ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 152
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
рис. 1.2.3. Для определения коэффициента неоднородности по Газену на этой кривой отмечают на оси ординат точки, соответствующие 60%-му и 10%-му суммарному содержанию частиц и определяют соответствующие им на оси абсцисс диаметры d60 и d10
Степень неоднородности породы (речь идет, разумеется, о терригенных коллекторах) характеризуется отношением:
(1.2.2)
Таким образом, коэффициент неоднородности горной породы по Газену определяется отношением диаметра частиц, составляющих со всеми частицами меньшего диаметра 60% от массы фракций, к диаметру частиц, составляющих со всеми частицами меньшего диаметра 10% от массы фракций. Очевидно, что чем больше коэффициент неоднородности, тем более разнородной по гранулометрическому составу является порода. Для однородного песка кривая суммарного состава выражается крутой линией, а для неоднородного - пологой. По кривой распределения зерен выявляют диапазон размеров фракций, которые в основном слагают породу. Коэффициенты неоднородности пород, слагающих нефтяные и газовые месторождения, обычно колеблются в пределах 1 ÷ 6.
Под карбонатностью горных пород подразумевается суммарное содержание в них солей угольной кислоты: соды Na2CO3, поташа K2CO3 , известняка CaCО3 , доломита MgCO3 . CaCO3 , сидерита FeCO3. Содержание этих солей в породах колеблется в широких пределах. Одни породы целиком состоят из карбонатов, другие не содержат их совсем или содержат в небольшом количестве в виде цементирующего материала.
Породы продуктивных пластов, содержащие значительное количество карбонатов, могут быть с успехом подвергнуты обработке соляной кислотой с целью увеличения проницаемости призабойной зоны скважины и интенсификации добычи нефти. Определение карбонатности горных пород основано на химическом разложении в них карбонатов и на учете углекислого газа, выделяющегося при их разложении.
Связанные с этим определением подсчеты ведутся по отношению к СаСО3, так как известняк составляет основную часть рассматриваемых карбонатов. При этом, как правило, воздействуют на карбонатную породу соляной кислотой, осуществляя химическую реакцию вида:
.
Исходя из этой формулы, можно определить карбонатность породы в процентах в пересчете на СаСО3, например, по найденному объему СО2 :
(2.3)
где К - содержание СаСО3 (карбонатов) в породе, %; V - найденный объем углекислого газа, в см3; Р - масса 1 см3 углекислого газа в мг при температуре и барометрическом давлении в момент отсчета, мг; а - масса исследуемого образца породы, г.
2 способ основан на весовом определении CO2 путём взвешивания остатков породы, освобождённой от CO2 под воздействием HCl.
3 способ основан на титровании раствора HCl при взаимодействии его с карбонатами. В результате титрования раствором NAOH в присутствии индикатора метилового оранжевого определяется количество HCL,израсходованное на разложение карбонатов.
Под удельной поверхностью горных пород понимают суммарную поверхность частиц, содержащихся в единице объема образца:
.
Следовательно, чем больше в породе мелких частиц, тем больше ее удельная поверхность. Согласно принятой классификации удельная поверхность породы, состоящей из: псефитов и псаммитов, не превышает 950 см2/см3; алевритов - от 950 до 2300 см2/см3; пелитов - более 2300 см2/см3.
Величиной удельной поверхности определяются многие свойства горной породы: проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т.п
В сцементированных породах удельная поверхность в первую очередь зависит от строения и характера распределения пустот, но некоторые из них могут оказаться изолированными от поверхности исследуемого образца и, следовательно, не будут участвовать при определении удельной поверхности. А других способов определения удельной поверхности, при наличии замкнутых пустот в пористой среде пока нет.
В слабо сцементированных и несцементированных породах основной способ определения удельной поверхности связан с вычислением суммарного объема, занимаемого в образце только твердыми частицами, для чего предварительно определяется объем пустот (что значительно легче, например, заполнив образец жидкостью). Тогда, зная гранулометрический состав керна, можно определить число песчинок, составляющих каждую фракцию, определить их средний диаметр и объем, а затем найти суммарную поверхность всех песчинок и удельную поверхность образца.
