсж и растяжении σр.

Под пределом прочности понимают предельное напряжение, при котором образец горной породы разрушается:

(36)

где Р – разрушающая нагрузка, МН; F – площадь поперечного сечения образца, на которую действует приложенная нагрузка, м2 .

Прочность на растяжение значительно ниже прочности на сжатие. Предел прочности на сжатие в 5–8, а иногда и в 10–40 раз выше предела прочности на растяжение.

В связи с наличием трещиноватости, прочность массива горных пород обычно меньше, чем отдельного слагающего этот массив структурного блока. С увеличением степени трещиноватости прочностные характеристики массива пород уменьшаются, а деформационные увеличиваются. Для получения прочности характеристик массива через прочность образцов в расчеты вводят коэффициент структурного ослабления Кс (отношение прочности породы в массиве к прочности в структурном блоке). Значение Кс можно ориентировочно принимать в зависимости от степени трещиноватости.

Таблица 9

Расстояние между поверхностями ослабления породы

Среднее расстояние между поверхностями ослабления породы, м	Коэффициент структурного ослабления, Кс
более 1,5	0,9
от 1,5 до 1	0,8
от 1 до 0,5	0,6
от 0,5 до 0,1	0,4
менее 0,1	0,2

---