Удельная поверхность горных пород.

Удельной поверхностью породы называется величина суммарной поверхности частиц, приходящейся на единицу объема образца.Вследствие небольших размеров отдельных зерен и большой плотности их упаковки общая площадь поверхностей порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Подсчитано, что поверхность зерен правильной сферической формы размером 0, 2 мм, содержащихся в 1 м³ однородного песка, составляет около 20276 м²

От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной воды, адсорбционная способность и т. д. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать более существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых породах. Удельную площадь поверхности фильтрации нефтесодержащих пород с достаточной точностью можно подсчитать по приближенной формуле:

(1.7)

где  - удельная поверхность породы, м²/м³; m - пористость, доли единицы; к - проницаемость, м².

Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, колеблется в широких пределах - от 40000 до 230000 м²/м³. Породы, имеющие удельную поверхность более 230000 м²/м³, проницаемы или слабопроницаемы. Они представлены глинами, глинистыми песками, глинистыми сланцами и т.п.

Методы определения удельной поверхности.

Расчетные методы:

- по гранулометрическому составу пород

- по проницаемости и пористости

- формулы определения указаны выше

Более точны результаты экспериментальных методов:

1) фильтрационный

2) адсорбции меченых атомов

3) адсорбции красителей

Фильтрационный метод основан на использовании формулы Дерягина. В соответствии с этой формулой расход разряженного газа при кнудсеновском режиме подчиняется следующему закону. Кнудсеновский режим – это режим, когда длина свободного пробега мол. газа при фильтрации соизмерима с диаметром порового канала

      (10)

Где Q – расход газа, [м³/с]; M – молекулярная масса газа; R – универсальная газовая постоянная,

[Дж/ кг· К]; T - абсолютная температура, [К]; S_уд – удельная поверхность, [м² / м³];

 - градиент давления, [па/м].

Метод меченых атомов: при этом методе используются радиоактивные вещества. Уд. поверхность после адсорбции радиоактивного вещества на поверхности пор определяют по формуле:

S_уд =             (11)

Где S_уд – удельная поверхность, [м² / м³]

N – Число Авогадро

ω - площадь, занимаемая 1^ой молекулой на поверхности кристалла

a_ω – число молей атомов вещества, адсорбированного на внутренней поверхности пор

 

Третий метод занимает особое место по точности. Метод идентичен вышеназванному, получил широкое распространение в силу своей безопасности и возможности использования веществ с молекулами малой площадью посадки.

 

 

3. Что такое насыщенность? Связь насыщенности с фазовой проницаемостью.

Содержание в пустотах горных пород нефти, газа и воды называют насыщенностью.

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы. При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Степень насыщенности пустот, выражаемая коэффициентами нефте-, газо- и водонасыщенности -один из главных параметров, который учитывается при определении начальных и текущих запасов нефти и газа, коэффициента нефтеотдачи пласта. От насыщенности во многом зависит процесс многофазной фильтрации в поровом пространстве.

Коэффициент нефтенасыщенности - это доля объема пустот в горной породе, заполненных нефтью, измеряется в процентах или долях единицы. Аналогично определяются коэффициенты газо- и водонасыщенности.

Коэффициенты нефте- и водонасыщенности образца породы определяются (в долях единицы):

, (3.12)

Где: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн), V_h - объем нефти в образце породы;  - объем образца породы; V_b - объем воды в породе.

Коэффициент газонасыщенности образца:

(3.12)

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1. (1.38)

Для газонефтяных месторождений:

SВ + SН + SГ = 1. (1.39)

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасы­щенность SВ < 25%.

 Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

Исследования показывают, что фазовая проницаемость для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы. (Проницаемость фазовая (эффективная) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода)).

Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами.

При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2, 5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

 

4. Пористость. Виды пористости. Методы определения.

Пористость – это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости.

По происхождению поры бывают первичные и вторичные:

Первичные – это поры, образовавшиеся в процессе образования самой породы. К ним относятся промежутки между плоскостями и наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы.  Характерны для песков и песчаников

Вторичные – пустоты, образовавшиеся в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения V породы вследствие процесса доломитизации и т.д. Характерны для карбонатных и сильно заглинизованных плотных терригенных коллекторов.

По величине поровые каналы подразделяются:

1) сверхкапиллярные > 0, 5 мм

2) капиллярные 0, 5 мм... 0, 0002 мм

3) субкапиллярные < 0, 0002 мм

Сверхкапиллярные поры: нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил.

В субкапиллярных порах капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит.

Для оценки пористости г.п. введены три коэффициента:

Коэф-ом общ. пористости называется отношение объема всех пустот в породе к объему образца

m = (V_п.. / V_обр.)*100%    (1)

Коэф-нт открытой (эффективной) пористости – это отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца.

m₀ = (V_п.о. / V_обр.)*100%    (2)

V_п.о.  - суммарный объем взаимосвязанных пор в породе, м³

В связи с тем, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и не по всем взаимосвязанным порам движутся жидкость и газ, введены понятия статической и динамической емкости коллектора.

Статически полезная емкость (Пс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом, и она опр-ся:

Пс = m₀ – S_уд^ост       (3)

Где Пс - статически полезная емкость; m₀   - коэф-т открытой пористости;

  S_уд^ост – коэф-т остаточной водонасыщенности, %.

Динамически полезная емкость коллектора (Vg) характеризует объем пор и пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте, она зависит от перепада давления, градиента давления, свойств, насыщающих пласт. ж-тей и многих др. факторов с которыми связано наличие в пористой среде капиллярно удерживаемых объемов и неподвижных поверхностных слоев жидкости.

Коэф-нт динамической пористости - отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацией, к общему объемы.

m_g = (V_g / V_обр.)*100% (4)

Где m_g – самый маленький коэф-нт

m₀ = ( f_просв. / F )*100%  (5)

Где m₀ – коэф-нт открытой пористости; f_просв – суммарная площадь просветов в сечении образца;

F – площадь сечения образца [м²]

Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем в виду коэф-нт открытой пористости.

Приведем значение пористости некоторых типов нефтегазосодержащих пород:

1) несцементированные песчаники – от 52 %

2) песчаники – 3, 5...29%

3) известняки (карбонаты) – от 0, 6...33%

4) глины – 6, 0...50 %

5) глинистые сланцы – 0, 5...1, 4 %

В реальных горных породах пористость зависит от:

1) размеров и неоднородности слагающих породу зерен; чем больше их неоднородность, тем пористость меньше, т.к. мелкие частицы песка располагаются внутри крупных.

2) присутствия в составе г.п. глин. При контактировании с пластовыми и закачиваемыми с поверхности водами они набухают и уменьшают объем пустот.

3) глубины залегания породы. Чем глубже залегает продуктивный пласт, тем больше давление вышележащих пород, тем меньше коэф-нт пористости.

4) Наличия трещин, каверн, шероховатости. Чем их больше, тем больше пористость.

Пористость – это основной параметр при подсчете запасов нефти и газа. Пористость– это емкостная хар-ка, показывающая кокой объем запасов может содержаться в пустотах.

_изв = _{н н}  ( 7)

_изв – извлекаемые запасы нефти, [м³], [m]

F – площадь залежи, [м²]

h – толщина залежи, [м]

m – коэф-нт открытой пористости

S_н - коэф-нт нефтенасыщенности

_н  - коэф-нт нефтеотдачи

ρ – плотность нефти

b – объемный коэф-нт.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: