3. Плотность горных пород

Для характеристики плотности горных пород используют два показателя: плотность минералов, слагающих породу, и кажущуюся плотность породы. Плотность минералов, слагающих породу, — это масса единицы объема минеральной составляющей породы. Кажущаяся плотность породы — отношение массы образца породы к его видимому объему. Кажущаяся плотность пород-коллекторов значительно меньше плотности минералов ее слагающих из-за наличия в породе пустот.

Наиболее распространенный в лабораторной практике метод определения плотности минералов, слагающих породу, — пикно- метрический, заключающийся в определении объема зерен породы по объему воды, вытесненной из пикнометра. Для этого экстрагированный, высушенный образец породы тщательно измельчают и засыпают в сухой, предварительно взвешенный пикнометр. Пикнометр с породой заполняют до метки водой, термостатируют при 20 °С и взвешивают. Затем определяют массу пикнометра, заполненного только водой. Плотность минералов, слагающих породу,

Рм= ₍Р₄(А,~р₂) Рв’ (²-²)

где р_м — плотность минералов породы; Р\ — масса сухого пикнометра; Рг — масса сухого пикнометра с породой, Р₃ — масса пикнометра с породой, заполненного водой; Р_А — масса пикнометра, заполненного только водой; р_в — плотчость воды при 20 °С.

Для определения кажущейся плотности породы объем образца находят, как правило, гидростатическим взвешиванием, по разнице масс образца в воздухе и в воде. Для этого предварительно взвешенный экстрагированный образец покрывают водонепроницаемой пленкой, опуская его на несколько секунд в расплавленный парафин. Затем образец взвешивают в воздухе и погруженным в дистиллированную воду. Кажущаяся плотность породы

^рк= ’ (²-³)

где р_к — кажущаяся плотность породы; Л — масса сухого пикнометра; Р₂ — масса запарафиненного образца; P_s — масса образца, погруженного в воду; р_в — плотность воды; р_п — плотность парафина.

Кажущаяся плотность пород-коллекторов нефти и газа составляет примерно 1600—2800 кг/м³, а плотность минералов, слагающих породы — более 5000 кг/м³. Кварц и кальцит, из которых главным образом состоит большинство пород, имеют плотность соответственно 2650 и 2710 кг/м³.

4. Пористость горных пород

Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость — показатель, широко используемый для характеристики коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи.

Количественно пористость характеризуется коэффициентами полной и открытой пористости.

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости т„ называют отношение объема всех пор Упор образца к видимому его объему V₀6_P:

tTin “ Упор/^обр- (2-4)

Коэффициентом открытой пористости пг₀ принято называть отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор, к видимому объему образца. Коэффициенты пористости измеряются в долях единицы. Их можно выражать в процентах от объема породы. Для песков значения полной и открытой пористости практически совпадают. В песчаниках и алевролитах полная пористость может на 5—6% превышать открытую. Наибольший объем закрытых пустот характерен для известняков и туфов.

Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, степени сцементированности частиц. Если бы порода состояла из одинаковых шарообразных частиц, то ее пористость не зависела бы от их диаметра, а определялась только их расположением относительно друг друга. Модель такого грунта, состоящего из шарообразных частиц одинакового диаметра, называют фиктивным грунтом. Эта модель широко используется для изучения связи физических характеристик пористых сред между собой. Для фиктивного грунта при наиболее плотной упаковке частиц пористость составляет 25,9%, а при наименее плотной — 47,6%- Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12—25%.

Для характеристики коллекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны с размером поро- вых каналов. По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно подразделяют на три группы: сверхкапил- лярные — диаметром 2—0,5 мм; капиллярные — 0,5—0,0002 мм; субкапиллярные — менее 0,0002 мм.

В крупных (сверхкапиллярных) порах движеьию жидкости и газа препятствуют только силы трения, в капиллярных порах значительно проявляются также капиллярные силы, а в суб- капиллярных порах из-за действия капиллярных сил движение жидкости в природных условиях практически невозможно. По

этому горные породы, хотя и обладающие значительной пористостью, но имеющие поры преимущественно субкапил- лярного характера (глины, глинистые сланцы и другие) относят, как правило, к некол- лекторам.

В

Рис. 2.4. Схема установки для насыщения образцов под вакуумом:

1 — вакуумметр; 2— склянка Тищенко; 3 —• колба Бунзена; 4 — делительная воронка с керосином; 5 — стаканчик; 6 — образец

связи с тем, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и газом и не по всем порам движутся жидкость и газ, введены понятия статической и динамической емкости коллектора.

Статическая полезная емкость коллектора Я_ст характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Она определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятых остаточной водой.

Динамическая полезная емкость коллектора Я_дин характеризует относительный объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте. Она зависит от перепадов давления, действующих в пласте, свойств жидкостей, поверхностных свойств пород и многих других факторов, с которыми связано наличие в пористой среде капиллярно удерживаемых объемов и неподвижных поверхностных слоев жидкости.

Пористость в лабораторных условиях определяют по объему образца и объему пор в нем.

Коэффициент полной пористости вычисляют, используя кажущуюся плотность породы и плотность слагающих ее минералов, по следующей формуле:

тп_а = 1—т^-. (2.5)

Для определения открытой пористости в отечественной практике наиболее широкое применение нашел метод И. А. Преображенского, заключающийся в использовании закона Архимеда для расчета объема образца. Метод осуществляют в специальной установке (рис. 2.4). Исследуемый образец 6 помещают в колбу Бунзена 3, а делительную воронку 4 заполняют керосином. После предварительного вакуумирования образца и керосина образец заливают керосином и продолжают вакуумирова- ние до тех пор, пока не прекратится наблюдаемое через склянку Тищенко 2 выделение пузырьков воздуха из образца. Насыщенный керосином образец взвешивают в воздухе и по-

где Р1 — масса сухого образца, Р₂ — масса образца, насыщенного керосином, в воздухе; Рз — масса, насыщенного керосином образца, при погружении в керосин.

П

груженным в керосин. Коэффициент открытой гористости вычисляют по формуле

ористость коллекторов газовых месторождений целесообразно измерять на газовых порозиметрах. Принцип их действия основан на использовании закона Бойля — Марьотта, позволяющего по давлению в закрытом сосуде с образцом вычислять объем минеральной части образца. Видимый объем образца определяют отдельно, например по методу И. А. Преображенского. Измеренная в результате пористость может оказаться существенно выше, особенно для алевролитовых и песчано- алевролитовых коллекторов, чем при насыщении этих пород керосином.