Для фиктивного грунта (состоящего из частиц шарообразной формы одного диаметра) площадь поверхности всех частиц
, где N – число частиц в объеме образца. Если учесть, что объем скелета в образце горной породы равен Vск = Vобр - Vпор, то N = Vск /V1. Здесь V1=4πr3/3 - объем одной частицы. Т.о., суммарную поверхность всех частиц можно найти из формулы:
,
а удельную поверхность как
. (1.3.1)
В действительности не все пустоты породы могут быть заполнены жидкостью, т. е. при определении объема пустот насыщением жидкостью часть пор внутри образца остается незаполненной (поры изолированы от поверхности образца). Кроме того, есть так называемые непроточные пустоты - это тупиковые и субкапиллярные поры. Поэтому удельную поверхность пород разделяют на 3 группы - полную, открытую, эффективную:
Полная удельная поверхность определяется для абсолютно всех пустот в породе.
Открытая удельная поверхность определяется для пустот, связанных с поверхностью образца, в т.ч. тупиковых и непроточных пор.
Эффективная удельная поверхность определяется только для проточных пор.
По происхождению пустоты в породах подразделяют на первичные и вторичные. Поры первичного происхождения образовались во время формирований самой породы. К ним относятся:
В понятие емкости пустот горных пород входят не только пустоты первичного происхождения, образовавшиеся в период осадконакопления и формирования породы, а и в результате дальнейших процессов: разломки и дробления породы, растворения, доломитизации и др.
К вторичным пустотам относятся:
По величине и сообщаемости поры условно подразделяют на:
По крупным порам движение жидкости происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. Капиллярные поры свойственны преимущественно песчаным коллекторам. В субкапиллярных порах преобладают молекулярно - поверхностные силы. Поры такого сечения заполнены водой, и движение ее в природных условиях не наблюдается.
По размеру трещины подразделяются на микротрещины с раскрытостью от 0,01 до 0,1 мм и макротрещины с раскрытостью более 0,1 мм.
С точки зрения извлечения нефти и газа представляют интерес промышленные скопления в породах, представленных капиллярными и сверхкапиллярными порами. Порода с субкапиллярными порами практически не проницаемы для жидкостей и газов. Эти породы выполняют, как правило, роль покрышки структурных ловушек - залежей нефти и газа.
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор, а емкость трещин и каверн определяется обычно отдельно.
Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к его полному объему:
. (1.3.2)
Коэффициент пористости измеряется в долях единицы или в %.
Наряду с понятием полной пористости вводят понятие открытой, эффективной и динамической пористости, а также понятие статистической и динамической полезных емкостей коллекторов.
Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца:
(1.3.3)
Коэффициентом эффективной пористости называют отношение объема проточных пор, по которым возможно движение флюидов в природных условиях к объему образца:
(1.3.4)
Коэффициентом динамической пористости называют отношение объема движущегося в породе флюида к объему образца:
(1.3.5)
т.е. имеется в виду объем пор, в которых действительно происходит движение жидкости или газа при созданном перепаде давления. Этот объем, очевидно, меньше, чем эффективный объем на объем пленочной и капиллярно удержанной нефти.
Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор, которые могут быть заняты нефтью или газом, и определяется как разность объема открытых пор и доли объема пор, занятой остаточной водой:
Пст = V0 - Vост.воды
Динамическая полезная емкость характеризует емкость коллектора, по поровому объему которого может происходить движение (фильтрация) нефти и газа в условиях пласта:
Пдин = Пст - Vнв,, где Vнв - объем пленочной нефти и капиллярно удержанной воды.
