1.3. Гранулометрический состав горных пород. Гранулометрический состав нефти


Гранулометрический состав пород — Мегаобучалка

Тема 1. Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа.

Природные коллекторы нефти и газа.

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими акку­мулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии кол­лектора нефти и газа - его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористо­стью и проницаемостью, а в более общем виде - типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на тер-ригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцемен­тированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терриген-ных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломи­тами.

Коллекторские свойства горных пород в первую очередь обусловливаются наличием в них пустот (пор, трещин и каверн). Поры — это пустоты, образованные межзерновыми пространствами и представляющие собой сложные капилляр­ные системы. Трещины — пустоты, образовавшиеся в результате разрушения сплошности породы, как правило, под дейст­вием механических напряжений, и характеризующиеся несоизмеримостью одного линейного размера по отношению к ос­тальным. Каверны — пустоты значительного размера, образовавшиеся в результате выщелачивания горной породы. В отли­чие от пор в кавернах гравитационные силы преобладают над капиллярными.

Обычно к кавернам относят пустоты с линейными размерами более 1—3 мм.

Перовыми коллекторами сложены многочисленные месторождения нефти и газа земного шара. Кавернозного типа коллектор, как и чисто трещинного, встречается значительно реже. Чаще коллекторы бывают смешанного типа, особенно трещинно-порового. Коллектор перового и трещинно-порового типов как правило связан с терригенными породами В них содержится около 60% мировых запасов нефти и 76% запасов газа. Коллектор трещинного и кавернового типов характерны для карбонатных пород. В терригенных и карбонатных породах содержится 99% мировых запасов нефти и газа. Вместе с тем карбонатные отложения из-за высокой продуктивности обеспечивают около 60% мировой добычи нефти. В России основные коллекторы нефти и газа — терригенные породы. В то же время эксплуатируется и более 200 месторождений с карбонатны­ми коллекторами. Удельный вес запасов нефти в карбонатных коллекторах и ее добычи из них постоянно возрастает. Кол-лекторские свойства пород нефтяного и газового пласта характеризуются следующими показателями:

1. гранулометрическим составом пород;

2. пористостью;

3. проницаемостью;

4. капиллярными свойствами;

5. удельной поверхностью;

6. механическими свойствами;

7. насыщенностью пород водой, нефтью и газом.

Гранулометрический состав пород.

Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное, как правило, массовое содержа­ние в породе частиц различной крупности. Им в значительной степени определяются многие свойства породы: пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. п. По механическому составу можно судить о геологиче­ских условиях отложения пород залежи.

Так как размеры частиц породы обуславливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от грануломет-рического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, по­крывающих поверхность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти.

В процессе эксплуатации скважин на основании гранулометрического состава подбирают фильтры, предотвращаю­щие вынос песка из пласта в скважину.

Гранулометрический состав горной породы определяют ситовым и седиментационным анализами, ситовый анализ применяется для фракционирования частиц размером более 0,05 мм. Содержание частиц меньшего размера находят седи­ментационным анализом.

Для проведения ситового анализа проэксграгированный от остаточной нефти и высушенный образец породы массой 40— 50 г дробят на кусочки, не разрушая отдельных зерен, и обрабатывают 10%-ным раствором соляной кислоты для уда­ления карбонатов. После этого образец растирают пробкой в форфоровой чашке с одновременной промывкой водой для уда­ления глинистой фракции. Отмытую породу высушивают, взвешивают и просеивают через набор сит в течение 15 мин. Ос­тавшиеся на каждом сите фракции взвешивают и результаты записывают в таблицу. Суммарная масса фракций должна сов­падать с начальной массой отмытой высушенной породы.

Седиментационный анализ основывается на зависимости скорости падения частицы в вязкой жидкости от размера частицы. Определение скорости свободного падения частиц породы в жидкости производится по формуле Стокса для частиц сферической формы:

где v — скорость осаждения частиц в жидкости; g — ускорение свободного падения; (/—диаметр частиц; v — кине­матическая вязкость жидкости; рж — плотность жидкости; рп — плотность частиц породы.

Считается, что формула Стокса справедлива для частиц диаметром 0,1—0,001 мм. На скорость осаждения частиц меньшего размера ощутимое влияние оказывают броуновское движение и слои адсорбированной на поверхности частиц жидкости, не учитываемые в формуле (1.1).

Наиболее распространенные методы седиментационного анализа — пипеточный метод, метод отмучивания потоком воды и метод взвешивания осадка.

Результаты гранулометрического анализа представляют в виде таблиц, гистограмм и графиков, иллюстрирующих связь между диаметром частиц и их массовой долей в породе.

Графически гранулометрический состав можно представить в виде интегральной кривой распределения (рис. 1.1) или графика плотности распределения частиц по размерам (рис. 1.2). Точки интегральной кривой распределения получают, отмечая, как правило, в полулогарифмических координатах диаметр и суммарную массовую долю частиц, начиная от нуля и кончая данным диаметром.

 

Рис. 1.1. Кривая суммарного гранулометрического состава зерен породы

 

Рис. 1.2. Кривая распределения зерен породы по размерам (1) и гистограмма (2)

По интегральной кривой распределения судят о неоднородности пород по размерам слагающих ее зерен. Количест­венно она характеризуется отношением (Wdio, где Обо, dio — диаметры, для которых суммарная доля частиц с диаметрами от нуля до данного диаметра, составляют соответственно 60 и 10% (точки 2 и 5 на рис. 1.2). Для нефтяных месторождений эта величина обычно изменяется от 1,1 до 20. По диаметру, соответствующему суммарной массовой доле 90% (точка / на рис. 1.1), подбирают забойные противопесчаные фильтры с определенными размерами отверстий.

megaobuchalka.ru

Гранулометрический (механический) состав пород

Содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах, называется гранулометрическим (механическим) составом.

От гранулометрического состава зависят не только пористость, но и другие важнейшие свойства пористой среды: проницаемость, удельная поверхность и др.

На основании результатов механического анализа, проводимого в процессе эксплуатации месторождения, для оборудования забоев нефтяных скважин подбирают фильтры, предохраняющие скважину от поступления в нее песка, подбирают режимы промывок песчаных пробок и т.д. Анализ механического состава широко применяется не только для изучения свойств, их происхождения, но и в нефтепромысловой практике. Механический состав определяют ситовым анализом ( > 0,05 мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.

Нефтегазоводонасыщенность - это отношение объема V нефти, газа и воды, находящихся в пустотном пространстве, к объему пустотного пространства Vп (пустот).

V= Vн/ Vп; V= Vв/ Vп; V= Vг/ Vп;

Карбонатность нефтегазосодержащих пород - это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО3, CaMg(CO3)-2).

Чем выше карбонатность, тем ниже проницаемость пород и в целом хуже коллекторные свойства.

По мере роста карбонатности песчаников постепенно снижается их пористость, а когда карбонатность достигает 10%, снимается и проницаемость. При карбонатности 2530% песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.

Удельная поверхность - суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объёма горной породы.

Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверхность превышает 20 000 м2/м2). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.

Условия залегания флюидов в залежи Флюидоупоры

Породы плохо проницаемые, перекрывающие и экранирующие скопление нефти и газа по кровле и подошве, называются покрышками.

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи. Наиболее распространенными считаются глины. Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород.

Природные резервуары

Природным резервуаром называется природ­ная емкость для нефти, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением кол­лектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми по­родами.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве по­род—коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления.

Строение природных резервуаров определяется их типом, ве­щественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород-коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массив­ные илитологически ограниченные. Они могут быть сложены по­родами разного вещественного состава: терригенными, карбонат­ными, вулканогенными.

