1. Роль физики пласта в процессе разработки месторождений нефти и газа

• Название: 1. Роль физики пласта в процессе разработки месторождений нефти и газа
• Дата: 02.06.2022
• Размер: 214.5 Kb.
• Имя файла: Fiz_plast_ekz.docx
• Тип: Документы; #565806
• страница: 2 из 6

Кривая суммарного состава Кривая распределения зерен песка по размерам


По результатам измерений строят кривые суммарного состава( по оси ординат массовые, весовые проценты, по оси абсцисс- логарифмы диаметров частиц d ср) и распределения зерен песка по размерам( по оси абсцисс откладывают диаметры частиц, по оси ординат- содержание каждой фракции в исследуемой породе в процентах по массе). (РИСУНОК+РИСУНОК)

12. Физические принципы изучения гранулометрического состава пород.

Гранулометрический состав пород- количественное содержание в гп частиц различной величины в процентах по весу.

Методы определения:

• 
  микроскопический;
  
• 
  ситовый;
  
• 
  седиментационный;
  
• 
  лазерный;
  
• 
  оптический.
  

1)Основополагающим в микроскопическом методе является изучение шлифов горных пород под микроскопом (оптическом или электронном).

Основными ограничениями метода являются достаточная трудоемкость, длительность измерения, сложность анализа большого количества частиц.

2)Ситовый анализ подразумевает разделение песка по размерам через сита с разными размерами отверстий. Основными преимуществами являются дешевизна оборудования и возможность применения для крупных частиц. При помощи ситового анализа невозможно исследовать эмульсии и аэрозоли/спрея; сложно измерять связанные и агломерированные материалы, например, глины.

3)Седиментационный метод основан на различной скорости оседания частиц в воде. Метод затруднителен для систем, где дисперсная фаза имеет высокое значение плотности (очень высокую скорость оседания) или состоит из смеси материалов различной плотности. При измерении необходим точный контроль температуры, поскольку вязкость среды зависит от температуры.

Закон Стокса справедлив только для сферических частиц и при условии, что в процессе оседания исключается столкновение между частицами. (ФОРМУЛА) Подавляющее большинство реальных частиц по форме отличны от сферической и, таким образом, за счет большей поверхности и повышенного( по сравнению со сферой) лобового сопротивления будут седиментировать медленнее, чем сферы эквивалентного диаметра( что приводит к занижению получаемых размеров). Для частиц, имеющих форму диска этот эффект выражен гораздо сильнее и заранее можно ожидать существенных отклонений конечных результатов от реальных в сторону занижения размеров.

4)Лазерный дифракция стала приоритетным методом определения гранулометрического анализа во многих отраслях промышленности. Метод основан на регистрации интенсивности рассеянного света, угловая зависимость которого определяется размером и оптическими свойствами частиц.

Данный метод универсален. С его помощью можно анализировать суспензии, эмульсии, порошкообразные материалы в сухом виде, аэрозоли, спреи. Скорость получения результатов достаточно высока( менее одной минуты).

5)Оптический гранулометрический анализ сыпучих тел обеспечивает возможность автоматического подсчета числа частиц определенной фракции. Это достигается тем, что используют сканирование предметного поля (прибора) несколькими световыми лучами разного сечения.

13.Плотность горных пород.

-масса вещества в единице объема.

В соответствии с Международной системой единиц (СИ) плотность измеряется в килограммах на 1 метр кубический.

Плотность можно определять с помощью пикнометра. Измерение плотности основано на взвешивании находящегося в нем жидкого вещества, заполняющего пикнометр до метки на горловине или до верхнего края капилляра, что соответствует номинальной вместимости пикнометра. Данный метод позволяет измерить плотность с очень высокой точностью( до 10^-5г/см^3).

Плотность жидкости может быть приближенно( с точностью до 0,01) определена с помощью ареометра. Ареометр представляет собой стеклянный тонкостенный цилиндрический сосуд, расширяющийся внизу и имеющий на конце стеклянный резервуар, заполненный дробью, реже ртутью. В верхней части ареометра имеется шкала с делениями, соответствующими плотности жидкости. Ареометр осторожно опускают в испытуемую жидкость, при этом он не должен касаться стенок и дна сосуда. Отсчет производят по делениям шкалы ареометра после того, как он перестанет перемещаться.

