Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Дисперсность частиц сцементированных пород изучается по их шлифам под микроскопом. Несцементированные пески и слабо сцементированные песчаники подвергают гранулометрическому анализу, разделяя частицы на фракции.
 |
Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное (массовое) содержание в породе частиц различной крупности. От степени дисперсности минералов зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и др.
Так как размеры частиц песков обусловливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и капиллярно удержанной нефти.
Гранулометрический анализ песков используется в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое.
Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако для большинства нефтесодержащих пород он колеблется в пределах 1-0,01 мм.
Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размером частиц меньше 0,1 мкм (0,001 мм). В значительном количестве они содержатся в глинах, лёссах и других породах.
В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение,но от их количества в основном зависит степень набухаемости горных пород в воде.
Результаты анализа механического состава пород изображаются в виде таблиц или графиков суммарного состава и распределения зерен пород по размерам (рис.3), а также в виде гистограмм (рис.4) и циклограмм. Для построения первого графика по оси ординат откладывают массовые доли фракции (в %), а по оси абсцисс – диаметр частиц d или lg d
При построении второго графика по оси абсцисс откладывают диаметр d частиц, а по оси ординат - изменения массы зерен, приходящиеся на единицу изменения их диаметра.
На циклограмме, площадь круга которой принимается за 100%, величина секторов пропорциональна содержанию фракций.
Степень неоднородности песка характеризуется отношением 
, где d60 -диаметр частиц, при котором суммарная массовая доля фракций с диаметрами, начиная от нуля и кончая данным, составляет 60% всей массы фракций (точка 2 на рис. 3), а d10- аналогичная величина для точки кривой суммарного гранулометрического состава (точка 3 на рис. 3). По диаметру, соответствующему точке 1, подбирают размеры отверстий забойных фильтров для нефтяных скважин.
Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1-20.
При практических расчетах продуктивности скважин пользоваться функциями распределения частиц по размерам неудобно. Поэтому вводится линейный размер порового пространства, а именно, некоторый средний размер порового канала d или отдельного зерна пористого скелета d.
Простейшая геометрическая характеристика пористой среды - эффективный диаметр частиц грунта. Эффективным диаметром частиц dэ, слагающих реальную пористую среду, называется такой диаметр шаров, образующих эквивалентный фиктивный грунт, при котором гидравлическое сопротивление , оказываемое фильтрующейся жидкости в реальном и эквивалентном грунте, одинаково. Эффективный диаметр определяют по гранулометрическому составу (рис.2), н.п. по формуле веса средней частицы
, 1
где di - средний диаметр i -ой фракции; ni - массовая или счетная доля i - ой фракции.
ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор). Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mа называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к объему образца V
mо = Vп/V . 2
Измеряется коэффициент пористости в долях единицы 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. Ко вторичным – поры, возникшие в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин (например, вследствие доломитизации) и др.
На рис 5 показан слепок поровых каналов. Конфигурация пор довольно сложная – каналы по которым течет жидкость сильно различаются по размерам и форме и соединяются между собой самым беспорядочным образом. Точно определить размеры всех каналов невозможно, так же и их соотношения между собой.
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:
1) сверхкапиллярные – более 0,5 мм;
2) капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);
3) 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.
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.
В реальных условиях твердые зерна породы обволакиваются тонкой плёнкой, остающейся неподвижной даже при значительных градиентах давления. В этом случае подвижный флюид занимает объём , меньший Vп .Кроме того , в реальной пористой среде есть тупиковые поры, в которых движения жидкости не происходит. Таким образом, наряду с полной пористостью часто пользуются понятием открытой и динамической пористостостями.
Коэффициентом открытой пористости m0 принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца, а динамическая
m = Vпо/ V, 3
где Vпо – объем, занятый подвижной жидкостью.
Динамическая пристость характеризует относительный объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.
В дальнейшем под пористостью мы будем понимать динамическую пористость, кроме специально оговорённых случаев.
УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ
Динамика фильтрационного течения в основном определяется трением флюида о скелет коллекторов, которое зависит от площади поверхности частиц грунта. В связи с этим одним из важнейших параметров является удельная поверхность Sуд , т.е. суммарная площадь поверхности частиц, содержащихся в единице объёма
Удельная поверхность нефтесодержащих пород с достаточной точностью определяется формулой
4
где k - проницаемость в дарси [мкм2].
Среднее значение Sуд для нефтесодержащих пород изменяется в пределах 40тыс. - 230тыс.м2/м3. Породы с удельной поверхностью большей 230тыс. м2/м3 непроницаемы или слабопроницаемы (глины, глинистые пески и т.д.).
ПРОНИЦАЕМОСТЬ
Важнейшей характеристикой фильтрационных свойств породы является проницаемость. Проницаемость - параметр породы, характеризующий её способность пропускать к забоям скважины флюиды. Различают проницаемости: абсолютную, эффективную или фазовую и относительную. Абсолютная - характеризует физические свойства породы и определяется при наличии лишь какой-либо одной фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость - свойство породы и не зависит от свойств фильтрующегося флюида и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. Фазовой (эффективной) называется проницаемость пород для данного флюида при наличии в порах многофазных систем. Эффективная проницаемость – это проводимость пористой среды, насыщенной несколькими фазами, для одной из фаз. Значение её зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства флюидами и их физических свойств. Относительной проницаемостью называется отношение фазовой к абсолютной. Проницаемость измеряется: в системе СИ - м2; технической системе - дарси (д); 1д=1,02мкм2=1,02 .10-12м2.
Физический смысл проницаемости k заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.
Величина проницаемости зависит от размера пор и связана с удельной поверхностью
Sуд=2m/k, 5
Проницаемость горных пород меняется в широких пределах: крупнозернистый песчаник - 1-0.1д; плотные песчаники - 0.01-0.001д.
ТРЕЩИНОВАТЫЕ ПОРОДЫ
Аналогом пористости для трещинных сред является трещиноватость mт или, иначе, коэффициент трещиноватости. Иногда данный параметр называют трещинной пористостью. Трещиноватостью называют отношение объёма трещин Vт ко всему объёму V трещинной среды.
. 6
Для трещинно-пористой среды вводят суммарную (общую) пористость, прибавляя к трещиноватости пористость блоков.
Второй важный параметр - густота. Густота трещин Гт- это отношение полной длины å li всех трещин, находящихся в данном сечении трещинной породы к удвоенной площади сечения f
7
Из (1.16) следует, что для идеализированной трещинной среды
mт= a т Г d т , 8
где d т - раскрытость; a т - безразмерный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе (1£a т £ 3 ).
В качестве раскрытости (ширины трещины) берут среднюю величину по количеству трещин в сечении f. Среднюю гидравлическую ширину определяют исходя из гидравлического параметра - проводимости системы трещин. Ширина трещин существенно зависит от одновременного влияния следующих двух факторов, обусловленных изменением давления жидкости, действующего на поверхность трещин:
· увеличение объёма зёрен (пористых блоков) с падением давления жидкости;
· увеличение сжимающих усилий на скелет продуктивного пласта.
Указанные факторы возникают из-за того, что в трещиноватых пластах горное давление, определяющее общее напряжённое состояние среды, уравновешивается напряжениями в скелете породы и пластового давления (давлением жидкости в трещинах). При постоянстве горного давления снижение пластового давления при отборе жидкости из пласта приводит к увеличению нагрузки на скелет среды. Одновременно с уменьшением пластового давления уменьшаются усилия, сжимающие пористые блоки трещиноватой породы.
Поэтому трещинный пласт - деформируемая среда. В первом приближении можно считать
, 9
где d т0 - ширина трещины при начальном давлении р0 ; b * т = b п l / d т0 - сжимаемость трещины; b п - сжимаемость материалов блоков; l - среднее расстояние между трещинами.
Для трещинных сред l/ d т >100 и поэтому сжимаемость трещин высока.
Дата: 2018-12-21, просмотров: 587.