Степень неоднородности породы (речь идет, разумеется, о терригенных коллекторах) характеризуется отношением:
(1.2.2)Таким образом, коэффициент неоднородности горной породы по Газену определяется отношением диаметра частиц, составляющих со всеми частицами меньшего диаметра 60% от массы фракций, к диаметру частиц, составляющих со всеми частицами меньшего диаметра 10% от массы фракций. Очевидно, что чем больше коэффициент неоднородности, тем более разнородной по гранулометрическому составу является порода. Для однородного песка кривая суммарного состава выражается крутой линией, а для неоднородного - пологой. По кривой распределения зерен выявляют диапазон размеров фракций, которые в основном слагают породу. Коэффициенты неоднородности пород, слагающих нефтяные и газовые месторождения, обычно колеблются в пределах 1 ÷ 6.
-
Карбонатность горных пород.
Под карбонатностью горных пород подразумевается суммарное содержание в них солей угольной кислоты: соды Na2CO3, поташа K2CO3 , известняка CaCО3 , доломита MgCO3 . CaCO3 , сидерита FeCO3. Содержание этих солей в породах колеблется в широких пределах. Одни породы целиком состоят из карбонатов, другие не содержат их совсем или содержат в небольшом количестве в виде цементирующего материала.
Породы продуктивных пластов, содержащие значительное количество карбонатов, могут быть с успехом подвергнуты обработке соляной кислотой с целью увеличения проницаемости призабойной зоны скважины и интенсификации добычи нефти. Определение карбонатности горных пород основано на химическом разложении в них карбонатов и на учете углекислого газа, выделяющегося при их разложении.
Связанные с этим определением подсчеты ведутся по отношению к СаСО3, так как известняк составляет основную часть рассматриваемых карбонатов. При этом, как правило, воздействуют на карбонатную породу соляной кислотой, осуществляя химическую реакцию вида:
.Исходя из этой формулы, можно определить карбонатность породы в процентах в пересчете на СаСО3, например, по найденному объему СО2 :
(2.3)где К - содержание СаСО3 (карбонатов) в породе, %; V - найденный объем углекислого газа, в см3; Р - масса 1 см3 углекислого газа в мг при температуре и барометрическом давлении в момент отсчета, мг; а - масса исследуемого образца породы, г.
2 способ основан на весовом определении CO2 путём взвешивания остатков породы, освобождённой от CO2 под воздействием HCl.
3 способ основан на титровании раствора HCl при взаимодействии его с карбонатами. В результате титрования раствором NAOH в присутствии индикатора метилового оранжевого определяется количество HCL,израсходованное на разложение карбонатов.
-
Удельная поверхность горных пород.
Под удельной поверхностью горных пород понимают суммарную поверхность частиц, содержащихся в единице объема образца:
.Следовательно, чем больше в породе мелких частиц, тем больше ее удельная поверхность. Согласно принятой классификации удельная поверхность породы, состоящей из: псефитов и псаммитов, не превышает 950 см2/см3; алевритов - от 950 до 2300 см2/см3; пелитов - более 2300 см2/см3.
Величиной удельной поверхности определяются многие свойства горной породы: проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т.п
В сцементированных породах удельная поверхность в первую очередь зависит от строения и характера распределения пустот, но некоторые из них могут оказаться изолированными от поверхности исследуемого образца и, следовательно, не будут участвовать при определении удельной поверхности. А других способов определения удельной поверхности, при наличии замкнутых пустот в пористой среде пока нет.
В слабо сцементированных и несцементированных породах основной способ определения удельной поверхности связан с вычислением суммарного объема, занимаемого в образце только твердыми частицами, для чего предварительно определяется объем пустот (что значительно легче, например, заполнив образец жидкостью). Тогда, зная гранулометрический состав керна, можно определить число песчинок, составляющих каждую фракцию, определить их средний диаметр и объем, а затем найти суммарную поверхность всех песчинок и удельную поверхность образца.
-
Удельная поверхность фиктивного грунта.