• 
  Минералогическая- плотность «скелета» гп, т.е. минералов.
  

С помощью пикнометра, предварительно проведя вакуумирование.

Для пород, содержащих водорастворимые соли и набухаемые в воде глины, а также карбонаты, в качестве рабочей жидкости используется очищенный керосин, а удаление воздуха производится путем вакуумирования.

Для остальных пород удаление воздуха можно проводить кипячением на водяной бане.

В результате проведения эксперимента может получится, что значение минералогической плотности отличается от ожидаемого.

1)Увеличение связано с тем, что некоторые частицы гп могут раствориться в воде, тем самым уменьшая объем горной породы. Чем меньше объем гп, тем больше плотность.

2)Уменьшение связано с тем, что в ходе эксперимента не убрали весь воздух из горой породы. Воздух остался, значит объем породы стал больше, а минералогическая плотность уменьшилась.

• 
  Кажущаяся- плотность гп с учетом пор и пустот, если в них содержится воздух. Определяется методом парафинизации. При этом способе образец породы перед взвешиванием в жидкости покрывается тонкой пленкой парафина, объем которого определяется по массе породы до и после парафинизации.
  

При реализации данного метода может случиться неточность, оказывающая влияние на конечный результат. Речь идет о получении плохой изоляции парафина вокруг проволоки. Вследствие этого в зазор между проволокой и парафином при гидростатическом взвешивании попадает рабочая жидкость.

• 
  Истинная- плотность с учетом присутствия исходного флюида, определяется в естественных условиях залегания гп методами плотностного гамма-гамма-каротажа, акустического каротажа.
  

Зная минеральную и кажущуюся плотности можно определить коэффициент пористости.

Определение пористости имеет большую важность при оценке жидкости с качественной стороны: при проверке ее плотности смотрят на соответствие жидкости нормам показателей качества.

14. Пористость горных пород.

-наличие в гп пор( пустот); характеризует способность вмещать флюид и отдавать его при разработке.

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы или в процентах объема породы.

• 
  Общая( полная, абсолютная)- суммарный объем всех пор, открытых и изолированных. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Открытая пористость эквивалентная объему сообщающихся между собой пор. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Эффективная пористость зависит от объема пор, через которые идет фильтрация. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Динамическая пористость зависит от градиента( перепада) давления. (ФОРМУЛА,РИСУНОК)
  

Пористость хороших коллекторов составляет 15-25%.

Методы измерения:

1.отношения объемов

• 
  Коэффициент открытой пористости обычно измеряется по методу И.А. Преображенского. Он заключается во взвешивании сухого образца в воздухе и того же образца , насыщенного керосином, в воздухе и в керосине. Объем открытых пор при этом определяется объемом керосина, вошедшего в поровое пространство образца. Объем образца определяется гидростатическим взвешиванием, т.е. по разности масс насыщенного жидкостью образца и насыщающей жидкостью.
  
• 
  Коэффициент пористости также измеряется по методу Мельчера( методу парафинизации). При этом способе образец породы перед взвешиванием в жидкости покрывается тонкой пленкой парафина, объем которого определяется по массе породы до и после парафинизации.
  

Вышеописанные методы определяют лишь открытую пористость, так как часть пор (замкнутых) не заполняется жидкостью. Поэтому объем пор часто находят по объему зерен с помощью пикнометров и спец приборов- жидкостных и газовых порозиметров.

• 
  Принцип действия газового порозиметра основан на законе Бойля-Мариотта: изменяя в системе объемы газа и давление, по полученным данным подсчитывают объем частиц и пористость.
  
• 
  В жидкостном порозиметре объем зерен или образца, предварительно насыщенного под вакуумом керосином, определяется по объему вытесненной жидкости (керосина) после помещения в камеру прибора твердого тела.
  

2.отношения площадей

Пористость образца можно представить в виде отношения площади пор к площади всего образца в каком-либо сечении. В этом случае пористость оценивается с помощью методов, основанных на измерении площадей под микроскопом или определении соотношения этих площадей по фотографиям. Для контрастности при изучении степени взаимосвязанности пор последние иногда заполняются окрашенным воском.

