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

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

"ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Кафедра "Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений"

КУРСОВАЯ РАБОТА

по курсу "Физика пласта"

Тема: Удельная поверхность горных пород и методы её определения.


Работу выполнил студент

гр. НР-01-7Болотов Валерий Анатольевич

Тюмень 2004 г.
Содержание
1. Типы пород-коллекторов нефти, газа и воды. типы залежей

2. Пористость горных пород

3. Методы измерения пористости горных пород

4. Проницаемость горных пород

5. Лабораторные методы определения проницаемости пород

6. Удельная поверхность горных пород

7. Методы определения удельной поверхности горных пород

Список используемой литературы
1. Типы пород-коллекторов нефти, газа и воды. Типы залежей
Коллектором называют горную породу, способную содержать в себе и отдавать как полезное ископаемое нефть, газ и воду при современных технологиях их извлечения на поверхность. Данное определение предполагает, что при определенных геолого-физических условиях порода может быть коллектором как вместилище флюидов, но не коллектором с точки зрения фильтрационных свойств в рамках современных технологий добычи их.

Породы-коллекторы разнообразны как по минералогическому составу, так и по геометрии пустотного пространства, а также по происхождению - генезису. Наиболее часто они представлены гранулярными (обломочными) типами: песчаниками, песками, алевролитами, реже представлены карбонатными разностями (известняками, доломитами, мергелями). Если для первой группы коллекторов пустотное пространство представлено в основном порами (реже трещинами и кавернами), то вторая группа характеризуется порово-кавернозно-трещиноватой структурой емкости коллектора.

---

Трещиноватость может быть развита как в гранулярных коллекторах, так и з хемогенных и даже в породах магматического происхождения. В этих случаях собственно порода-матрица может быть низкопроницаемой, как бы вложенной в блоки, ограниченные трещинами. Нередко зоны развития трещиноватости характеризуются промышленными притоками нефти или газа (например, кора выветривания фундамента на Трехозерном нефтяном месторождении или трещиноватые граниты Игримского газового месторождения Западной Сибири).

Наличие коллектора в разрезе осадочной толщи не является достаточным условием формирования и сохранения залежи углеводородов в пределах нефтегазоносного региона. Для этого необходимо наличие надежной покрышки непроницаемых пород (глин, солей, плотных карбонатных пород и т.д.). Сочетание этих двух определяющих факторов обусловлено условиями формирования толщ (фаций) в пределах нефтегазовых регионов или его частей. Непрерывные колебательные процессы приводили к трансгрессиям (наступлениям моря на сушу) или регрессиям (отступлениям береговой линии), поэтому возникали различные палеогеографические условия, обусловившие неоднородное строение осадочных пород (их слоистость, линзовидность, прерывистость и т.д.). Отсюда в разрезах продуктивных толщ выделяют шельфовые, авандельтовые, дельтовые и др. отложения. В сочетании с тектоническими факторами эти особенности обусловили различный характер ловушек-резервуаров углеводородов. Различают типы ловушек (рис.1-4):

1) структурные - антиклинали, купола, брахиантиклинали и др. (рис.1);

) литологические (литологически ограниченные, литологически экранированные) (рис.2-4.);

3) залежи в рифогенных образованиях (рис.5.).


Рис. 1. Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и плане

- нефтенасыщенные породы;

- водонасыщенные коллектора;

- непроницаемые породы (покрышки)


Рис.2. Литологически ограниченная залежь нефти, связанная с антиклинальной структурой линия замещения коллекторов; (остальные обозначения прежние)

---

Рис.3. Литологически ограниченная заливообразная нефтяная залежь в плане (а) и разрезе (б), + - породы фундамента; - кора выветривания


Рис.4. Литологически экранированная залежь нефти, приуроченная к зоне угловых несогласий (обозначения прежние)


Рис.5. Массивная залежь нефти, приуроченная к рифогенным отложениям карбонатов (а) или к антиклинали (а)
В пределах контуров нефтеносности характер контактирования нефти и пластовых вод может быть различным: выделяют водонефтяные зоны с двумя - контурами или одним контуром (водоплавающие залежи - массивные независимо от структурных особенностей, как на рис.5).

В Западной Сибири большая часть нефтяных месторождений приурочена к антиклинальным структурам. Литологически ограниченные залежи имеют подчиненное значение (в основном развиты в Приуральской нефтегазоносной области).

Классификация коллекторов

Так как емкость пустот пород может изменяться в широком диапазоне для единицы объема породы и в то же время она предопределяет масштаб запасов нефти, большое значение приобретает классификация коллекторов. По мнению автора наиболее удачна классификация Ф.И. Котяхова [5], особенность которой состоит в том, что она применима к коллекторам различного происхождения - к осадочным, изверженным и метаморфическим (табл.1).

Трещиноватый тип коллекторов известен на месторождениях США, З. Венесуэлы, Северного Кавказа, З. Приуралья; к кавернозному типу относятся миссисипские известняки в Канаде.
Классификация коллекторов нефти и газа по Ф.И. Котяхову

Тип коллектора	Критерий классификации
Трещиноватый	Sв =1; mк = 0
Кавернозный	Sв =l; mт = 0
Кавернозно-трещиноватый	Sв =l; Nик>Nит
Трещинно-кавернозный	Sв =l; Nит>Nик
Поровый	mк = 0; mт = 0; Sв =1 или mп>> mк+ mт; Nип >> Nик + Nит
Трещинно-поровый	Sв < l; Nит > Nип; mк = 0
Порово-трещинный	Sв < l; Nип > Nит; mк = 0
Порово-кавернозный	Sв < l; Nип > Nик; mт = 0
Кавернозно-поровый	Sв < l; Nик > Nип; mт = 0
Кавернозно-трещиновато-поровый	Sв < l; Nик > Nип + Nит
Порово-трещиновато-кавернозный	Sв < l; Nип > Nит + Nик
Трещиновато-пористо-кавернозный	Sв < l; Nит > Nип + Nик
SB - содержание капиллярно-связанной воды; mк, mт, mп - коэффициенты кавернозности, трещиноватости и пористости; Nип, Nик, Nит - извлекаемые запасы нефти в порах, кавернах и трещинах.

---

Каверно-трещиноватые коллектора встречены в верхнем девоне на Речицком месторождении Белоруссии, в меловых отложениях Северного Кавказа, в нижнем кембрии Осинской, Атовской и Марковской площадей Иркутского амфитеатра.

Порово-трещиноватый и трещиновато-поровый тип коллекторов отмечен на отдельных участках ряда месторождений Западной Сибири (например на Талинском месторождении).

Опыт разработки месторождений показал, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатам, около 1% - к метаморфическим и изверженным породам.

Фильтрационные и емкостные свойства пород-коллекторов нефтяного и газового пласта (ФЕС) независимо от типа коллектора характеризуются рядом основных показателей:

) пористостью;

) проницаемостью;

) удельной поверхностью;

) гранулометрическим составом;

) механическими свойствами;

) насыщенностью пород нефтью, водой и газом. Перечисленные свойства находятся в тесной связи с размерами и формой зерен гранулярных коллекторов, определяющих основные запасы нефти в месторождениях Западной Сибири. По размерам различают структуры обломочных пород: псефитовую (обломки размером более 2 мм), псаммитовую (0,1 ÷ 2 мм), алевритовую (0,01 ÷ 0,1 мм) и пелитовую (менее 0,01 мм). Сцементированные разности этих пород (песчаники, алевролиты) характеризуются различными ФЕС в зависимости от состава и количества цемента. В качестве цементирующего материала известны глинистые вещества, карбонаты и другие компоненты.

---

2. Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему VОбр.
(1.2)
Измеряется коэффициент пористости в долях или в процентах объема породы. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки' между плоскостями наслоения и т.д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. К вторичным - поры, образующиеся в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин, (например, вследствие доломитизации) и т.д.

Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:

) сверхкапиллярные - более 0,5 мм;

) капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

) субкапиллярные - менее 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкости в такой степени удерживаются силой притяжения стенок каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала породы), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

---