В условиях залегания в пласте коллекторские свойства пород вследствие их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности.

Упругое изменение пористости пород с изменением эффективного напряжения s можно вычислить по формуле

,                                                              16

где m₀ - пористость при начальном эффективном напряжении s ₀; b _п - коэффициент сжимаемости пор.

По результатам исследований, при давлениях около 15 МПа пористость песчаников уменьшается на 20%, а плотных аргиллитов - примерно на 6%.

Значительно более подвержена изменению проницаемость горных пород. Если считать, что коэффициент пористости изменяется лишь вследствие уменьшения в увеличения объема пор породы, зависимость упругих изменений проницаемости для плотных пород от давления можно выразить соотношением

,                                                                  17

где ; a -коэффициент, характеризующий структуру поровых каналов.

Для сцементированных песчаников a находится в интервале -1,25+ -1,8.

По результатам исследований, коэффициент, проницаемости при упругом деформировании, например песчано-глинистых пород, залегающих на глубине 1300-2000м может уменьшаться по сравнению с данными, полученными при атмосферных условиях, на 10—40%.

Как уже упоминалось, деформации горных пород могут сопровождаться пластическими явлениями. При этом порода при снятии с нее напряжений не восстанавливает свою геометрию, изменяются вследствие остаточных деформаций пористость и проницаемость.

ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

В нефтепромысловом деле для решения ряда геологических и технических задач (изучение тепловых свойств пород, слагающих разрез скважин; выявление в разрезе скважинин продуктивных горизонтов; определение технического состояния скважин и обсадных колонн и др.) широко применяют термические исследования скважин. Особенно необходимо знать тепловые свойства пород при осуществлении различных методов теплового воздействия на пласт (введение в пласт горячет горячей воды или других теплоносителей для увеличения количества извлекаемой нефти; обработка забоев и стволов скважин горячими агентами для удаления парафина и др.).

Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной теплоемкостью с, коэффициентом теплопроводности l, или удельного теплового сопротивления å 1/ l, и коэффициентом температуропроводности а.

Удельная (массовая) теплоемкость с пород характеризуется количеством теплоты, необходимой для нагрева единицы массы породы на 1^о,

Коэффициент теплопроводности l пород характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени при градиенте температуры D Т/ D х, равном единице,

.                                                                 18

Коэффициент температуропроводности а характеризует скорость прогрева пород, т.е. скорость распространения в них изотермических границ. При нагреве породы расширяются. Способность пород к расширению характеризуется коэффициентами линейного a _L и объемного a _V теплового расширения:    

; ,                                                          19                                                           

где L и V - начальные длина и объем образца породы; dL и dV — приращение длины и объема образца при повышении температуры на dT.

Удельная теплоемкость горных пород возрастает с уменьшением их плотности в пределах 0,4-2 кДж/(кг • К). По результатам многочисленных измерений значение с горных пород, слагающих продуктивные пласты нефтяных месторождений, во многих случаях находится в пределах 0,63-1,0 кДж/(кг • К). Объемная теплоемкость породе с r обычно находится в пределах 1,5^. 10£ с r £3^. 10³ кДж/(м^3.К).

Теплоемкость пород зависит от их минерального состава и не зависит от строения, структуры и дисперсного состояния минералов.

С увеличением влажности и температуры теплоемкость пород возрастает.

Теплопроводность и температуропроводность горных пород по сравнению с металлами очень низки — (0,1-7) Вт/(м • К). Поэтому для прогрева на 60-70 К nopoд призабойных зон скважин даже на небольшую глубину (2-3 м) необходимо выдерживать нагревательные приборы, применяемые для этой цели, в течение нескольких десятков часов.

Из основных минералов, слагающих нефтегазоносные пласты, наибольшей теплопроводностью обладает кварц (l= 7-12 Вт/(м • К)). Вдоль напластования пород теплопроводность выше, чем поперек напластования, на 10-50%.

Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой, значительно повышается за счет конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причину для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины в то же время подвергается ультразвуковой обработке, в результате чего ускоряется процесс передачи тепла за счет конвекции, возникающей вследствие упругих колебаний среды.

Коэффициент линейного расширения a _L пород уменьшается с ростом плотности минералов. Значительными коэффициентами линейного расширения обладают кварц и каменная соль.

Крупнозернистые породы расширяются при нагреве при одинаковых условиях больше, чем мелкозернистые.

Зависимость коэффициента температуропроводности от других термический свойств пород определяется соотношением                                

,                                                                                               20

где а - коэффициент температуропроводности, м²/с; l - коэффициент теплопро-водности, Вт/(м • К); с - удельная теплоемкость, Дж/(кг К); r — плотность породы, кг/м³.

Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она ниже, чем в водо-насыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод. Вдоль пластования температуропроводность пород выше, чем поперек напластования.