Факторы, влияющие на коэффициент пористости:

• 
  зависимость пористости от глубины залегания пород (ГРАФИК) ;
  
• 
  размеры и форма зерен гп;
  
• 
  степень отсортированности гп;
  
• 
  однородность и окатанность зерен;
  
• 
  минеральный состав цемента и тип цемента.
  

Для определения пористости важно знать, какие виды пор присутствуют в данной горной породе. Поры гп:

• 
  сверхкапилляры (нефть,газ,вода) более 10^-4м;
  
• 
  капилляры( нефть,газ,вода) 10^-7-10^-4м;
  
• 
  субкапилляры( газ) 2*10^-9-10^-7м;
  
• 
  микропоры менее 2*10^-9м.
  

Виды пор:

• 
  проточные( магистральные)
  
• 
  открытые
  
• 
  тупиковые,
  
• 
  изолированные(замкнутые).
  

Виды пористости:

1. 
   Первичная( образовалась в период седиментации): поры между зернами обломочного материала и кристаллами.
   
2. 
   Вторичная( возникла при геолого-химических процессах): поры растворения( доломит); пустоты и трещины, образованные за счет процессов растворения минеральной составляющей породы; пустоты и трещины, образованные за счет выветривания ,эрозионных процессов.
   

15. Первичная и вторичная пористость. Породы, обладающие этой пористостью.

Пористость горных пород-наличие в гп пор( пустот); характеризует способность вмещать флюид и отдавать его при разработке.

• 
  Первичная( образовалась в период седиментации)- поры между зернами обломочного материала и кристаллами.
  

Пористость большинства песчаных коллекторов является преимущественно первичной.

• 
  Вторичная( возникла при геолого-химических процессах): поры растворения( доломит); пустоты и трещины, образованные за счет процессов растворения минеральной составляющей породы; пустоты и трещины, образованные за счет выветривания, эрозионных процессов.
  

Карбонатные породы-коллекторы в большей степени, чем песчаные, характеризуются вторичной пористостью.

16.Факторы, влияющие на коэффициент пористости.

Пористость горных пород-наличие в гп пор( пустот); характеризует способность вмещать флюид и отдавать его при разработке. Коэффициент пористости измеряется в долях единицы или в процентах объема породы.

Факторы, влияющие на коэффициент пористости:

• 
  зависимость пористости от глубины залегания пород (ГРАФИК) ;
  
• 
  размеры и форма зерен гп;
  
• 
  степень отсортированности гп;
  
• 
  однородность и окатанность зерен;
  
• 
  минеральный состав цемента и тип цемента.
  

Типы цементов:

• 
  контактовый(обломки очень тесно прижаты друг к другу, цемент можно встретить только в местах их непосредственного соприкосновения), пористость 16-26%;
  
• 
  сгустковый;
  
• 
  пленочный(вокруг каждого обломка существует пленка цемента), пористость 12-16%;
  
• 
  поровый(зерна соприкасаются друг с другом, при этом цемент заполняет поры между ними), пористость 7-12%;
  
• 
  базальный(зерна друг с другом не соприкасаются, а свободно «плавают» в цементе), пористость 3-7%.
  

17. Пористость идеального грунта. Коэффициент пористости.

Идеальный грунт- среда, состоящая из набора параллельных цилиндрических трубок одинакового диаметра, уложенных одинаковым образом. (РИСУНОК)

Реальные гп имеют очень сложную геометрию порового пространства или трещин. Кроме того, размеры частиц гранулярных коллекторов или трещин в трещиноватых породах меняются в очень широких пределах- от микрометров до сантиметров. Естественно, что математическое описание течения через столь хаотическую структуру невозможно. С целью количественного описания реальные сложные породы моделируют идеализированными моделями.

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы или в процентах объема породы.

Факторы, влияющие на коэффициент пористости:

• 
  зависимость пористости от глубины залегания пород (ГРАФИК) ;
  
• 
  размеры и форма зерен гп;
  
• 
  степень отсортированности гп;
  
• 
  однородность и окатанность зерен;
  
• 
  минеральный состав цемента и тип цемента.
  