Пластовый резервуар – это проницаемый пласт, ограниченный флюидоупорами в кровле и подошве (рис.1).

Рис.1.

Массивный резервуарпредставляет собой большую толщу (несколько сот метров) проницаемых пород, перекрытую флюидоупором.

Залежи углеводородов (УВ) в таких резервуарах контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора, поэтому внутренний контур нефтеносности (газоносности) в них отсутствует.

Породы-коллекторы, слагающие массивные резервуары могут быть литологически однородными или неоднородными, соответственно этому выделяют однородно-массивные(рис. 2, б) инеоднородно–массивные(рис. 2, в) природные резервуары.

Рис. 2

Пластово-массивные природные резервуары (рис. 2, д) образуются при чередовании флюидоупоров и пластов-коллекторов, представляющих собой единую гидродинамическую систему, в которой водонефтяные или газоводяные контакты находятся на одной гипсометрической отметке.

Гидродинамическая связь пластов-коллекторов обеспечивается за счет выклинивания непроницаемых пород, возникновения в них участков деструкции (повышенной трещиноватости) или разрывных нарушений.

Рис. 2

Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв

Литологически ограниченные резервуары – это линзовидные проницаемые тела, заключенные в толще непроницаемых пород (рис. 2, г).

Рис. 2

Ловушками нефти и газа назы­ваются части природных резервуаров, в которых благодаря раз­личного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экраниро­ванию создаются условия для скопления нефти и газа.

Наиболее простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. Основными параметрами такой ловушки являются: толщина коллектора, площадь по замкнутому контуру (изогипсе) и высота, измеряемая от кровли коллектора в своде складки до замка ловушки.

В настоящее время известно, что в природных резервуарах существуют структурные, литологические, стратиграфические и гидродинамические ловушки.

Ловушки структурного типа образуются в результате пликативных и дизъюнктивных тектонических деформаций горных пород, и разделяются на сводовые (антиклинальные) и тектонически экранированные ловушки (рис 3, а, б). Антиклинальная ловушка обусловлена изгибом слоев вверх.

Рис. 3. Разрез и план сводовой (а) ловушки и дизъюнктивно

(тектонически) экранированной (б) ловушки в пластовом резервуаре:

1 – пластовый резервуар; 2 – изогипсы кровли пласта-колллектора, м;

3 – залежь в плане; 4 – тектоническое разрывное нарушение

Тектонически экранированные ловушки образуются в антиклинальных структурах и на моноклиналях, при наличии тектонических разрывов. Более правильно их следует называть дизъюнктивно экранированными, так как своды и антиклинали тоже представляют собой тектонические экраны на пути движения нефти и газа. При моноклинальном залегании природного резервуара ловушка может образоваться только при условии, если тектонический разрыв (экран) представляет собой не прямую плоскую поверхность, а кривую или ломаную поверхность (рис. 3б). Ограниченная разломом тектонически экранированная ловушка сформирована вертикальным перемещением пластов, когда пласт непроницаемых пород располагается напротив пласта проницаемых пород.

Ловушки литологического типа образуются в результате выклинивания пород-коллекторов по восстанию слоев (рис. 4) или их замещения одновозрастными слабопроницаемыми породами, а также при появлении повышенной локальной трещиноватости горных пород, или при наличии песчаных линз внутри глинистых толщ. В последних двух случаях понятия природный резервуар и ловушка совпадают.

Рис. 4. Литологически экранированная ловушка:

1 – линия выклинивания пласта-коллектора.

Ловушки стратиграфического типа образуются в результате денудационного срезания пород-коллекторов и их несогласного перекрытия флюидоупорами (рис. 5, а, б). Стратиграфическая ловушка формируется при замещении пористых пород непроницаемыми, причем это замещение обусловлено обстановками накопления осадков

Рис. 5. Стратиграфически экранированные ловушки:

а – в присводовой части антиклинальной структуры; б – на моноклинали (непроницаемые породы представлены известняками)

Гидравлические (гидродинамические) ловушки образуются в результате гидродинамического напора встречного потока вод, оказывающего противодавление на мигрирующие УВ. Таким образом, они образуются в результате появления экрана, созданного нисходящими высоконапорными водами, циркулирующими по пластам-коллекторам, поверхностям стратиграфических несогласий и тектоническим нарушениям

studfiles.net

Гранулометрический состав горных пород

Пласты, сложенные песками, состоят из разнообразных по размерам зерен неправильной формы. Количественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть г р а н у л о м е т р и ч е с к и м с о с т а в о м, от которого зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть их гранулометрический анализ.

Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако по результатам исследований размеры их для большинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 1 – 0,01 мм.

Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размерами частиц меньше 0,1 мкм (0,001 мм). Значительное количество их содержится в глинах, лёссах и других породах.

В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследствие огромной величины их общей поверхности состав этих минералов влияет на процессы поглощения катионов (и анионов). От их количества в значительной степени зависит степень набухаемости горных пород в воде.

Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и более. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации.

Ситовый анализ сыпучих горных пород применяют для определения содержания фракций частиц размером от 0,05 до 6 –7 мм, а иногда и до 100 мм. В лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053; 0,074; 0,105; 0,149; 0,210; 0,227; 0,42; 0,59; 0,84; 1,69 и 3,36 мм. Существуют и другие системы сит и всевозможных механических приспособлений для рассева.

Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наиболее крупными размерами отверстий. Для определения механического состава керна берут навеску образца 50 г, хорошо проэкстрагированного и высушенного при температуре 107° С до постоянной массы. Просеивание проводят в течение 15 мин. Увеличение или уменьшение продолжительности просева может привести к неправильным результатам.

Для определения процентного содержания полученных фракций в исследуемом образце проводят их взвешивание на технических весах с точностью до 0,01 г. Сумма масс всех фракций после просеивания не должна отличаться от первоначальной массы образца более чем на 1—2%

Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы

(1.1)

где – ускорение силы тяжести; d — диаметр частиц; – кинематическая вязкость;

— плотность жидкости; – плотность вещества частицы.

Формула (1.1) справедлива при свободном нестесненном движении зерен; чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждения в дисперсной среде, массовое содержание твердой фазы в суспензии не должно превышать 1%.

Использование формулы Стокса при седиментационном анализе рассмотрим на примере пипеточного метода.

Из фракции песка, прошедшего через сито с наименьшими отверстиями, отбирают 10 г песка и перемешивают его с водой в цилиндре емкостью 1 л, помещенном в баню (рис. 1.1).

В цилиндр вставляется пипетка 2, глубина спуска ее кончика h составляет примерно 30 см. Допустим, что необходимо определить в песке количество частиц диаметром меньше dx. Для этого при помощи формулы (1.1) вычисляют время t падения частиц размером dx до глубины спуска пипетки h. Очевидно, с глубины h через время tx в пипетку проникнут только те частицы, диаметр которых меньше d1 так как к этому времени после начала их осаждения более крупные зерна расположатся ниже кончика пипетки. Высушив содержимое пипетки, определяют количество находящихся в суспензии частиц диаметром менее или более d1. Это легко сделать, так как масса всей навески G1, объем отобранной суспензии V, масса сухого остатка в ней G и объем жидкости V1 в цилиндре известны. Очевидно, процентное содержание в породе отобранных пипеткой фракций (т. е. частиц диаметром меньше, чем d1) будет

.

