6.1. Гранулометричний склад порід

Гранулометричний аналіз гірської породи, що проводиться в ла­бораторних умовах, описано у підрозд. 3.8, а в умовах бурової, — у підрозд. 3.2. Гранулометричний склад породи дає уяву про кількісне співвідношен­ня часточок різної величини у зразку породи. Кількісний склад і співвід­ношення фракцій часточок за їх величиною певного мірою визначають по­ристість і проникність, які є основними параметрами колекторів. Грануло­метричний аналіз виражають у визначенні відсоткового вмісту фракцій зе­рна різної величини (в мм).

Встановлений різними методами гранулометричний склад зразка до­сліджуваної породи зазвичай записують спочатку в таблицю, а потім буду­ють діаграму гранулометричного складу (рис. 6.1).

За гранулометричним складом виділяють різноманітні породи: глини, алеврити, піски тощо. Характер дисперсності порід визначається не тільки гранулометричним складом, а й питомою поверхнею. Питомою поверхнею породи називають сумарну поверхню часточок, які знаходяться в одиниці об'єму зразка. Між гранулометричним складом і питомою поверхнею існує залежність: чим більше дрібних часточок у породі, тим більша її питома поверхня, і чим більше великих часточок, тим менша питома поверхня. Отже, визначення питомої поверхні породи доповнюють дані грануломет­ричного аналізу.

Найбільшу питому поверхню мають пеліти, меншу— алевроліти, а най­меншу — псаміти. Зі збільшенням питомої поверхні переважно погіршу-

Рис. 6.2. Крива сумарного гранулометричного складу

за величиною в них уламкового матеріалу по­рівняно з неоднорідними породами.

Разом з тим у процесі розробки нафтових і газових родовищ знання гранулометричного складу порід дає змогу вибрати розмір щілин фільтрів у експлуатаційних колонах для попе­редження або обмеження надходження піску з пласта у свердловину.

Розмір щілин фільтра визначають за розмі­ром отвору сита, на якому затримується 10 % більших фракцій, а 90 % дрібніших фракцій проходить через сито.

Ширину найбільш розвинутих прямокут­них щілин фільтра орієнтовно знаходять по­двоєнням діаметра зерен. Діаметр круглого от­вору фільтра отримують множенням цього діа-

метра зерен на 5, а діаметр гравію в гравійних фільтрах — множенням оо-численого діаметра (а(₉₀) на 10—12.

6.2. Пористість порід

Під пористістю породи розуміють наявність у ній пустот (пор, каверн, тріщин тощо), не заповнених твердими речовинами. Порис­тість визначає здатність породи вміщувати нафту, газ і воду. Вона є ємніс­ним параметром колектору.

За походженням пори та інші пустоти в породі поділяють:

• на первинні, які утворюються в процесі осадонагромадження, тобто в процесі формування породи на стадії седиментогенезу. До них належать пустоти між зернами і часточками породи, проміжки між площинами на­ шарування; первинна пористість зазвичай спостерігається в пісках, піско­ виках, глинах, конгломератах тощо;

• вторинні, які утворюються у сформованих породах в результаті діа­ генезу і епігенезу; до них належать пустоти, які утворилися після розкла­ дення організмів, пори розчинення, тріщини, які виникли в результаті зменшення об'єму породи (наприклад, унаслідок перетворення гіпсу в ангідрит), тріщини і пустоти, що пов'язані з кристалізацією порід, ерозій­ ними процесами і формуванням кори вивітрювання. Вторинна пористість зазвичай спостерігається в галогенних і карбонатних породах (гіпсах, ангід­ ритах, вапняках, доломітах та ін.); до вторинної пористості відносять дуже часто і тріщинуватість гірських порід, що виникла в результаті тектонічних рухів у земній корі (у підручнику тектонічну тріщинуватість гірських порід розглянуто окремо).

Первинна пористість характеризується більш або менш закономірним розподілом у породах і варіює залежно від їх фаціальної мінливості. Вто-

Відповідно до зазначеного виділяють:

1. загальну {фізичну, або повну) пористість, яка характеризується різни­ цею між об'ємом зразка і об'ємом утворювальних зерен; визначення загаль­ ної пористості пов'язане з обов'язковим дробленням зразка породи до зе­ рен, що утворюють її.

2. відкриту пористість, або пористість насичення, включаючи всі спо­ лучені між собою пори, в які проникає рідина (газ) при вакуумі; зазвичай як насичену рідину беруть керосин (добре проникає у пори і не спричинює розбухання глинистих частинок); насичення проходить під вакуумом при 3—10 мм рт. ст. залишкового тиску.

Отже, повна пористість містить об'єм усіх пустот (надкапілярних, капілярних, субкапілярних, пов'язаних між собою та ізольованих), а від­крита пористість лише об'єм вільних, зв'язаних між собою пор, по яких може рухатися рідина. Внаслідок цього розрізняють коефіцієнт повної по­ристості і коефіцієнт відкритої пористості.

Крім того, розрізняють ефективну пористість, яка враховує лише об'єм відкритих пор, насичених нафтою (або газом), за мінусом вмісту води в порах, розмір яких дає змогу флюїдам рухатись у колекторі. Коефіцієнт ефективної пористості — це результат множення коефіцієнта відкритої по­ристості, що враховує пори діаметром понад 0,0002 мм, на коефіцієнт наф­то- або газонасичення.

Наявність цементу, особливо глинистого, значно знижує пористість породи. Пористість сильнозцементованих пісковиків іноді знижується до декількох відсотків. Цементувальний матеріал у породах, що зміцнює і за­повнює простори між її складовими зернами, може бути глинистим, кар­бонатним, сульфатним і силікатним. Найбільш сприятливим для видобутку вуглеводнів є карбонатний цемент, тому що він легко руйнується в колек­торах у разі обробки привибійної зони свердловини соляною кислотою, що впливає на збільшення пористості колектору. Небажаним у нафтогазопро-мисловій справі є глинистий цемент, оскільки глини схильні до набухання під час проникнення в них водної основи промивальної рідини, що значно знижує пористість у колекторі.

За характером цементування складових зерен породи розрізняють це­ментування контактне, коли зерна в породі скріплюються на контактах між собою; плівкове, коли цемент у породі має вигляд плівок навколо скла­дових зерен; попове (повне), коли цемент майже повністю заповнює пори

колектору. Найсприятливішим типом цемен­тування складових зерен для колекторних властивостей породи є контактне цементу­вання, найменш сприятливе — порове.

На величину пористості в колекторах та­кож дуже впливає їх неоднорідність, що за­свідчують дані вивчення пісків Бакинського нафтового району (табл. 6.2).

Пісковики з пористістю не більше 10 % загалом характеризуються слабкими колектор­ними властивостями і практично не мають

промислового значення. В карбонатних колекторах розміри порових кана­лів зазвичай більші, тому ці породи мають задовільні колекторні власти­вості і є продуктивними за пористості менше 7—10 %.

Пористість піщаних нафтовмісних порід коливається приблизно від З до 40 і переважно становить 16—25 %; пористість карбонатних нафтовміс­них порід варіює від 2 до 30 %.

Пористість визначають або в лабораторних умовах (див. підрозд. 3.8.8), або на основі промислово-геофізичних досліджень у свердловині.