Типы цементов:

1. 
   контактовый(обломки очень тесно прижаты друг к другу, цемент можно встретить только в местах их непосредственного соприкосновения), пористость 16-26%;
   
2. 
   сгустковый;
   
3. 
   пленочный(вокруг каждого обломка существует пленка цемента), пористость 12-16%;
   
4. 
   поровый(зерна соприкасаются друг с другом, при этом цемент заполняет поры между ними), пористость 7-12%;
   
5. 
   базальный(зерна друг с другом не соприкасаются, а свободно «плавают» в цементе), пористость 3-7%.
   

Виды пористости:

• 
  Общая( полная, абсолютная)- суммарный объем всех пор, открытых и изолированных. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Открытая пористость эквивалентная объему сообщающихся между собой пор. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Эффективная пористость зависит от объема пор, через которые идет фильтрация. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Динамическая пористость зависит от градиента( перепада) давления. (ФОРМУЛА,РИСУНОК)
  

18. Коэффициенты полной, открытой, эффективной и динамической пористости.

Пористость горных пород-наличие в гп пор( пустот); характеризует способность вмещать флюид и отдавать его при разработке. Коэффициент пористости измеряется в долях единицы или в процентах объема породы.

Виды пористости:

• 
  Общая( полная, абсолютная)- суммарный объем всех пор, открытых и изолированных. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Открытая пористость эквивалентная объему сообщающихся между собой пор. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Эффективная пористость зависит от объема пор, через которые идет фильтрация. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Динамическая пористость зависит от градиента( перепада) давления. (ФОРМУЛА,РИСУНОК)
  

19. Лабораторные методы определения пористости.

Пористость горных пород-наличие в гп пор( пустот); характеризует способность вмещать флюид и отдавать его при разработке. Коэффициент пористости измеряется в долях единицы или в процентах объема породы.

Виды пористости:

• 
  Общая( полная, абсолютная)- суммарный объем всех пор, открытых и изолированных. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Открытая пористость эквивалентная объему сообщающихся между собой пор. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Эффективная пористость зависит от объема пор, через которые идет фильтрация. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Динамическая пористость зависит от градиента( перепада) давления. (ФОРМУЛА,РИСУНОК)
  

Методы измерения:

1.отношения объемов

• 
  Коэффициент открытой пористости обычно измеряется по методу И.А. Преображенского. Он заключается во взвешивании сухого образца в воздухе и того же образца , насыщенного керосином, в воздухе и в керосине. Объем открытых пор при этом определяется объемом керосина, вошедшего в поровое пространство образца. Объем образца определяется гидростатическим взвешиванием, т.е. по разности масс насыщенного жидкостью образца и насыщающей жидкостью.
  
• 
  Коэффициент пористости также измеряется по методу Мельчера( методу парафинизации). При этом способе образец породы перед взвешиванием в жидкости покрывается тонкой пленкой парафина, объем которого определяется по массе породы до и после парафинизации.
  

Вышеописанные методы определяют лишь открытую пористость, так как часть пор (замкнутых) не заполняется жидкостью. Поэтому объем пор часто находят по объему зерен с помощью пикнометров и спец приборов- жидкостных и газовых порозиметров.

• 
  Принцип действия газового порозиметра основан на законе Бойля-Мариотта: изменяя в системе объемы газа и давление, по полученным данным подсчитывают объем частиц и пористость.
  
• 
  В жидкостном порозиметре объем зерен или образца, предварительно насыщенного под вакуумом керосином, определяется по объему вытесненной жидкости (керосина) после помещения в камеру прибора твердого тела.
  

2.отношения площадей

Пористость образца можно представить в виде отношения площади пор к площади всего образца в каком-либо сечении. В этом случае пористость оценивается с помощью методов, основанных на измерении площадей под микроскопом или определении соотношения этих площадей по фотографиям. Для контрастности при изучении степени взаимосвязанности пор последние иногда заполняются окрашенным воском.

20. Трещиноватость и кавернозность пористых сред.

Трещиноватость гп (трещинная емкость) связана с наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. . По происхождению трещиноватость горных пород разделяется на нетектоническую, тектоническую и планетарную. Трещины различного размера могут формировать трещинные системы.

Трещины могут быть заполнены водами (грунтовыми безнапорными или напорными, что может быть опасно для горняков), газами (к примеру, метаном или углекислым газом, что также потенциально опасно), разными минеральными и органическими веществами.

