Многие пласты горных пород сложены различного вида отдельными частицами, гранулами (пески, щебень, галька, гравий). Содержание в породе различных по размеру гранул определяет ее гранулометрический состав, от которого зависит проницаемость, пористость, удельная поверхность и др. очень важные свойства для определения характеристик эксплуатации пласта. Так, чем больше поверхность пор (зерен), тем больше нефти остается в пласте после экcплуатации.

Вариации величин частиц горных пород необычайно широки, от микронов до миллиметров и сантиметров. Для определения процентного содержания в породе различных по размеру частиц используется метод просеивания через сита и метод седиментации. Результаты представляются графиком (рис. 1.1).

Ситовый метод заключается в просеивании известного веса или объема породы через набор сит с различными размерами отверстий. Сита располагают стопкой так, что более верхние имеют наиболее крупные размеры отверстий. Оставшуюся на каждом сите продукцию взвешивают и записывают результаты в журнал. Обычно берут 10 - 11 сит, с размерами отверстий от 0,053 до 3,36 мм.

Седиментационный метод заключается в разделении частиц по фракциям при их оседании в вязкой жидкости. Скорость движения и оседания частиц породы одинаковой плотности в одной жидкости будет зависеть от размера частиц. Используются различные виды этого метода: неподвижная жидкость, текущая жидкость, взвешивания полного объема фракций, непрерывные взвешивания при осаждении фракций.

В неподвижную жидкость вливают пробу определенной концентрации частиц. Пипеткой, через определенные интервалы времени на определенной глубине, берут пробу и определяют вес частиц. По формуле Стокса вычисляют вес частиц определенного диаметра. Седиментометр должен быть проградуирован, и иметь инструкцию по методике технических измерений.

Если жидкость движется с определенной скоростью, то будет происходить снос частиц по направлению движения и обратно пропорционально размерам частиц.

Результаты гранулометрического анализа пород изображают графиками:

а) суммарного гранулометрического состава,

б) распределения зерен породы по размерам.

Отношение диаметра частиц d ₆₀ / d ₁₀ характеризует степень неоднородности частиц в пробе исследуемой породы, где d ₆₀   - диаметр частиц, при котором сумма масс фракций диаметром от нуля до данного диаметра составляет 60%,  d ₁₀ -10% - массы всех фракций. По диаметру частиц от нуля до 90% массы фракций подбирают отверстия забойных фильтров скважин.

Коэффициент неоднородности зерен породы находится в пределах 1,1 – 20,0 для большинства встречающихся в природных условиях пород. При исследовании гранулометрического состава горных пород следует учитывать, при определении средних значений, пространственную неоднородность геологических горизонтов.

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Наличие пустот в горной породе определяет ее пористость. Первичные поры возникают при образовании горной породы, вторичные поры возникают в результате механического, химического, тектонического, теплового и т.д. воздействия на породу.

По величине поровых каналов породы подразделяют: сверхкапиллярные – размер каналов больше 0,5 мм, капиллярные – 0,5 – 0,0002 мм (0,2 мкм), субкапиллярные – меньше 0,2 мкм. Чем меньше поровые каналы, тем большее оказывается сопротивление движению нефти, воде, газу. При субкапиллярных каналах даже при высокой пористости порода будет непроницаема для жидкости и газа (глина). Поровый состав несцементированных обломочных пород в основном зависит от гранулометрического состава. У грубо-, крупно-, среднезернистых слабосцементированных пород преобладают крупные близкие по размерам поры. У мелко- и тонкозернистых пород – мелкие поры. У карбонатных пород поровый состав разнообразен. Ракушечник, водорослевые известняки имеют крупные поры. Известняки и доломиты хемогенного происхождения – тонко-, мелко- и среднезернистые. При одинаковых размерах зерен, наименьшей пористостью обладают породы с окатанными зернами, наибольшей – с угловатыми и плоскими. Пористость также зависит от укладки зерен, при рыхлой укладке пористость может составлять 48, ромбической – 26, параллельной 12%. Пористость пород, а особенно глин и глинистых, может существенно зависеть и от давления в пласте. Извлечение пород на поверхность Земли приводит к изменению их пористости на 7 – 50%, что следует учитывать при сравнении пористости пород определенной в скважинных условиях и на поверхности Земли.

Пористость породы может быть высокой, но часть пор может иметь замкнутый характер, что исключает возможность передвижения в них жидкости и газа. Возможность передвижения флюидов, в порах малого диаметра, зависит и от создаваемого градиента давления в породе. В связи с этим различают полную (абсолютную), открытую, эффективную и закрытую пористость.

 Полная пористость включает объем всех пор (пустот) в породе, как сообщающихся между собой, так и изолированных.

 Открытая пористость включает объем только связанных между собой пор. Разность между полной и открытой пористостью дает величину закрытой пористости.

Эффективная (динамическая) пористость включает объем только тех пор, по которым происходит движение флюида, без застойных зон при определенном градиенте давления. Динамическая пористость характеризует не только породу, но и физико-химические свойства насыщающих её углеводородов и воды. Величина динамической пористости характеризует извлекаемые запасы углеводородов при вытеснении их водой. Для однофазной системы динамическая и эффективная пористости тождественны.

Коэффициент пористости m  определяет отношение объема пор в образце породы V_пор  к объему образца. Коэффициент пористости определяется в процентах или долях единицы.

m=V_пор / V_обр.

