Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Физика пласта. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
кового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость
1
18
2
ж
п
gd
v
ж
п
1
1
VG
GV
a
осаждения в жидкости частиц сферической формы
, (1.1)
где g – ускорение силы тяжести; d – диаметр частиц; – кинематическая вязкость;
– плотность жидкости;
– плот-
ность вещества частицы.
Формула (1.1) справедлива при свободном нестесненном
движении зерен; чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждения в дисперсной среде, массовое содержание
твердой фазы в суспензии не должно превышать 1 %.
Использование формулы Стокса при седиментационном
анализе рассмотрим на примере пипеточного метода.
Из фракции песка, прошедшего через сито с наименьшими
отверстиями, отбирают 10 г песка и перемешивают его с водой в
цилиндре емкостью 1 л, помещенном в баню (рис. 1.1).
В цилиндр вставляется пипетка 2, глубина спуска ее кончика h составляет примерно 30 см. Допустим, что необходимо
определить в песке количество частиц диаметром меньше dx.
Для этого при помощи формулы (1.1) вычисляют время t падения частиц размером dx до глубины спуска пипетки h. Очевидно,
с глубины h через время tx в пипетку проникнут только те частицы, диаметр которых меньше d1 так как к этому времени после начала их осаждения более крупные зерна расположатся
ниже кончика пипетки. Высушив содержимое пипетки, определяют количество находящихся в суспензии частиц диаметром
менее или более d1. Это легко сделать, так как масса всей навески G1, объем отобранной суспензии V, масса сухого остатка в
ней G и объем жидкости V1 в цилиндре известны. Очевидно,
процентное содержание в породе отобранных пипеткой фракций
(т. е. частиц диаметром меньше, чем d1) будет
. (1.2)
Отбирая последующие пробы через другие интервалы времени от начала отстаивания суспензии, точно так же определяют содержание более мелких фракций. Существует много методов седиментационного анализа. В лабораториях по исследова-
11
нию грунтов широко применяют методы отмучивания током
воды, отмучивания сливанием жидкости (метод Сабанина) и
метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.
Рис. 1.1. Седиментометр:
1 – стеклянный кран; 2 – пипетка; 3 – мешалка;
4 – градуированный цилиндр; 5 – стеклянный термостат
Пласты с хорошо выраженными коллекторскими свойствами имеют пористость в пределах 15–25 %.
Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:
12
– субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически
Горная порода
Пористость, %
Глинистые сланцы
0,54 – 1,4
Глины
6,0 – 50,0
Пески
6,0 – 52
Песчаники
3,5 – 29,0
Известняки
до 33
Доломиты
до 39
зцепор в об ра
нефти
н
зцепор в об ра
газа
г
зцепор в об ра
воды
B
V
V
S;
V
V
S;
V
V
S
непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль,
гипс, ангидрит);
– капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);
– сверхкапиллярные > 0,5 мм.
По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам –
при значительном участии капиллярных сил.
В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.
Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически
непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).
Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.
Таблица 1.1
Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород
С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн), величины, выраженные в долях или в процентах.
Связь пористости и коэффициента насыщенности (в долях):
;
S
= 1; Sг = 1 – (SB + SH).
насыщ
13
Рис. 1.2. Влияние естественного уплотнения пород на их пористость:
Глубина залегания породы, м
1 – песчаники, 2 – глины
Общая и открытая пористость зависят от:
глубины залегания;
уменьшается с увеличением глубины (рис. 1.2);
от плотности пород;
количества цемента и др.
Вывод
В лекции рассмотрены следующие вопросы:
Гранулометрический состав породы.
Гранулометрический состав характеризует распределение
частиц, слагающих породу, по размерам. Основная масса нефтесодержащих пород сложена зернистыми и коллоидно-дисперсными минералами диаметром от 0,01 до 1,0 мм.
Методы определения механического состава пород: ситовый и седиментационный анализы.
Формула Стокса для определения скорости осаждения в
жидкости частиц сферической формы.
Вопросы для самопроверки
1. Характеристика пластов-коллекторов.
2. От каких параметров зависят общая и открытая пори-
стость?
3. На какие группы подразделяются поровые каналы нефтя-
ных пластов?
4. Каковы виды пористости пластов коллекторов.
14
2. ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
План
2.1. Виды пористости горных пород. Коэффициент пористости.
2.2. Связь пористости и коэффициентов насыщения.
2.1. Виды пористости горных пород.
Коэффициент пористости
Под пористостью горной породы понимается наличие пустот в её объеме. Пористость характеризует способность горной
породы вмещать жидкости и газы.
В зависимости от происхождения различают следующие
виды пор:
1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкри-
сталлические). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.
2. Поры растворения – образовались в результате циркуля-
ции подземных вод.
3. Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов
растворения минеральной составляющей породы активными
флюидами и образование карста.
4. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических
процессов, например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (МgСО3) – при доломитизации идёт сокращение объёмов
породы на 12 %.
5. Пустоты и трещины, образованные за счёт выветрива-
ния, эрозионных процессов, закарстования.
Виды пор (2) – (5) – это так называемые вторичные поры,
возникшие при геолого-химических процессах.
Не все виды пор заполняются флюидами, газами, нефтью.
Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.
Объём пор зависит от:
формы зёрен;
– сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем
выше пористость);
размера зёрен;
15
укладки зёрен – при кубической укладке пористость со-
В. Плёночный вид цемента
Г. Соприкасающийся вид цементации
А. Базальный вид цемента
Б. Поровый вид цемента
ставляет 47,6 %, при ромбической укладке – 25,96 % (рис. 2.1);
однородности и окатанности зёрен.
Рис. 2.1. Различная укладка сферических зёрен одного размера:
а – менее плотная кубическая укладка, б – более компактная
ромбическая укладка
(изверженный) m = 3 – 7 %
m = 12 – 16 %
Рис. 2.2. Разновидности цемента горных пород
m = 7 – 12 %
m = 16 – 26 %
Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (V
), открытых и закрытых.
пор
16
Пористость открытая – объём сообщающихся (V
%100
V
V
m
образца
пор
п
%100
V
V
m
образца
пор.сооб щ
o
%100
V
V
m
образца
фил ьтр.пор
эф
сообщ
) меж-
ду собой пор.
Коэффициенты пористости
На практике для характеристики пористости используется
коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.
Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп)
в процентах зависит от объема всех пор:
. (2.1)
Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма
сообщающихся между собой пор:
. (2.2)
Коэффициент эффективной пористости (mэф.) определяет
фильтрацию в породе жидкости или газа и зависит от объёма
пор (V
пор фильтр
), через которые идёт фильтрация.
. (2.3)
Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью
наблюдается существенное различие.
Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:
mп > m0 > mэф. (2.4)
Пласты с хорошо выраженными коллекторскими свойствами имеют пористость в пределах 15–25 %.
Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:
– субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически
непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль,
гипс, ангидрит);
– капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);
– сверхкапиллярные > 0,5 мм.
17
По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движе-
Горная порода
Пористость, %
Глинистые сланцы
0,54 – 1,4
Глины
6,0 – 50,0
Пески
6,0 – 52
Песчаники
3,5 – 29,0
Известняки
до 33
Доломиты
до 39
зцепор в об ра
нефти
н
зцепор в об ра
газа
г
зцепор в об ра
воды
B
V
V
S;
V
V
S;
V
V
S
ние нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам –
при значительном участии капиллярных сил.
В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.
Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически
непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).
Таблица 2.1
Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород
Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.
2.2. Связь пористости и коэффициентов насыщения
С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн), величины, выраженные в долях или в процентах.
Связь пористости и коэффициента насыщенности (в долях):
ны (рис. 2.3.);
. (2.5)
S
= 1; Sг = 1 – (SB + SH). (2.6)
насыщ
Общая и открытая пористость зависят от:
глубины залегания – уменьшается с увеличением глуби-
от плотности пород;
количества цемента и др.
18
Рис. 2.3. Влияние естественного уплотнения пород на их пористость:
Глубина залегания породы, м
1 – песчаники, 2 – глины
Вывод
В лекции рассмотрены:
1. Виды пористости горных пород: поры, пустоты, трещи-
ны, каверны.
Пористость характеризует коэффициент пористости (m) для
характеристики пористости, выраженный в долях или в процентах.
2. Связь пористости и коэффициентов насыщения: чем
больший объем воды, газа и/или нефти V
образца, тем выше коэффициент насыщения S
содержится в порах
внг
.
внг
Вопросы для самопроверки
1. Характеристика пластов-коллекторов.
2. От каких параметров зависят общая и открытая пори-
стость?
3. На какие группы подразделяются поровые каналы нефтя-
ных пластов?
4. Каковы виды пористости пластов коллекторов?
19
3. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
План
3.1. Проницаемость. Виды проницаемости.
3.2. Закон Дарси.
3.3. Коэффициент проницаемости.
3.1. Проницаемость. Виды проницаемости
Проницаемость – это параметр горной породы, характери-
зующий её способность пропускать через себя жидкости и газы
при перепаде давления.
Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при
сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор
оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и
газов (глины, сланцы и т. д.).
Хорошо проницаемыми породами являются: пески, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты,
а также глины, имеющие массивную пакетную упаковку.
К плохо проницаемым относятся: глины, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.
В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей – совместное движение нефти, воды
и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для
данной фазы в зависимости от количественного и качественного
состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики
проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемости.
Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.
Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной
какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе.
Для ее оценки обычно используется воздух или газ, так как уста-
20
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]