Залежи нефти, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены в большинстве случаев к плотным карбонатным породам, иногда- к терригенным отложениям. Такие породы очень плотные, часто не пропускают жидкости и газы, практически плохо проницаемые. Вместе с тем наличие сети трещины, пронизывающих эти коллекторы, обеспечивает значительные притоки к скважинам.

В песчаниках и алевролитах преобладают открытые макротрещины, реже появляются закрытые. В глинах и аргиллитах развиты в основном открытые микротрещины. В органогенных доломитовых известняках широко развиты закрытые микротрещины наряду с наличием открытых. В карбонатных породах имеются пустоты, возникшие в породе вследствие процессов растворения (каверны).

Нередко в карбонатных коллекторах отмечается развитие кавернозности. Каверны в карбонатных породах образуются либо в процессе отложения породы, либо после. Кавернозные известняки первого типа встречаются в рифовых массивах, в которых в результате распада органического вещества, первоначально заполняющего полости в породе, образуются каверны. Каверны второго типа образуются в результате растворения известняков при циркуляции подземных вод. Эти каверны, связанные с карстовыми явлениями, широко развиты в доломитах и известняках, особенно при наличии в них трещиноватости, способствующей проникновению подземных вод и движению их по трещинам.

Обычно кавернозность в карбонатных породах развита весьма неравномерно, что очень затрудняет изучение их пустотности.

21. Учет пористости при подсчете геологических и извлекаемых запасов газа.

Пористость горных пород-наличие в гп пор( пустот); характеризует способность вмещать флюид и отдавать его при разработке. Коэффициент пористости измеряется в долях единицы или в процентах объема породы.

Виды пористости:

• 
  Общая( полная, абсолютная)- суммарный объем всех пор, открытых и изолированных. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Открытая пористость эквивалентная объему сообщающихся между собой пор. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Эффективная пористость зависит от объема пор, через которые идет фильтрация. (ФОРМУЛА)
  
• 
  Динамическая пористость зависит от градиента( перепада) давления. (ФОРМУЛА,РИСУНОК)
  

На сегодняшний день есть абсолютно разные методы подсчета запасов нефти и газа: детерминистский и вероятностный. Детерминистский метод основывается на извлеченной инженерной, геологической и экономической информации. Для вычислений применяются единичные значения площади, пористости, мощности и так далее.

Вероятностный метод представляет собой статистический анализ полученных геологических, экономических и инженерных данных, во время которого запасы вычисляются по графику кривых распределения.

Аналитические методы:

1. 
   Способ аналогий. Основывается на предположении о соответствии исследуемого пласта его аналогам по свойствам пород и флюидов.
   
2. 
   Объемный прием.
   
3. 
   Прием материального баланса. Базируется на изучении динамики колебаний давления в пласте во время отбора из него флюидов.
   
4. 
   Метод изучения показателей эксплуатации. Основывается на исследовании изменения темпа отбора фазовой структуры добываемых веществ в соответствии со временем и величиной производства
   

Из перечисленных методов чаще всего используется объемный метод вычисления запасов. Его сущность заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности.

(ФОРМУЛА)

Коэффициент открытой пористости обычно устанавливают по данным изучения образцов пород, отобранных в интервале продуктивного пласта. Обычно такие данные по площади и по разрезу в полной мере отсутствуют и поэтому для определения пористости необходимо использовать промыслово-геофизические методы.

Важным фактором является то, коэффициент какой именно пористости учитывать . От этого зависит какие запасы мы считаем.

• 
  Для подсчета потенциальных( геологических) запасов используется значение коэффициента открытой пористости.
  
• 
  Для подсчета извлекаемых запасов используется значение эффективной пористости. (Добыть флюид можно лишь из сообщающихся пор, через которые идет фильтрация).
  

22. Проницаемость горных пород.

Проницаемость- способность гп пропускать через себя флюид под действием перепада давления.

Проницаемость не зависит от типа флюида, фильтрующегося через породу, а определяется микроструктурой пористой среды.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, алевролиты.

Плохо проницаемыми породами являются: глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели.

Коэффициент проницаемости измеряется в Дарси [Д] , 1м^2=1,02*10^12Д.

Размерность коэффициента проницаемости (система СИ ) вытекает из соотношения