ре. Учебное пособие Издательство Нижневартовского государственного университета 2017
 Скачать 4.03 Mb.
|
|
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 [5]: 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 [3]: 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 [3]: 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 [3]: обр эф э V V m (1.3.4) Коэффициентом динамической пористости называют отношение объема движущегося в породе флюида к объему образца [3]: , 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 [3]: П ст = V 0 – ост. воды Динамическая полезная емкость характеризует емкость коллектора, по поровому объему которого может происходить движение (фильтрация) нефти и газа в условиях пласта П дин = П ст – V нв , где V нв – объем пленочной нефти и капиллярно удержанной воды. Наряду с пористостью используется еще одна характеристика пористой среды – просветность. Просветностью называется отношение площади пустот к общей площади поперечного сечения керна [3]: F F n пуст Если умножить в этой формуле числитель и знаменательна длину образца, тов первом приближении можно считать n = m, те. просветность керна численно приблизительно равна его пористости. Пористость фиктивного грунта. Связь между пористостью и удельной поверхностью Пористость – основной параметр при подсчете запасов нефти или природного газа в залежи. Оценка пористости горных пород – задача весьма сложная, т.к. реальная пористая среда является сложной структурной системой (рис. 1.3.3) [5]. Для приближенных аналитических расчетов иногда используют понятие фиктивного грунта – идеализированной пористой среды, состоящей из хорошо отсортированных частиц шарообразной формы одного диаметра. Однако надо учесть, что каждый элемент фиктивного грунта, сложенный восемью частицами, может быть упакован по-разному (рис. 1.3.4 и 1.3.5) [5]. Рис. 1.3.3. Идеализированное представление и реальное изображение горных пород Рис. 1.3.4. Возможные варианты упаковки зерен фиктивного грунта кубическая, ромбическая и для случая зерен двух размеров Рис. 1.3.5. Схема упаковки зерен фиктивного грунта с углом упаковки а q = 60 ° ; б q = Угол упаковки, образованный пересечением линий, соединяющих центры соседних шаров, может изменяться от 60° (плотная упаковка) до 90° (свободная упаковка. Из геометрических соображений Слихтером было показано, что в общем случае [5]: cos 2 1 cos 1 6 1 m (1.3.6) Из полученной формулы видно, что пористость фиктивного грунта не зависит от диаметра частица определяется лишь плотностью упаковки зерен при α = 600, m = 0,259 – плотная упаковка при α = 900, m = 0,477 – свободная упаковка. Пористость однородных естественных песков, сложенных хорошо окатанными зернами, близка к пористости фиктивного грунта. В природных же условиях наблюдаются более сложные закономерности изменения пористости. На величину пористости кроме взаимного расположения зерен влияет множество факторов размер и форма частиц, неоднородность их по размерам, характер цементации и растворения солей и др. Так, чем более неоднороден песок по размерам, тем меньше пористость, т.к. мелкие частицы забивают поры, образованные крупными зернами. Наиболее неравномерна пористость карбонатных пород, в которых наряду с крупными трещинами, кавернами и пустотами имеются плотные блоки, практически лишенные пор. Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, как правило, измеряется в следующих пределах пески 20–25%, песчаники, карбонаты 10–25% (25%). Сравнив формулы (1.3.1) и (1.3.2), легко получить связь между пористостью и удельной поверхностью в случае фиктивного грунта [5]: m 1 6 уд d S (1.3.7) Для естественного грунта со сложным гранулометрическим составом формула (1.3.7) приобретает следующий вид [5]: i i i i i d d d d p p S 1 1 2 1 1 , m 1 6 уд , (1.3.8) где p – масса породы, p i – масса данной фракции, d i – средние диаметры фракций, d i ΄ и d i ΄΄ – ближайшие стандартные размеры сит. С учетом нешаровидности частиц удельная поверхность увеличивается в 1,2–1,4 раза. 1.3.4. Методы определения пористости горных пород Для определения полной (абсолютной) пористости образца горной породы, исходя из формулы (1.3.2), необходимо знать объем пори объем образца. Для определения объема образца существует несколько различных способов Метод парафинизации. Предварительно взвешенный образец покрывают тонкой пленкой расплавленного парафина за 1–2 секунды, чтобы парафин не проник в поры и сразу застыл. Затем взвешивают образец с оболочкой и определяют его объем погружением в жидкость, и вычитают объем оболочки, учитывая удельный весили плотность) парафина. Достоинством метода является возможность его использования для определения объема образцов рыхлых пород, однако он очень трудоемок и не повышает точности измерений коэффициента пористости. Метод вытеснения. При использовании этого метода образец погружают в жидкость, не проникающую в его поры (чаще всего имеют ввиду ртуть, и таким образом определяют объем образца. Недостатком метода является то, что способ применим только к сильно сцементированным кернам (иначе при погружении в ртуть часть зерен может отпасть, а также что невозможно учесть прилипшие к поверхности образца пузырьки воздуха из-за непрозрачности ртути. Кроме того, ртуть токсична. Геометрический метод. Измерение геометрических размеров образцов проводят лишь для специально выточенных кернов идеальной формы без сколов зерен. Метод Преображенского. Наиболее часто используемый метод, заключающийся в насыщении образца жидкостью (чаще керосином или водой) и определении его объема погружением в эту же жидкость. Методы измерения объема пор образца горной породы определяются видом пористости. 