Файл: Удельная поверхность горных пород и методы её определения.rtf

горная порода коллектор нефть

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти - те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Наряду с коэффициентом полной пористости введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора.

Коэффициентом открытой пористости mз принято называть отношение объема открытых, сообщающихся порк объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора Пст характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Пст определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой остаточной водой.

В зависимости от перепадов давления, сущ. в пористой среде, свойств жидкостей и характера пов. пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удержанная жидкость и т.д.) не движется в порах. Динамическая полезная емкость коллектора Пдин характеризует относ объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.

---

3. Методы измерения пористости горных пород

Из определения понятия коэффициента полной пористости вытекают следующие соотношения, которые используются для его измерения:
(1.3)
где Vобр и Vзер-объемы образца и зерен.

Учитывая, что масса образца равна массе слагающих его зерен, формулу (1.3) можно представить в виде
(1.4)
Здесь ρобр и ρзер - плотности образца и зерен.

Из формул (1.3) и (1.4) следует, что для определения коэффициента пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Существует много методов определения плотности образца и зерен и соответственно имеется множество способов оценки коэффициента пористости горных пород.

Для определения объема образца часто пользуются, по И.А. Преображенскому, методом взвешивания насыщенной жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и в воздухе (при этом для расчета объема образца используется закон Архимеда). Объем породы можно найти по объему вытесненной жидкости при погружении в нее образца, насыщенного той же жидкостью.

Насыщения образца жидкостью можно избежать, если использовать метод парафинизации (метод Мельчера).

При этом способе образец породы перед взвешиванием в жидкости покрывается тонкой пленкой парафина, объем которого определяется по массе породы до и после парафинизации. Метод парафинизации трудоемок и не повышает точности определений.

Объем образца также определяют по его размерам, если придать ему правильные геометрические формы, а объем пор - по методу взвешивания. Объем пор при этом находится по разности давлений ∆р массы породы, насыщенной под вакуумом жидкостью, и массы сухого образца:

---

где ρж - плотность жидкости.

Следует учитывать, что методом насыщения и взвешиванием определяется не полная пористость, так как часть пор (замкнутых) не заполняется жидкостью, а так называемая пористость насыщения. Поэтому объем пор часто находят по объему зерен с помощью пикнометров и специальных приборов - жидкостных и газовых порозиметров. Порозиметрами пользуются также для нахождения открытой пористости.

Принцип действия газового порозиметра основан на законе Бойля-Мариотта: изменяя в системе объемы газа и давление, по полученным данным подсчитывают объем частиц и пористость.

В жидкостном порозиметре объем зерен или образца, предварительно насыщенного под вакуумом керосином, определяется по объему вытесненной жидкости (керосина) после помещения в камеру прибора твердого тела.

Пористость образца можно представить в виде отношения площади пор к площади всего образца в каком-либо сечении. В этом случае пористость оценивается с помощью методов, основанных на измерении площадей под микроскопом или определении соотношения этих площадей по фотографиям. Для контрастности при изучении степени взаимосвязанности пор последние иногда заполняются окрашенным воском или пластиками.

При выборе методов измерения пористости необходимо учитывать особенности и свойства коллектора. Для песков значения открытой и полной пористости практически одинаковы. В песчаниках и алевролитах, по данным А.А. Ханина, полная пористость может на 5-6 % превышать открытую. Наибольший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов. При оценке пористости пород газовых коллекторов, сложенных алевролитами и песчано-алевролитовыми отложениями, открытую пористость следует измерять газометрическим способом с помощью газовых порозиметров. Пористость их оказывается существенно большей, чем при насыщении этих пород керосином. Газометрический способ следует также применять для измерения пористости пород, разрушающихся при насыщении керосином, а также образцов с низкой пористостью (менее 5%), так как в последнем случае объем пленки керосина, покрывающего образец, становится сравнимым с объемом пор, что сильно искажает результаты определений. Пористость пород нефтяных и газовых коллекторов может изменяться в широких пределах - от нескольких процентов до 52%. В большинстве случаев она составляет 15-20%.

---

Пример. Определение открытой пористости по И.А. Преображенскому. Взвешивают сухой и насыщенный керосином под вакуумом образец в воздухе и образец, насыщенный керосином, - в керосине.

Пусть P1 - масса сухого образца в воздухе; Р2 - масса образца с керосином в воздухе; Рк - масса насыщенного керосином образца, помещенного в керосин; рн - плотность керосина. Тогда объем пор в образце

а объем образца

Коэффициент открытой пористости образца
(1.5)
Динамическую полезную емкость Пдин коллектора (динамическую пористость) можно определить по результатам специальных опытов по вытеснению из кернов нефти водой или газом (или газа водой в случае имитации газовых коллекторов). При вытеснении нефти водой

где m0 - коэффициент открытой пористости; αк и αн - конечный и начальный коэффициенты водонасыщенности керна; Vnop - объем пор в объеме Vобр образца породы.

При вытеснении газа водой

где Vобр - остаточная газонасыщенность породы.

Опыт по вытеснению "нефти или газа из керна проводится на специальных приборах (капиллярных установках с полупроницаемой перегородкой). Значение

---

αн определяется по результатам анализа керна, отобранного при бурении пласта раствором на нефтяной основе, αк и βог находят путем экстрагирования образцов после опыта в приборе ЛП-4.

---