 Соответственно можно определить коэффициент открытой пористости. Однако, не все пористое пространство, кроме закрытой пористости, может быть занято нефтью или газом. В связи с этим вводится понятие эффективной (полезной) пористости пласта. В этом случае при расчете коэффициента эффективной пористости от объема пористого пространства образца породы следует вычесть объем закрытой пористости и объем пор занятых остаточной водой.

При динамических нагрузках, создаваемых для движения нефти и газа в пласте в зависимости от перепадов давления, свойства нефти, двух или трехфазности системы, капиллярных свойств породы и других причин часть нефти может не перемещаться. Для учета и оценки условий, существующих в пласте, вводится понятие динамически полезной емкости коллектора и динамической пористости и рассчитывается коэффициент динамической пористости.

С увеличением глубины определения полная пористость все более и более превышает открытую пористость. Пористость зависит и от литологического состава горных пород. В песках полная и открытая пористость практически равны. В глинах полная пористость велика, а открытая незначительна или даже отсутствует.

Для определения коэффициентов пористости пород используется метод взвешивания в жидкости (обычно керосине) и воздухе образца насыщенного той же жидкостью.

m = ( V _пор / V _обр ) = ( P ₂ – P ₁ ) / ( P ₂ – P ₃ ),

 где P₁ - масса сухого образца в воздухе, P₂ - масса образца с заполненными керосином порами, P₃ - масса насыщенного керосином образца в керосине.

 Объем образца породы находится по объему вытесненной жидкости, если предварительно насытить образец этой же жидкостью. Иногда применяют парафирование образца или рассчитывают его объем при правильной геометрической форме.

Для определения пористого пространства породы применяются и другие разнообразные методы.

Пористая среда содержит поры различного размера. Важно определить изменение объема пор, приходящееся на единицу изменения их радиуса (рис. 1.2).

F(r) = dV / dr.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Проницаемость характеризует способность пласта пропускать воду, нефть и газ. Абсолютно непроницаемых пород нет. Но из-за малых размеров пор, вязкости воды, нефти и газа, адсорбционных свойств породы и других условий породы могут быть слабо проницаемы или непроницаемы. Проницаемость зависит от структурно-текстурных особенностей пласта. Вдоль напластования проницаемость может быть в 3-10 раз выше, чем поперек напластования.

Различают проницаемость абсолютную, эффективную (фазовую) и относительную.

Абсолютная проницаемость характеризует проницаемость породы для одной фазы, химически инертной к породе. Абсолютная проницаемость определяется пропусканием через породу газа (азота, гелия) или воздуха при известном давлении фильтрата на входе и выходе. Проницаемость одной и той же породы может быть различной для воды, нефти, газа, соответственно для разного фазового состава.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называется способность породы пропускать один флюид в присутствии другого. Эффективные проницаемости характеризуются коэффициентами для газа К_пр.г., воды К_пр.в., нефти К_пр.н. Их значения зависят от объемного соотношения компонентов газа, нефти, воды в фильтрующихся смесях.

Исследования показали:

1) При водонасыщенности до 20-50 % , К_пр.в для жидкости близок к нулю; вода удерживается и не участвует в фильтрации, а относительная проницаемость для газа будет 0,9-0,98. Из скважины можно добывать чистый газ;

2) При водонасыщенности больше 75-90 %, К _пр.г. близко к нулю

3) В зависимости от степени водонасыщенности возможен двух и однофазный поток;

4) Фильтрация нефти, как однофазной жидкости, возможна только при водонасыщенности меньше 10 %;

5) Значение К_пр.в. в основном определяется К_в. и практически не зависит от соотношения в породе-коллекторе нефти и газа;

6) При газонасыщенности песчаных пород до 10%, а известняков до 30% газ остается неподвижным, ухудшаются условия и для фильтрации нефти и воды. Выделяющийся в пласте газ при снижении давления оказывает отрицательное влияние на фильтрацию нефти.

Относительная проницаемость пористой среды определяется отношением ее эффективной проницаемости к абсолютной, для данной фазы.

Проницаемость горных пород определяют по закону Дарси. Скорость фильтрации n пропорциональна коэффициенту проницаемости породы К, градиенту давления D p и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости m  и длине пористой среды  L :

n = К × 1/ m × D p/ L = Q / F

Скорость фильтрации определяется также отношением объема расхода жидкости в единицу времени Q  к площади фильтрации F.

Единица проницаемости - дарси (Д), ее тысячная доля – миллидарси (млД). Пористая среда обладает проницаемостью 1 дарси для однофазного флюида с вязкостью 1 сантипуаз, полностью насыщающего пористую среду при фильтрации через нее со скоростью 1 см/с (расход 1 см³/с) при площади поперечного сечения 1 см² и градиенте давления 1 атм. (1 Д = 10^-12 м² ).

В системе СИ за единицу проницаемости принимают 1м². При фильтрацию через образец площадью 1м², длиной 1м и перепаде давления 1Па расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1м³/с.

Линейный закон фильтрации жидкости является идеальным случаем из общей закономерности фильтрации. Он нарушается в связи с изменением скорости фильтрации, размеров и конфигурации пор, зерен, состава породы, свойств жидкости и других условий. Для нефти и газа нарушение линейного закона фильтрации обычное явление, которое обусловлено различным фазовым составом потока, его физическими свойствами, свойствами пористой среды, насыщенностью среды водой и т.д. Для анализа проницаемости среды пользуются зависимостями относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами. По таким зависимостям делают выводы о притоках нефти, воды и газа в скважину, определяют дебит скважины и решают технические задачи эксплуатации месторождений.