 

Рис.1.1 Седиментометр

1 – стеклянный кран; 2 – пипетка; 3 – мешалка; 4 – градуированный цилиндр;

% – стеклянный термостат

 

Отбирая последующие пробы через другие интервалы времени от начала отстаивания суспензии, точно так же определяют содержание более мелких фракций. Существует много методов седиментационного анализа. В лабораториях по исследованию грунтов широко применяют методы отмучивания током воды, отмучивания сливанием жидкости (метод Сабанина) и метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

1.3. Гранулометрический состав горных пород

Гранулометрическим составом горных пород называют количественное (массовое) содержание в породах частиц различной величины. Гранулометрический состав характеризует степень дисперсности минеральных частиц, слагающих горную породу. От степени дисперсности минералов зависят многие другие коллекторские свойства пористой среды: пористость, проницаемость, удельная поверхность, остаточная водонасыщенность, нефтенасыщенность, силы, капиллярно удерживающие флюиды в пласте и другие.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных (10–3-10–5 см) до галечника и валунов. Гранулометрический состав нефтесодержащих пород в основном представлен частицами размером от 1 до 0,01 мм в диаметре. По размерам зерен классифицируют структуры обломочных пород на следующие:

- псефитовую, с размером зерен более 2 мм;

- псаммитовую, с преимущественным размером частиц от 2 до 0,1 мм;

- алевритовую, включающую частицы размером 0,1-0,01 мм;

- пелитовую, с размером зерен менее 0,01 мм.

Для определения гранулометрического состава горных пород существует несколько методов. Наиболее распространенными являются ситовый и седиментационный методы, применяемые для слабо и средне сцементированных горных пород. Ситовый анализ применяется преимущественно для характеристики состава псефитов и псаммитов (породу последовательно просеивают через сита с уменьшающим диаметром отверстий), а седиментационный анализ используют для алевритов и пелитов. Результаты анализа гранулометрического состава пород представляют в виде таблиц или диаграмм (рис. 1.6), секторы которых показывают содержание различных фракций. Путём суммирования в последовательном порядке процентного содержания каждой фракции, строят интегральную (кумулятивной) кривую (рис. 1.7).

Рис. 1.6. Изображение состава в виде гистограммы и диаграммы

Рис. 1.7. Гистограмма гранулометрического состава образца (слева): d – диаметр частиц, γ = - 10 lg d и интегральная кривая суммарного состава

По построенной интегральной кривой определяют две важные величины: коэффициент однородности (неоднородности) и так называемый действующий диаметр или эффективный размер зерен (dЭф).

Для пород со средней и высокой цементацией применяют метод исследования в шлифах под микроскопом (см. лабораторный практикум).

1.4. Пористость

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

  1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения – это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

  1. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами, циркуляционными водами образуются поры (например, поры выщелачивания), вплоть до образования карста.

  1. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3·МgСО3). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита (Al2O3·2·SiO2·h3O).

  1. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

  1. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор (2-5) – это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

studfiles.net

Гранулометрический состав породы

Природные коллекторы нефти

Под природным нефтяным коллектором (подземным резервуаром) понимается пласт пористой и проницаемой породы, в котором скопилось количество нефти, оправдывающее его промышленную разработку.

Подавляющая часть месторождений нефти приурочена к осадочным породам, являющим­ся хорошими коллекторами нефти (пески, пес­чаники, конгломераты, трещиноватые и кавер­нозные известняки и доломиты). Иногда нефть обнаруживается в трещинах и порах извержен­ных пород, но эти скопления обычно не имеют промышленного значения.

Осадочные породы

К осадочным породам относятся горные по­роды, образовавшиеся в результате механического или химического выпадения в осадок продуктов разрушения более древних пород, из­вержения вулканов, жизнедеятельности орга­низмов и растений. По происхождению осадоч­ные породы делятся на терригенные, хемогенные, органогенные и пирокластические.

Терригенные породы — это осадочные гор­ные породы, сложенные преимущественно терригенными минералами или обломками мате­ринских горных пород. Они объединяют обломочные и глинистые породы.

Хемогенные породы — это осадочные гор­ные породы, сложенные преимущественно хемогенными минералами — первичными доло­митами, сульфатами, солями. Хемогенные породы нередко участвуют в строении нефтяных и газовых месторождений.

