физика пласта. Кочина Физика пласта. Учебное пособие Часть 1 петрофизика породыколлекторы нефти и газа
 Скачать 3.82 Mb.
|
|
1.2.2. Гранулометрический состав горных пород Количественное содержание в породе частиц различной величины называется гранулометрическим (механическим) составом горных породи имеет смысл только для терригенных слабосцементированных коллекторов. Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако размеры их для большинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 0,01÷1 мм. Методика гранулометрического анализа для различных пород различна В рыхлых породах распределение по размерам зерен проводят путем рассеивания на ситах (ситовой анализ. В более мелких (коллоидно-дисперсных) породах – по скорости оседания частиц в жидкости (седиментационный или се- диментометрический анализ. В сцементированных породах изучаются шлифы породы под микроскопом. Таким образом, механический состав определяют ситовыми седиментометрическим (или седиментационным, а также шли- фовым анализом. Ситовый анализ сыпучих горных пород применяют для определения содержания фракций частиц размером от 0,05 до 10 мм. Проэкстрагированный и высушенный образец нефтесодержащей породы (40–50 г) раздробляется на кусочки и обрабатывается м раствором соляной кислоты для удаления карбонатов. После этого порода растирается в фарфоровой чашке резиновой пробкой с одновременным промыванием водой для удаления глинистой фракции. Отмытая от глинистой фракции проба высушивается и рассеивается на ситах. Применяют сита с размерами отверстий, совпадающих с принятой классификацией. Сита бывают трех видов шелковые, проволочные и штампованные. В нашей стране обычно применяют штампованные сита с отверстиями 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0,5; 0,25 мм. Количественное содержание фракций определенного размера рассчитывают на бескарбонатную породу. После каждого анализа производят проверку на потерю веса фракции при рассеве. Суммарный вес полученных фракций должен совпадать с весом исходной бескарбонатной навески породы. Для рассеивания сита располагаются друг над другом, и просеивание происходит от сита с большим диаметром отверстий к меньшим в специальных приборах (ротан), где сита приобретают возвратно-поступательные движения с встряхиванием. Для определения механического состава керна берут навеску образца 50 г, проэкстагированного и высушенного при температуре 107 о С до постоянной массы. Просеивание проводят строго в течение 15 мин. Для определения процентного содержания полученных фракций проводят их взвешивание (по ситам) с точностью дог. Сумма масс всех фракций после просеивания не должна отличаться от первоначальной массы образца более чем на 1–2%. Пример оформления результатов № сита Размер частиц, мм Содержание, % Сумма, % 1 2 n 0,002 0,002–0,005 3,3 3,23 3,77 0,2 3,23 7 100 Седиментационный (или седиментометрический) анализ проводится для фракций частиц размером менее 0,05 мм. Разделение таких коллоидно-дисперсных частиц по фракциям основано на различной скорости осаждения частиц разного размера в вязкой жидкости. Расчет скорости свободного падения частиц породы в жидкости производится по формуле Стокса для частиц сферической формы 18 2 ж п v gd (1.2.1) где – скорость осаждения частиц d – диаметр частиц ж – плотность жидкости п – плотность твердой частицы g – ускорение силы тяжести n – кинематическая вязкость. Формула (1.2.1) может быть записана и следующим образом: ж п gd 18 2 , где μ – динамическая вязкость жидкости. Для проведения ориентировочных расчетов последнюю формулу можно упростить, положив плотность жидкости, равной плотности воды ж 1 г/см 3 , плотность породы п 2.65 г/см 3 , вязкость воды при 15 о С μ = 0,0114 сПз. Тогда формула Стокса принимает вид 1127 , 0 d , где d – диаметр частиц в мм, υ – скорость падения частиц в см. При выводе формулы Стокса учитывается, что при движении частицы в вязкой жидкости действует сила сопротивления, определяемая законом Стокса: r F s 6 При этом было сделано несколько допущений, налагающих известныеограничения на ее применение частицы должны быть шарообразной формы движение их должно происходить достаточно медленно в вязкой и несжимаемой жидкости ив бесконечном удалении от стенок и дна сосуда частицы должны осаждаться с постоянной скоростью, не превышающей некоторого предельного значения частицы должны быть твердыми и иметь гладкую поверхность не должно быть скольжения на границе между движущейся частицей и дисперсионной средой частицы должны быть достаточно большими по сравнению с молекулами дисперсионной среды. Заметные отклонения от формулы обнаруживаются при движении частиц, размеры которых меньше 50 мкм и больше 100 мкм. Формула Стокса справедлива при свободном движении зерен, поэтому массовое содержание твердой фазы не должно превышать. Одним из самых простых способов создания такой смеси является метод отмучивания по Сабанину: размельченный грунт помещают в конический или цилиндрический сосуд, через который воду направляют снизу вверх. Регулированием скорости воды добиваются выноса из пределов сосуда частиц определенного диаметра. При сливе разделяют мелкие частицы медленно оседающие) от крупных (быстро оседающие) – это и есть отмучивание. Практически определение зависимости диаметра частиц от скорости их оседания в вязкой жидкости осуществляется на специальной установке – весах Фигуровского (рис. 1.2.1). При этом способе хорошо перемешанную суспензию (частички грунта в жидкости) вливают в цилиндрический сосуд 3, в который опущен тонкий стеклянный диск 4, подвешенный нитью (плечо весов к стеклянному кварцевому стержню (коромысло) 1. Оседающие частицы суспензии отлагаются на диске, длина погружения которого и время регистрируется отсчетным микроскопом 5. По результатам всех видов анализа для данного образца (или нескольких) породы составляется сводная таблица. Рис. 1.2.1. Весы НА. Фигуровского: 1 – стеклянный стержень 2 – нить 3 – цилиндрический сосуд 4 – стеклянный диск 5 – отсчетный микроскоп. Коэффициент неоднородности горных пород Результаты анализа гранулометрического состава пород изображаются также в виде графиков суммарного состава и распределения зерен породы по размерам (рис. 1.2.2 и 1.2.3). Для построения графика распределения зерен породы по размерам (гистограммы) по оси абсцисс откладываются диаметры частица по оси ординат – массовое содержание в % каждой фракции в породе. При построении суммарного гранулометрического анализа по оси ординат откладывают суммарные массовые доли фракции в процентах, а по оси абсцисс – диаметры частиц или их логарифмов. Рис. 1.2.2. Кривая распределения зерен породы по размеру (1), гистограмма (2) Рис. 1.2.3. Кумулятивная интегральная) кривая суммарного гранулометрического состава зерен породы Такие графики называют кумулятивными (интегральными) кривыми гранулометрического состава. Если при построении такого графика суммировать содержание частиц, меньших данного диаметра, то получится кривая, показанная на рисунке Для определения коэффициента неоднородности по Газену на этой кривой отмечают на оси ординат точки, соответствующие 60%-му и 10%-му суммарному содержанию частиц, и определяют соответствующие им на оси абсцисс диаметры d = 60 и d = 10. Степень неоднородности породы (речь идет о терригенных коллекторах) характеризуется отношением н) Таким образом, коэффициент неоднородности горной породы по Газену определяется отношением диаметра частиц, составляющих со всеми частицами меньшего диаметра 60% от массы фракций, к диаметру частиц, составляющих со всеми частицами меньшего диаметра 10% от массы фракций. Очевидно, что чем больше коэффициент неоднородности, тем более разнородной по гранулометрическому составу является порода. Для однородного песка кривая суммарного состава выражается крутой линией, а для неоднородного – пологой. По кривой распределения зерен выявляют диапазон размеров фракций, которые в основном слагают породу. Коэффициенты неоднородности пород, слагающих нефтяные и газовые месторождения, колеблются в пределах 1÷6. 1.2.4. Карбонатность горных пород Под карбонатностью горных пород подразумевается суммарное содержание в них солей угольной кислоты соды Na 2 CO 3 , поташа K 2 CO 3 , известняка О, доломита MgCO 3 , CaCO 3 , сидерита. Содержание этих солей в породах колеблется в широких пределах. Одни породы целиком состоят из карбонатов, другие не содержат их совсем или содержат в небольшом количестве в виде цементирующего материала. К первой группе в основном относятся известняки и доломи- ты, ко второй – кварцевые песчаники многих нефтяных и газовых месторождений. Определение вещественного состава и количества карбонатов в горных породах имеет большое значение для выяснения условий осадконакопления, формирования вторичных пустот в виде пори каверн, для корреляций порода также для выбора оптимальных условий термического кислотного воздействия на них. Породы продуктивных пластов, содержащие значительное количество карбонатов, могут быть с успехом подвергнуты обработке соляной кислотой с целью увеличения проницаемости призабойной зоны скважины и интенсификации добычи нефти. Определение карбонатности горных пород основано на химическом разложении в них карбонатов и на учете углекислого газа, выделяющегося при их разложении. Связанные с этим определением подсчеты ведутся по отношению к СаСО 3 , т.