4.Гранулометрический состав гп. Ситовый и седиментационный анализы. Использование результатов анализа состава гп в нефтедобыче.

Гранулометрический состав породы - количественное содержание в породах частиц различной величины, или - это распределение частиц породы по их размерам. Его изучают двумя методами:

Ситовый метод - рассев частиц ГП размером от 1 мм до 0,5 мм. Извлеченную из недр ГП отмывают от нефти, солей, воды; высушивают, взвешивают и просеивают через набор сит в течение 15 минут. Оставшиеся на каждом сите фракции взвешиваются, суммарная масса фракции должна совпадать с начальной массой отмытой высушенной породы.

Результаты анализа заносятся в таблицу.

m – общая навеска породы, которая помещается на самое верхнее сито.

Седиментационный анализ используется для частиц менее 0,05 мм размером. Он основан на скорости или продолжительности оседания частиц дисперсной фазы в дисперсной среде по закону Стокса:

V – скорость оседания, [м/с]

d – диаметр зерен частиц породы

ν – кинематическая вязкость , [м/с²]

ρ_n – плотность породы, [кг/м³]

ρ_ж – плотность жидкости, [кг/м³]

Считая, что формула Стокса справедлива для частиц d = 0,1...0,001 мм, на скорость оседания частиц меньшего размера будут влиять броуновское движение и слои, адсорбированные на поверхности частиц жидкости.

Виды седиментационного анализа:

1. пипеточный,

2. взвешивание осадка (с помощью весов Фигуровского) (как правило – используется этот),

3. отмучивание током воды,

4. отмучивание сливанием жидкости (метод Сабанина)

Используя полученные данные, строят следующие зависимости:

При построении первой зависимости используют графы 3 и 6.

Точка 1 соответствует размеру сита, на которой задерживается 10 % более крупной фракции, а 90 % более мелких проходит ч/з сито. Абсцисса этой точки дает диаметр частиц, по которому определяют размер щели забойного типа, служащего для ограничения поступления песка в скважину.

Последние две точки служат для определения коэф-та неоднородности:

Чем неоднороднее порода по фракционному составу, тем неоднороднее она по др. показателям (пористость, проницаемость, и т.д.).

Другая зависимость – по данным граф 3 и 7.

По этой гривой определяют эффективный диаметр наиболее часто встречающихся размеров частиц породы

Т.к. размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит кол-во нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверх­ность зерен.

На основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных м/р для предотвра­щения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устана­вливаемые на забое.

5.Пористость гп. Коэф-ты общей, открытой, динамической пористости и методы их определения

Пористость – это наличия в ГП пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости.

По величине поровые каналы подразделяются:

1. сверхкапиллярные > 0,5 мм (нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил),

2. капиллярные 0,5 мм ... 0,0002 мм,

3. субкапиллярные < 0,0002 мм (капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит).

Для оценки пористости ГП введены три коэф-та:

Коэф общ. Пористости - отношение объема всех пустот в породе к объему образца

m = (V_п/V_обр)*100%

Коэф-т открытой (эффективной) пористости – это отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца.

m₀ = (V_п.о/V_обр)*100%

m₀ = (f_просв./F)*100%

f_просв – суммарная площадь просветов в сечении образца

F – площадь сечения образца

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

Статически полезная емкость (Vс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом:

Vс = m₀ – S_уд^ост

S_уд^ост – коэф-т остаточной водонасыщенности.

Динамически полезная емкость коллектора (Vg) характеризует объем пор и пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в пластовых условиях. Она зависит от перепада давления, свойств насыщающих пласт ж-тей и многих др факторов.

Коэф-нт динамической пористости - отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления охвачены фильтрацией, к общему объему.

m_g = (V_g / V_обр.)*100%

Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем ввиду коэф-нт открытой пористости.

Например:

- несцементированные песчаники – от 52 % - песчаники – 3,5...29%

- известняки – от 0,6...33% - глины – 6,0...50 %

- глинистые сланцы – 0,5...1,4 %

Пористость – это основной параметр при подсчете запасов нефти и газа. Это емкостная хар-ка, показывающая какой объем запасов может содержаться в пустотах.

Q – извлекаемые запасы нефти,

F – площадь залежи,h – толщина залежи, m₀ – коэф-нт открытой пористости, S_н - коэф-нт нефтенасыщенности,

η_н - коэф-нт нефтеотдачи, ρ – плотность нефти,b – объемный коэф-нт

Методы измерения пористости ГП

При измерении пористости используют следующие соотношения:

V_obp, V_zep, V_nop – соответственно объемы образца, зарен и пор,

ρ(обр),ρ(zer) - плотности образца и зерен.

Существует много методов определения вышеуказанных параметров

а) определение V_обр:

1. Погружение исследуемого образца в ртуть. По объему вытекаемой из пикнометра ртути определяют V_обр.

2. Метод Преображенского.

3. Путем покрытия образца ГП парафином и вытеснения жидкости в пикнометре.

4. определение V_обр по его геометрическим размерам.

б) определение V_пор:

1. Метод сравнения сухого образца с его массой после вакуумного насыщения жидкостью (керосином). При этом объем пор определяют по следующей ф-ле:

М_{нас ж-ти} – М_{сух. обр.} = М_{жид в обр.} V_пор = М_жид / ρ_ж

2. как разность м/у V_обр и V_zep.

V_обр. – V_зер = V_пор,

в) определить V_zep:

1. с помощью пикнометра;

2. по массе сухого образца и средней плотность минералов:

V_зер = М_{сух. обр} / ρ_{ср. мин.}