Для фиктивного грунта (состоящего из частиц шарообразной формы одного диаметра) площадь поверхности всех частиц
, где N – число частиц в объеме образца. Если учесть, что объем скелета в образце горной породы равен Vск = Vобр - Vпор, то N = Vск /V1. Здесь V1=4πr3/3 - объем одной частицы. Т.о., суммарную поверхность всех частиц можно найти из формулы: ,а удельную поверхность как
. (1.3.1)В действительности не все пустоты породы могут быть заполнены жидкостью, т. е. при определении объема пустот насыщением жидкостью часть пор внутри образца остается незаполненной (поры изолированы от поверхности образца). Кроме того, есть так называемые непроточные пустоты - это тупиковые и субкапиллярные поры. Поэтому удельную поверхность пород разделяют на 3 группы - полную, открытую, эффективную:
Полная удельная поверхность определяется для абсолютно всех пустот в породе.
Открытая удельная поверхность определяется для пустот, связанных с поверхностью образца, в т.ч. тупиковых и непроточных пор.
Эффективная удельная поверхность определяется только для проточных пор.
-
Емкость пустот. Пористость.
По происхождению пустоты в породах подразделяют на первичные и вторичные. Поры первичного происхождения образовались во время формирований самой породы. К ним относятся:
-
пустоты между частицами и зернами, слагающими породу; -
пустоты между плоскостями наслоения; -
пустоты, образовавшиеся после разложения органических остатков; -
пустоты пузырчатого характера в некоторых изверженных породах.
В понятие емкости пустот горных пород входят не только пустоты первичного происхождения, образовавшиеся в период осадконакопления и формирования породы, а и в результате дальнейших процессов: разломки и дробления породы, растворения, доломитизации и др.
К вторичным пустотам относятся:
-
поры, которые образовались путем вымачивания растворимых минералов при циркуляции в породах пластовой воды; -
трещины и каверны, сформировавшиеся под действием тектонических пропусков в земной коре, а также в результате перекристаллизации минералов, доломитизации и т.д.
По величине и сообщаемости поры условно подразделяют на:
-
сверхкапиллярные - диаметром более 0,5 мм; -
капиллярные - диаметром от 0,5 до 0,0002 мм; -
субкапиллярные - диаметром менее 0,0002 мм.
По крупным порам движение жидкости происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. Капиллярные поры свойственны преимущественно песчаным коллекторам. В субкапиллярных порах преобладают молекулярно - поверхностные силы. Поры такого сечения заполнены водой, и движение ее в природных условиях не наблюдается.
По размеру трещины подразделяются на микротрещины с раскрытостью от 0,01 до 0,1 мм и макротрещины с раскрытостью более 0,1 мм.
С точки зрения извлечения нефти и газа представляют интерес промышленные скопления в породах, представленных капиллярными и сверхкапиллярными порами. Порода с субкапиллярными порами практически не проницаемы для жидкостей и газов. Эти породы выполняют, как правило, роль покрышки структурных ловушек - залежей нефти и газа.
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор, а емкость трещин и каверн определяется обычно отдельно.
Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к его полному объему:
. (1.3.2)Коэффициент пористости измеряется в долях единицы или в %.
Наряду с понятием полной пористости вводят понятие открытой, эффективной и динамической пористости, а также понятие статистической и динамической полезных емкостей коллекторов.
Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца:
(1.3.3)Коэффициентом эффективной пористости называют отношение объема проточных пор, по которым возможно движение флюидов в природных условиях к объему образца:
(1.3.4)Коэффициентом динамической пористости называют отношение объема движущегося в породе флюида к объему образца:
(1.3.5)т.е. имеется в виду объем пор, в которых действительно происходит движение жидкости или газа при созданном перепаде давления. Этот объем, очевидно, меньше, чем эффективный объем на объем пленочной и капиллярно удержанной нефти.
Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор, которые могут быть заняты нефтью или газом, и определяется как разность объема открытых пор и доли объема пор, занятой остаточной водой:
Пст = V0 - Vост.водыДинамическая полезная емкость характеризует емкость коллектора, по поровому объему которого может происходить движение (фильтрация) нефти и газа в условиях пласта:
Пдин = Пст - Vнв,, где Vнв - объем пленочной нефти и капиллярно удержанной воды.
-
Пористость фиктивного грунта. Связь между пористостью и удельной поверхностью.