к. известняк составляет основную часть рассматриваемых карбонатов. При этом, как правило, воздействуют на карбонатную породу соляной кислотой, осуществляя химическую реакцию вида 2 2 3 2 CO O H CaCl HCl CaCO Поданной формуле можно определить карбонатность породы в процентах в пересчете на СаСО 3 , например, по найденному объему СОК) где К – содержание СаСО 3 (карбонатов) в породе, %; V – найденный объем углекислого газа, см Р – масса 1 см углекислого газа в мг при температуре и барометрическом давлении в момент отсчета, мг а – масса исследуемого образца породы, г. Для определения Р пользуются таблицей, в которой приводятся его значения при различных температурах и барометрических давлениях. Подробное описание различных методов определения карбонатности, вывод формулы (1.2.3), а также таблица для определения Р приведены в дополнении к главе 2 Приложения. Вопросы для самопроверки. Каковы типы пустот коллекторов 2. Как подразделяются поры по размерами сообщаемости? 3. Что подразумевается под гранулометрическим составом горных пород 4. Какими методами определяется механический состав породы 5. Как изменяется размер частиц горных пород 6. В чем суть ситового метода 7. В чем суть разделения коллоидно-дисперсных частиц по фракциям. Каковы допущения на применение формулы Стокса 9. В каких случаях обнаруживается отклонение от формулы Стокса 10. Чем определяется степень неоднородности песка и как еѐ определить. Как графически отображается гранулометрический состав горных пород 12. Дайте определение коэффициента неоднородности. 13. Что понимают под карбонатностью горных пород 14. Выведите формулу для определения карбонатности. 15. С какой целью карбонатные породы подвергают солянокислот- ной обработке 16. Какие существуют способы определения карбонатности, их достоинства и недостатки 17. В чем состоит способ определения карбонатности на приборе Кларка 24 1.3. Удельная поверхность и пористость горных пород 1.3.1. Удельная поверхность горных пород Под удельной поверхностью горных пород понимают суммарную поверхность частиц, содержащихся в единице объема образца: обр уд V S S Следовательно, чем больше в породе мелких частиц, тем больше ее удельная поверхность. Согласно принятой классификации удельная поверхность породы, состоящей из псефитов и псаммитов, не превышает 950 см 2 /см 3 ; алевритов – от 950 до 2 300 см 2 /см 3 ; пелитов – более 2 300 см 2 /см 3 Величиной удельной поверхности определяются многие свойства горной породы проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т.п. Удельную поверхность нефтеносных пород особенно важно знать потому, что на процессы фильтрации большое влияние оказывают молеку- лярно-поверхностные силы, действующие на контакте флюид – порода. Эти молекулярные явления могут существенным образом изменять характер фильтрации. Обычные объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обуславливаются молекулами, находящимися внутри жидкости, поэтому при фильтрации жидкости через крупнозернистую породу с относительно небольшой удельной поверхностью роль молекул, входящих в контакт с поверхностью, невелика, т.к. их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда, через которую движется жидкость, имеет большую удельную поверхность (состоит из мелких зерен, то число поверхностных молекул становится сравнимым с числом объемных молекул. Несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, точное определение ее величины – весьма сложная задача, связанная с большим разнообразием строения горных пород рис. 1.3.1 и 1.3.2) . Рис. 1.3.1. Различные структуры поровых пространства высокопористые с хорошо скатанными и отсортированными зѐрнами; б очень высокопористые с хорошо скатанными отсортированными и пористыми зернами в низкопористые с плохо скатанными и отсортированными зернами г пониженной пористости с хорошо скатанными отсортированными, но сцементированными зернами д спорами растворения е с трещинной пористостью Рис. 1.3.2. Виды пор в пластинчатых минералах а, б разрезы минерала по различным направлениям в вид сверху. Поры 1 – щелевидные; 2 – лабиринтообразные; 3 – замкнутые 4, 5 – клиновидные В сцементированных породах удельная поверхность впер- вую очередь зависит от строения и характера распределения пустот, но некоторые из них могут оказаться изолированными от поверхности исследуемого образца и, следовательно, небу- дут участвовать при определении удельной поверхности. А других способов определения удельной поверхности при наличии замкнутых пустот в пористой среде пока нет. В слабосцементированных и несцементированных породах основной способ определения удельной поверхности связан с вычислением суммарного объема, занимаемого в образце только твердыми частицами, для чего предварительно определяется объем пустот (что значительно легче, например, заполнив образец жидкостью. Тогда, зная гранулометрический состав керна, можно определить число песчинок, составляющих каждую фракцию, определить их средний диаметр и объема затем найти суммарную поверхность всех песчинок и удельную поверхность образца. Например, пусть известно объем пустот (пор) в образце пор объем образца V обр ; радиус песчинок r. Для фиктивного грунта (состоящего из частиц шарообразной формы одного диаметра) площадь поверхности всех частиц 2 4 r N S , где N – число частиц в объеме образца. Если учесть, что объем скелета в образце горной породы равен V ск = V обр – пор, то N = V ск /V 1 . Здесь V 1 = 4πr 3 /3 – объем одной частицы. Таким образом, суммарную поверхность всех частиц можно найти из формулы: r V V r r V V S пор пор обр 2 3 обр 3 4 3 4 , а удельную поверхность как обр пор обр пор обр уд V V 1 6 3 d V V V r S (1.3.1) В действительности не все пустоты породы могут быть заполнены жидкостью, те. при определении объема пустот насыщением жидкостью часть пор внутри образца остается незаполненной (поры изолированы от поверхности образца. Кроме того, есть так называемые непроточные пустоты – это тупиковые и субкапиллярные поры. Поэтому удельную поверхность пород разделяют на 3 группы полную, открытую, эффективную. Полная удельная поверхность определяется для абсолютно всех пустот в породе. Открытая удельная поверхность определяется для пустот, связанных с поверхностью образца, в т.ч. тупиковых и непроточных пор. Эффективная удельная поверхность определяется только для проточных пор. Формулы для определения полной, открытой и эффективной удельной поверхности связаны с другими параметрами пористых сред (пористостью, проницаемостью и др, поэтому будут даны после их изучения. 1.3.2. Емкость пустот пород. Пористость По происхождению пустоты в породах подразделяют напер- вичные и вторичные. Поры первичного происхождения образовались вовремя формирований самой породы. К ним относятся пустоты между частицами и зернами, слагающими породу пустоты между плоскостями наслоения пустоты, образовавшиеся после разложения органических остатков пустоты пузырчатого характера в некоторых изверженных породах. В понятие емкости пустот горных пород входят не только пустоты первичного происхождения, образовавшиеся в период осадконакопления и формирования породы, но и пустоты, образованные в результате дальнейших процессов разломки и дробления породы, растворения, доломитизации и др. К вторичным пустотам относятся поры, которые образовались путем вымачивания растворимых минералов при циркуляции в породах пластовой воды трещины и каверны, сформировавшиеся под действием тектонических пропусков в земной коре, а также в результате перекристаллизации минералов, доломитизации и т.д. По величине и сообщаемости поры условно подразделяют на сверхкапиллярные – диаметром более 0,5 мм капиллярные – диаметром от 0,5 до 0,0002 мм субкапиллярные – диаметром менее 0,0002 мм. По крупным порам движение жидкости происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил. Капиллярные поры свойственны преимущественно песчаным коллекторам. В субкапиллярных порах преобладают моле- кулярно-поверхностные силы. Поры такого сечения заполнены водой, и движение ее в природных условиях не наблюдается. По размеру трещины подразделяются на микротрещины с раскрытостью от 0,01 до 0,1 мм и макротрещины с раскрытостью более 0,1 мм. Сточки зрения извлечения нефти и газа представляют интерес промышленные скопления в породах, представленных капиллярными и сверхкапиллярными порами. Породы с субкапил- лярными порами практически непроницаемы для жидкостей и газов. Эти породы выполняют, как правило, роль покрышки структурных ловушек залежей нефти и газа. Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пора емкость трещин и каверн определяется обычно отдельно. Коэффициентом полной (или абсолютной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к его полному объему: обр V V m пор (1.3.2) Коэффициент пористости измеряется в долях единицы или в %. Наряду с понятием полной пористости вводят понятие открытой, эффективной и динамической пористости а также понятие статистической и динамической полезных емкостей коллекторов. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца: обр отк о V V m (1.3.3) Коэффициентом эффективной пористости называют отношение объема проточных пор, по которым возможно движение флюидов в природных условиях, к объему образца обр эф э V V m (1.3.4) Коэффициентом динамической пористости называют отношение объема движущегося в породе флюида к объему образца: , обр дин д V V m (1.3.5) те. имеется ввиду объем пор, в которых действительно происходит движение жидкости или газа при созданном перепаде давления. Этот объем, очевидно, меньше, чем эффективный объем пленочной и капиллярно удержанной нефти. Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор, которые могут быть заняты нефтью или газом, и определяется как разность объема открытых пори доли объема пор, занятой остаточной водой: П ст = V 0 – ост. воды |