1. Метод Мельчера измерения полной пористости. При определении полной (абсолютной) пористости горной породы исходят из того, что масса проэкстрагированного и высушенного образца породы есть величина постоянная дои после его дробления. Выразим объем твердой части образца породы через V тв , тогда выражение для полной пористости примет вид [4]: тв обр обр тв обр V V V m 1 , (1.3.9) где r обр и r тв – плотность образца и его твердой части (скелета или зерен. Таким образом, полная пористость образца горной породы может быть определена, если известны плотность образца в целом и плотность слагающих его частиц. При определении объема образца для расчета его плотности используют метод парафинизации. Образец очищают от парафина, измельчают и определяют плотность измельченной твердой части путем взвешивания и погружения в жидкость. В ряде случаев используют два образца один парафинизируют, другой измельчают для определения плотности. Для измерений могут использоваться специальные приборы – порозиметры (рис. 1.3.6) [1]. Порозиметр состоит из градуированной трубки, имеющей на одном конце камеру, а на другом – расширение, притертое к стаканчику. При этом объем стаканчика до начала шкалы равен объему камеры до конца шкалы. До измерения объема образца его насыщают керосином в вакуумной установке (рис. 1.3.7) [2]. Рис. 1.3.6. Порозиметр: 1 – стаканчик, 2 – расширение, 3 – камера Рис. 1.3.7. Вакуумная установка 1 – вакуумметр, 2 – делительная воронка, 3 – кран, 4 – склянка Тищенко, 5 – колба Бунзена В порозиметр наливают керосин, плотно закрывают стаканчиком, переворачивают и проводят отсчет. Затем переворачивают в первоначальное положение, снимают стаканчик, помещают в колбу насыщенный и поверхностно осушенный образец, плотно закрывают стаканчиком, прибор переворачивают и проводят второй отсчет. Разность отсчетов равна объему образца. Второй кусочек тщательно измельчают и аналогичным образом определяют объем получившегося порошка. 34 2. Методом насыщения по Преображенскому определяют открытую пористость. Экстрагированный и высушенный образец взвешивают (вес Р. Затем образец насыщается под вакуумом жидкостью (керосином или водой. Насыщенный образец вынимают, освобождают от избытка жидкости, взвешивают в воздухе (вес Р к ). Разность весов насыщенного и сухого образцов, деленная на удельный вес керосина к дает объем пор [2]: к к n Р P V Далее насыщенный образец взвешивают в керосине (Р кк ). Разность весов насыщенного образца в воздухе ив керосине, деленная на удельный вес керосина, дает его объем [2]: к кк к обр Р P V Отношение V n и V обр определяет коэффициент пористости насыщения , , к к n обр n Р P V V V m , к кк к обр Р P V %. 100 кк к к Р P Р P m Из полученной формулы видно, что коэффициент пористости не зависит от удельного веса жидкости. В крупнозернистых и особенно слабосцементированных песчаниках коэффициенты абсолютной пористости и пористости насыщения почти совпадают. Метод Преображенского широко применяется для сцементированных пород. 3. Более точное определение открытой пористости можно получить методом насыщения сухого образца не адсорбирующимся на поверхности частиц газом (азотом. Пусть образец насыщен газом при давлении Р, а выпущен при снижении до давления Р. Считая газ идеальным, запишем уравнения материального баланса [2]: пори пор 2 2 Здесь 1 1 V и 2 2 V – масса газа в поровом пространстве образца при давлении Р 1 и Р, соответственно, 1 и 2 – значение плотности газа при этих давлениях, 1 V и – объем газа в образце при насыщении и после того, как часть газа была выпущена из образца при понижении давления. Объем выпущенного из образца газа V можно измерить (например, газовым счетчиком. Тогда пор 2 1 1 2 1 , откуда легко найти объем пор, зная объем образца и коэффициент открытой пористости [2]: 2 2 1 1 P P RT V m 4. Для определения эффективной пористости после насыщения образца керосином последний удаляют на капиллярной установке (при этом объемом пленки, покрывающей частицы в образце, пренебрегают. 5. Для определения динамической пористости используют неэкстрагированные образцы, которые продувают воздухом или азотом при градиенте давления порядка 0,05 МПа/см для удаления подвижной части жидкости. 6. Пористость образца можно представить в виде отношения площади пор к площади всего образца в каком-либо сечении (про- светностью). В этом случае пористость оценивается методами, основанными на измерении площадей под микроскопом или определении соотношения этих площадей по фотографиям. Для контрастности при изучении степени взаимосвязанности пор последние иногда заполняются окрашенным воском или пластиками. При выборе методов измерения пористости необходимо учитывать особенности и свойства коллектора. При оценке пористости пород газовых коллекторов открытую пористость следует измерять газометрическим способом с помощью газовых порозиметров. В случае сыпучих пород можно воспользоваться формулой, предложенной Б.Ф. Ремневым [3]: c c m m m 22 , 0 1 42 , 0 , где m c – пористость породы после разрушения. |