ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 1301
Скачиваний: 10
породы (кернов) понимают количественное содержание в них частиц различной величины в процентах по весу. Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Разделение песчаных фракций (с размерами частиц от 0.074 мм до 2-3 мм) производится просеиванием через наборы сит с соответственными отверстиями – так называемый ситовой анализ. Разделение более мелких частиц производится гидравлическими методами, основанными либо на различии скорости осаждения частиц разного размера в спокойной воде, либо на способности струи различной скорости течения увлекать частицы разного размера.
От грансостава зависят такие важные свойства пористой среды как пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. Часто гранулометрический состав горных пород, именно терригенных, а их в земной коре в осадочном комплексе до 85-95 %, позволяет решить так называемую обратную задачу, а именно - изучить прошлое суши, что облегчает поиск нефти и газа, а также других полезных ископаемых.
2) Пористость (первичные и вторичные поры, открытая, закрытая и общая пористость, коэффициент пористости, классификация по размеру пор, единица измерения, определение открытой пористости).
Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.
В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:
Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.
Поры растворения – образовались в результате циркуляции подземных вод.
Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста.
Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (МgСО3) – при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12%.
Пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания.
Виды пор (2)-(5) – это так называемые вторичные поры, возникшие при геолого-химических процессах.
Объём пор зависит от:
формы зёрен;
сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);
размера зёрен;
укладки зёрен – при кубической укладке пористость составляет 47,6%, при ромбической укладке – 25,96%
однородности и окатанности зёрен;вида цемента Горные породы, содержащие нефть, газ и воду и способные отдавать их при разработке, называются коллекторами. Коллекторские свойства нефтеносных пластов зависят от размера и формы зерен, слагающих породу, степени отсорбированности обломочного материала, характера и степеней цементации осадков, а карбонатных пород - от пористости и трещиноватости.Породы - коллекторы характеризуются пористостью, проницаемостью и трещиноватостью. Пористость горной породы характеризуется наличием в ней пустот (пор), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов, находящихся в недрах Земли.Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых.Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор.На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.3) Проницаемость (абсолютная, фазовая, относительная, линейный закон фильтрации, физический смысл единицы проницаемости, типичный вид кривых фазовых проницаемостей, определение абсолютной проницаемости)Проницаемость горных пород - важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при наличии перепада давления.При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или, скажем, их смеси. В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, пропорциональность одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемости.Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).Фазовая (эффективная) проницаемость - проницаемость породы для одного газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем.Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости данной пористой среды к абсолютной ее проницаемости. За единицу проницаемости принимается - проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 м2 и длиной 1 м, при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1Па·с составляет 1м3 /с.Отношение эффективной проницаемости (Ko, Kw) к абсолютной (KoSwir).
Kro = Ko / KoSwirKrw = Kw / KoSwirВ промысловых исследованиях для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей – мкм2·10-3 (микрометр квадратный).Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широком диапазоне значений даже в пределах одного и того же пласта. Приток нефти и газа к забою скважин наблюдается в пластах с высоким пластовым давлением даже при незначительной проницаемости пород (1020 мкм2·10-3 и менее). Проницаемость большинства нефтеносных и газоносных пластов составляет обычно несколько сот мкм2·10-3.На проницаемость влияет характер напластования пород.При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть или газ (при наличии в порах воды), или многофазные системы (вода, нефть и газ одновременно). В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда будет меньше абсолютной проницаемости этой породы. При этом величина эффективной (фазовой) проницаемости зависит от нефте-, газо- и водонасыщенности породы. Так, при водонасыщенности примерно 20% проницаемость породы для нефти падает, в то время как движение воды в порах почти не наблюдается. При водонасыщенности 80% движение нефти (газа) практически прекращается и фильтруется только вода.Вывод: необходимо предохранять нефтяные пласты от преждевременного обводнения и предотвращать прорыв вод к забоям нефтяных скважин.Некоторое влияние на относительную проницаемость различных фаз оказывают физико-химические свойства жидкостей, проницаемость пород, градиент давления.Источники данных о проницаемостигидродинамические исследования, данные эксплуатации,лабораторные исследования на образцах пористой среды (керна), в условиях максимально приближённых к пластовым,использование данных о схожем пласте,математические модели (эмпирические зависимости),корреляционные зависимости по данным ГИС.4) Капиллярные свойства (смачиваемость, краевой угол, гидрофильные и гидрофобные коллектора, капиллярное давление, подъём жидкости в капмлляре);Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или жидкость и газ.Капля жидкости может растекаться по поверхности, если поверхность хорошо смачивается, а если поверхность плохо смачивается, то капля растекаться не будет.
Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания , образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью.Существуют также переходные поверхности (амфотерные), которые хорошо смачиваются как полярными, так и неполярными системами.К гидрофильным поверхностям относятся силикаты, карбонаты, окислы железа. К гидрофобным поверхностям – парафины, жиры, воск, чистые металлы.Краевой угол смачивания зависит от строения поверхности, адсорбции жидкостей и газов, наличия ПАВ, температуры, давления, электрического заряда.5) Удельную поверхность;Удельная поверхность пористых тел зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность норового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы. Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т. д. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Очень важно знать ее величину также в связи с большим влиянием молекулярно-поверхностных сил на процессы фильтрации нефти. Эти молекулярно-поверхностные явления могут существенно изменять характерфильтрации. Обычные объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются молекулами, распространенными внутри жидкой фазы. Поэтому в крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.Таким образом, удельная поверхность представляет одну из важнейших характеристик горной породы. Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, точное определение ее величины — сложная задача. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами от десятков и сотен микрон (по диаметру) до величин, сравнимых с размерами молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов,