Физика пласта_Курс лекций. Физические свойства горных пород коллекторов нефти и газа

• Название: Физические свойства горных пород коллекторов нефти и газа
• Дата: 16.03.2022
• Размер: 2.6 Mb.
• Имя файла: Физика пласта_Курс лекций.docx
• Тип: Документы; #399443
• страница: 2 из 9

1.3. Пористость горных пород
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот - пор, каверн, трещин). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это емкостной параметр горной породы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор.

1. Поры между зернами обломочного материала (межкристаллические поры) - это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопления. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород.

2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счет растворения минеральной составляющей породы активными флюидами (циркуляционными водами) образуются поры. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.

3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объема породы. Например, превращение известняка (СаСО₃) в доломит (СаСО₃·МgСО₃). При доломитизации идет сокращение объемов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации - образование каолинита (Al₂O₃·2·SiO₂·H₂O).

4. Пустоты и трещины, образованные за счет эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

5. Пустоты и трещины, образованные за счет тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор, описанные под пунктами (2-5), так называемые вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах. По Ф.И. Котяхову [5], в основу деления пустот матрицы на поры и каверны должны быть положены физическая сущность явлений и вытекающие из нее практические выводы. Например, во многих отношениях к порам следует относить пустоты исследуемого образца породы, в которых вода или нефть могут удерживаться капиллярными силами, т. е. в которых капиллярные силы преобладают над гравитационными, а к кавернам - пустоты, в которых гравитационные силы преобладают над капиллярными, и поэтому жидкость в них не удерживается.

Из такого деления пустот породы на поры и каверны следует, что:

1 ) содержание капиллярно-связанной воды в кавернах можно всегда принимать практически равным нулю;

2 ) коэффициенты нефтеотдачи и газоотдачи каверн и пор в этом случае при прочих равных условиях всегда различны;

3) методы определения их емкости также различны.

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости Кп называется отношение суммарного объема всех пор в образце породы (в том числе и изолированных) Vпор к видимому его объему Vобр:



Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор (рис. 1.8). В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов.

По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные - размеры больше 0,5 мм;

2) капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные - меньше 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил.



Рис. 1.8. Иллюстративная модель порового пространства коллектора

1 - изолированные поры; 2 - тупиковые поры; 3 - открытые поры
В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут. Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости, практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы).

Хорошие коллекторы нефти - те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Наряду с полной пористостью введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую пористость коллектора.

Коэффициентом открытой пористости К_оп принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца. Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом.Эта величина определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой остаточной водой. В зависимости от перепадов давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей и характера поверхности пород та или иная часть жидкости не движется в порах. Сюда относятся неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удержанная жидкость и т. д.

Динамическая пористость коллектора К_дп характеризует относительный объем пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти и газа в условиях, существующих в пласте.

В табл. 1.1 приведены коэффициенты пористости некоторых осадочных пород.

Таблица 1.1

Горная порода	Пористость, %
Глинистые сланцы	0,54–1,4
Глины	6,0–50,0
Пески	6,0–52
Песчаники	13–29,0
Известняки	до 33
Доломиты	до 39
Известняки и доломиты как покрышки	0,65–2,5

Методы определения пористости горных пород

Из определения понятия полной пористости вытекают следующие соотношения, которые используются для ее измерения,

где V_o6p и V_зерен - объемы образца и зерен.

Учитывая, что масса образца равна массе слагающих его зерен, формулу можно представить в виде

(1.2)
Здесь ρ_o6p и ρ_зерен - плотности образца и зерен.

Из формул следует, что для определения пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Существует много методов определения этих величин и соответственно имеется множество способов оценки величины пористости горных пород.

Для определения объема образца часто пользуются по И. А. Преображенскому методом взвешивания насыщенного жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и в воздухе (при этом для расчета объема образца используется закон Архимеда). Объем породы можно найти по объему вытесненной жидкости при погружении в нее образца, насыщенного той же жидкостью.

Рассмотрим методику определения пористости по И. А. Преображенскому. Для определения открытой пористости взвешивают сухой и насыщенный керосином под вакуумом образец в воздухе и образец, насыщенный керосином, взвешивают в керосине.

Пусть m₁ - масса сухого образца в воздухе; m₂ - масса образца с керосином в воздухе; m₃ - масса насыщенного керосином образца, помещенного в керосин; ρ_к - плотность керосина. Тогда объем пор в образце



а объем образца



открытая пористость образца


Насыщения образца жидкостью можно избежать, если использовать метод парафинизации (метод Мельчера). При этом способе образец породы перед взвешиванием в жидкости покрывается тонкой пленкой парафина, объем которого определяется по массе породы до и после парафинизации. Метод парафинизации трудоемок и не повышает точности определений.

Объем образца можно также определить по его размерам, если придать ему правильные геометрические формы, а объем пор — по методу взвешивания. Объем пор при этом находится по разности массы породы, насыщенной под вакуумом жидкостью, и массы сухого образца



где ρ_ж - плотность жидкости.

Следует учитывать, что методом насыщения и взвешиванием определяется не полная пористость, так как часть пор (замкнутых) не заполняется жидкостью, а так называемая пористость насыщения. Поэтому объем пор часто находят по объему зерен. Для этого используют пикнометры и специальные приборы - жидкостные и газовые порозиметры. Порозиметрами пользуются также для нахождения открытой пористости.

Жидкостный порозиметр (рис. 1.9) выполнен из стекла и состоит из градуированной трубки, имеющей на одном конце камеру 1, а на другом – расширение 2, притертое к стакану 3. У собранного прибора объем стакана до начала шкалы 4 равен объему камеры 1 до конца шкалы 5.


Рис.1.9. Прибор для определения пористости (порозиметр)
Для измерения объема образца и объема зерен используется три образца породы. Первый образец взвешивают с точностью до 0,01 г. Насыщение этого образца керосином до измерения его объема производится в вакуумной установке. Пока образец насыщается, в порозиметр наливают керосин, после чего прибор плотно закрывают стаканом, переворачивают и через 5–7 мин., сохраняя его в строго вертикальном положении в специальном штативе, производят отсчет. Насыщенный образец осушают, перекатывая его по стеклу, пока поверхность его не станет матовой и на стекле не перестанет оставаться мокрый след. После этого порозиметр переворачивают, снимают стакан, давая керосину стечь с краев в трубку, помещают туда насыщенный керосином образец и плотно закрывают стаканом. Затем прибор переворачивают, дают стечь керосину и производят второй отсчет. Разность произведенных отсчетов равна объему образца. Зная вес и объем образца, определяют плотность породы.

Второй образец породы тщательно размельчают и в количестве 7–10 г взвешивают с точностью до 0,01 г. Объем порошка определяют так же, как и объем первого образца. Однако, прежде чем делать второй отсчет, необходимо вращением прибора в наклонном положении и встряхиванием удалить приставшие к частицам пузырьки воздуха. Зная вес и объем порошка, определяют плотность зерен и подсчитывают коэффициент полной пористости по формуле (1.2).

Принцип действия газового порозиметра основан на законе Бойля-Мариотта: изменяя в системе объемы газа или давление, по полученным данным подсчитывают объем частиц и пористость.

Пористость образца можно представить в виде соотношения площади пор к площади всего образца в каком-либо сечении. На этом основании 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 окрашенными воском или пластиками.

При выборе методов измерения пористости необходимо учитывать особенности и свойства коллектора. Для песков величины открытой и полной пористости практически одинаковы. В песчаниках и алевролитах по данным А. А. Ханина полная пористость может на 5 - 6% превышать открытую. Наибольший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов. При оценке пористости пород газовых коллекторов, сложенных алевролитами и песчано-алевролитовыми отложениями, открытую пористость следует измерять газометрическим способом с помощью газовых порозиметров. Пористость их оказывается существенно большей, чем при насыщении этих пород керосином.

Газометрический способ следует также применять для измерения пористости пород, разрушающихся при насыщении керосином, а также образцов с низкой пористостью (менее 5%), так как в последнем случае объем пленки керосина, покрывающего образец, становится сравнимым с объемом пор, что сильно искажает результаты определений.
1.4 Фиктивный грунт
Фиктивным принято называть воображаемый грунт, состоящий из шарообразных частиц одного и того же размера.

Пористость такого идеализированного грунта целесообразно рассмотреть потому, что закономерности изменения ее легко могут быть получены аналитическим путем и, кроме того, некоторые зависимости величины пористости фиктивных грунтов действительны также и для хорошо отсортированных однородных естественных песков.

Из рис. 1.10 можно видеть, что каждый элемент фиктивного грунта, сложенный восемью шарообразными частицами, может иметь плотную (рис. 1.10, б) и свободную (рис. 1.10, а) укладку. При этом угол, α ромба, образованного линиями, соединяющими центры шаров, изменяется от 60 до 90°.



Рис. 1.10. Модель фиктивного грунта
Из простых геометрических соображений вытекает, что пористость фиктивного грунта в зависимости от угла α будет равна

(1.3)

где К_п - коэффициент пористости в долях единицы; α - угол пересечения линий, соединяющих центры шаров.

Как следует из формулы (1.3), пористость фиктивного грунта не зависит от диаметра частиц, а зависит лишь от плотности укладки, т. е. от взаимного расположения шаров, определяемого величиной угла α.

Подставляя в формулу (1.3) крайние значения угла а, которые он принимает при наиболее плотной и свободной укладке, получим пределы изменения пористости фиктивного грунта:

К_п = 0,259 при α = 60°;

К_п = 0,477 при α = 90°.

Пористость однородных естественных песков, сложенных хорошо окатанными зернами, близка к пористости фиктивного грунта.

В природных условиях наблюдаются более сложные закономерности изменения пористости пород нефтесодержащих пластов.
1.5 Удельная поверхность
Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца.

Удельная поверхность пористых тел зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность норового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы. Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т. д. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Очень важно знать ее величину также в связи с большим влиянием молекулярно-поверхностных сил на процессы фильтрации нефти. Работами советских ученых М. М. Кусакова, Б. В. Дерягина, К. Зинченко, Ф. А. Требина установлено, что кроме объемных свойств жидкостей и газов (например, плотности, вязкости) на законы фильтрации влияют еще и молекулярные явления, происходящие на контактах жидкости и породы. Эти молекулярно- поверхностные явления могут существенно изменять характер фильтрации. Обычные объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются молекулами, распространенными внутри жидкой фазы. Поэтому в крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.

Таким образом, удельная поверхность представляет одну из важнейших характеристик горной породы.

Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, точное определение ее величины - сложная задача. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами от десятков и сотен микрон (по диаметру) до величин, сравнимых с размерами молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенной величины, а зависит от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул, имеющих одинаковые размеры, можно по опытным данным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента. Для мелкопористых адсорбентов и существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул наблюдаются значительные отклонения в величинах удельной поверхности (явление это носит название ультрапористости). Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму, то поверхность всех частиц в 1 м³ породы составит




(1.4)

где S_уд - удельная поверхность в м²/м³;

К_п - пористость в долях единицы;

d - диаметр частиц в м.
Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее величины по каждой фракции гранулометрического состава

, (1.5)

где m - масса породы в кг;

m_i - масса данной фракции в кг;

d_i - средние диаметры фракций в м.

Тогда
, (1.6)

где ∆g_i - доля веса каждой фракции в %.
По экспериментальным данным К. Г. Оркина при определении удельной поверхности по механическому составу в формулу (1.5) следует ввести поправочный коэффициент, учитывающий повышение удельной поверхности вследствие нешаровидности формы зерен, величина которого α=1,2 - 1,4. Меньшие значения относятся к окатанным зернам, большие - к угловатым.

Используя уравнения, связывающие параметры фиктивного грунта, аналогичные формуле (1.4), можно также установить зависимость между удельной поверхностью и другими параметрами реальных пород. Для этого при выводе соответствующих формул реальный грунт с неоднородными частицами заменяют эквивалентным естественному фиктивным грунтом. Гидравлическое сопротивление фильтрации жидкости и удельная поверхность в этих грунтах одинаковые. Диаметр частиц фиктивного грунта принято называть эффективным d_эф.Сопоставляя формулы (1.4) и (1.5), можно видеть, что

, (1.7)

или

(1.8)

С другой стороны, удельную поверхность можно выразить через гидравлический радиус δ:

(1.9)

или


Гидравлический радиус, как известно, равен отношению площади порового канала к его периметру и для поры с круглым сечением с радиусом R



Тогда можно написать

(1.10)

Учитывая что

(1.11)

Подставляя в (1.10) значение Rиз формулы (1.11), получим

, (1.12)

где S_уд - удельная поверхность в м²/м³;

k_пр - проницаемость в м².
Если выразить проницаемость в мкм², то получим удельную поверхность в м²/м³:

(1.13)
Из формул (1.12) и (1.13) следует, что чем меньше радиус поровых каналов и проницаемость породы, тем больше ее удельная поверхность. Формула (1.13) представляет собой один из вариантов формул Козени - Кармана, устанавливающих зависимость коэффициента проницаемости от пористости, удельной поверхности и структуры порового пространства.

В общем виде формула Козени - Кармана записывается в виде
, (1.14)

где К_Д- пористость породы (характеризующая динамическую полезную емкость коллектора);

S_уд - удельная поверхность;

Т- извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к длине керна);

f - коэффициент, учитывающий форму поровых каналов (изменяется от 2 до 3).

Величина извилистости Тможет достигать 6 и более.