vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(фильтрация флюидов, обусловленная проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами

(ФЕС).

Коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

гранулометрическим (механическим) составом пород;

пористостью;

проницаемостью;

насыщенностью пород водой, нефтью и газом;

удельной поверхностью;

капиллярными силами;

механическими свойствами;

тепловыми свойствами.

Рассмотрим подробнее каждый из этих параметров.

1.3 Гранулометрический состав горных пород

Гранулометрическим составом (механическим) горных пород

называют количественное (массовое) содержание в породах частиц различной величины. Гранулометрический состав характеризует степень дисперсности минеральных частиц, слагающих горную породу. От степени дисперсности минералов зависят многие другие коллекторские свойства пористой среды: пористость, проницаемость, удельная поверхность, остаточная водонасыщенность, нефтенасыщенность, силы, капиллярно удерживающие флюиды в пласте и др.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных (10–3-10–5

см) до галечника и валунов. Гранулометрический состав нефтесодержащих пород в основном представлен частицами размером от 1 до 0,01 мм в диаметре. По размерам зерен классифицируют структуры обломочных пород на следующие:

псефитовую, с размером зерен более 2 мм;

псаммитовую, с преимущественным размером частиц от 2 до 0,1 мм;

алевритовую, включающую частицы размером 0,1-0,01 мм;

пелитовую, с размером зерен менее 0,01 мм.

Для определения гранулометрического состава горных пород существует несколько методов. Наиболее распространенными являются ситовый и седиментационный методы, применяемые для слабо и средне сцементированных горных пород. Ситовый анализ применяется преимущественно для характеристики состава псефитов и псаммитов (породу последовательно просеивают через сита с уменьшающим

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

диаметром отверстий), а седиментационный анализ используют для алевритов и пелитов.

Ситовый анализ сыпучих горных пород применяется для разделения песка на фракции от 0,05 мм и более. Содержание частиц меньшей крупности определяется методами седиментации. В лабораторных условиях обычно пользуются набором штампованных проволочных или шелковых сит. Штампованные сита, применяемые в

СССР, имеют отверстия 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0,5 и 0,25 мм. Существуют различные системы сит и всевозможных механических приспособлений для разделения породы на фракции. В наборе вверху располагают сито с наиболее крупными размерами отверстий. В это сито насыпают 50 г породы, которую просеивают в течение 15 мин. Затем оставшиеся на каждом сите частички породы взвешивают и результаты записывают в таблицу,

Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы

где g — ускорение свободного падения; d — диаметр частиц; ν

— кинематическая вязкость; рж — плотность жидкости; рп — плотность частицы породы.

Существуют различные мнения о пределах и условиях при- менимости закона Стокса. Считается, что формула (1.4 ) справедлива

для частиц диаметрами 0,1—0,001 мм. При меньшем размере на скорость осаждения частиц влияют броуновское движение и слои адсорбированной воды.

Формула Стокса справедлива при свободном (нестесненном) движении зерен; чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждения в дисперсной среде, массовое содержание твердой фазы не должно превышать 1 %.

Существует много методов седиментационного анализа. В ла-

бораториях по исследованию грунтов широко применяют способы отмучивания током воды и путем слива жидкости (метод Сабанина), а

также метод взвешивания осадка с помощью весов Фигуровского.

При отмучивании током воды грунт помещают в конический или цилиндрический сосуд, через который воду направляют снизу вверх. Регулированием скорости движения воды добиваются выноса из пределов сосуда частиц определенного диаметра, значение которого можно определить по формуле Стокса.

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При сливе жидкости происходит отделение медленно оседающих мелких частиц от быстро оседающих (более крупных и тяжелых) при сливе жидкости, содержащей еще не осевшие частицы на дно сосуда.

Наиболее совершенный метод седиментационного анализа — взвешивание осадка. Осадок в процессе седиментации взвешивается с помощью весов Фигуровского или автоматических седиментационных весов (например, модели ВСД-1/50 мкм). В приборе Фигуровского в

качестве элемента, воспринимающего нагрузку, используется стеклянный кварцевый стержень (коромысло).

Результаты анализа гранулометрического состава пород представляют в виде таблиц или диаграмм (рис. 1.6), секторы которых показывают содержание различных фракций. Путём суммирования в последовательном порядке процентного содержания каждой фракции, строят интегральную (кумулятивной) кривую (рис. 1.7).

Рисунок 1.6 – Изображение состава в виде гистограммы и диаграммы

а б Рисунок 1.7 – Гистограмма гранулометрического состава образца (а): d – диаметр частиц, γ = - 10 lg d и интегральная кривая суммарного

состава (б)

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По построенной интегральной кривой определяют две важные величины: коэффициент однородности (неоднородности) и так называемый действующий диаметр или эффективный размер зерен

(dЭф). Для пород со средней и высокой цементацией применяют метод

исследования в шлифах под микроскопом.

1.4 Пористость

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

– поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения – это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы;

–поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами, циркуляционными водами образуются поры (например, поры выщелачивания), вплоть до образования карста;

–поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение

известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3· МgСО3). При доломитизации идёт

сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита (Al2O3·2·SiO2·H2O);

–пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации, перекристаллизации;

–пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор (2-5) – это, так называемые, вторичные поры,

возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

1.4.1 Виды пористости Различают пористость породы следующих видов: общую, открытую,

эффективную (динамическую).

Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых, независимо.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор и она измеряется в м3, см3.

На практике величину пористости породы характеризуют

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

коэффициентом пористости (M), выраженным в долях единицы или в процентах к объёму образца.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) зависит от объёма всех пор (Vпор):

Коэффициент эффективной (динамической) пористости (mэф)

характеризует фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор, через которые идёт фильтрация (Vпор фильтр.):

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, величины коэффициентов общей и эффективной пористости примерно равны (рис. 1.8.).

Для пород, содержащих большое количество цемента, между коэффициентами эффективной и общей пористости наблюдается существенное различие. В общем случае, для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

mп ≥ mo ≥ mэф.

Пористость пород нефтяных и газовых коллекторов может изменяться от нескольких процентов до 52 % (табл. 1.1). Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15-25 %.

Рисунок 1.8– Среднезернистый кварцевый песок юрского возраста месторождения Джаксымай,

Эмба, mэф - 22,31%

Таблица 1.1– Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

18