Лекции.ИНФО


ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ (МЕХАНИЧЕСКИЙ) СОСТАВ ПОРОД



 

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 диаметрi -ой фракции; ni - массовая или счетная доляi - 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

гдеk - проницаемость в дарси [мкм2].

Среднее значение Sуд для нефтесодержащих пород изменяется в пределах 40тыс. - 230тыс.м23. Породы с удельной поверхностью большей 230тыс. м23 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

Аналогомпористости для трещинных сред является трещиноватостьmт или, иначе, коэффициент трещиноватости. Иногда данный параметр называют трещинной пористостью. Трещиноватостью называют отношение объёма трещин Vт ко всему объёму Vтрещинной 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 длиныå 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=aтГdт, 8

где dт - раскрытость; aт - безразмерный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе (1£aт£3).

В качестве раскрытости (ширины трещины) берут среднюю величину по количеству трещин в сеченииf. 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 dт0 - ширина трещины при начальном давлениир0 ; b*т=bп l /dт0 - сжимаемость трещины; bп- сжимаемость материалов блоков;l- среднее расстояние между трещинами.

Для трещинных средl/ dт >100 и поэтому сжимаемость трещин высока.

 









Читайте также:

Последнее изменение этой страницы: 2016-03-25; Просмотров: 254;


lektsia.info 2017 год. Все права принадлежат их авторам! Главная