Органогенные породы — это рыхлые сце­ментированные породы, сложенные на 50% и более скелетами организмов или их обломка­ми. Это преимущественно карбонатные (известняки, доломиты) породы. Обладают высокой первичной пористостью и проницаемостью и нередко являются коллекторами крупных скоп­лений углеводородов, в том числе и высоковязких.

Пирокластические породы — это осадочные обломочные породы, состоящие на 50% и более из продуктов вулканических извержений, т. е. из иирокластического обломочного материала, туфиты (50—90%), туфопесчаники, туфоалевролиты (менее 50%).

Обладая пористостью, пирокластические породы могут в некоторых случаях быть кол­лекторами для нефти и газа.

К осадочным горным породам относятся и породы глинистые, сложенные более чем на 50% частицами пилитовой размерности (менее 0,01 мм), среди которых преобладают глинистые ми­нералы. Глинистые породы — самый распрост­раненный тип пород земной коры. В зависимости от состава и количества примесей глинистые породы являются алевритовыми, известковыми и др. Глинистые породы — полиминералы, в них одновременно встречаются глинистые минера­лы: гидрослюды, монтмориллониты, хлориты, каолинит. Они делятся на глины, разбухающие в контакте с водой, и аргиллиты — не размока­ющие, а раскалывающиеся при ударе, и являют­ся наиболее распространенными покрышками за­лежей нефти и газа.

С увеличением глубины погружения глини­стых пород возрастает их плотность и способ­ность к растрескиванию, что ведет к ухудше­нию их экранирующих свойств. Вместе с обломочными породами глинистые породы объеди­няются в терригенные породы.

Горные породы, слагающие нефтяные и га­зовые месторождения, в силу своих свойств играют разную роль. Одни из них, имеющие большое количество пор значительных разме­ров, являются резервуарами нефти и газа и слу­жат путями движения их к забоям скважин при разработке месторождений. Другие породы, как глина, сланцы и др., вследствие малого сечения пор, в которых жидкость теряет свою подвиж­ность под влиянием молекулярно- поверхност­ных сил, практически непроницаемы. Эти по­роды являются естественными перекрытиями продуктивных коллекторов нефти и газа, спо­собствующими их накоплению.

К непроницаемым относятся также тонкие слои (1—5 см) горных пород, имеющих подчи­ненное значение, и заключенные между основ­ными обычно более мощными слоями иного

Непроницаемые пропластки могут влиять на процесс теплового воздействия и добычу нефти положительно и отрицательно. Они располага­ются по напластованию и ограничивают дви­жение флюидов по вертикали (отрицательный фактор). Пропластки способны действовать и как изолирующий слой или барьер и уменьшать потери тепла и флюидов в выше- и нижележащие пласты (положительный фактор).

Выявив непроницаемые пропластки в раз­резе продуктивного пласта и их простирание по площади, необходимо проектировать расста­новку паро- и воздухонагнетательных скважин с учетом их положительного влияния.

Различают микропористые и макропористые коллекторы:

· микропористый — коллектор с прослоя­ми глин, алевролитов, доломитов и глинистых брекчий, между которыми в подавляющем объе­ме заключены алевролитовые породы, насыщенные нефтью; его проницаемость колеблется в пределах 50—250 мД, а нефтеотдача не превы­шает 10%. Разработка месторождений нефти с микропористым коллектором без термических методов воздействия на пласт практически не­ возможна;

· макропористый — коллектор, составленный из грубообломочной брекчии с пустотами крупных размеров, которые являются резерву­ арами для нефти. Проницаемость его от 500 до 1000 Д и более. В сочетании с микропористым коллектором роль макропористого коллектора проявляется в первоначальный период разра­ботки, при котором микропористый коллектор в механизме дренирования практически не при­нимает участия.

Промышленная ценность месторождения в значительной степени определяется физически­ми свойствами коллекторов, пластовых жидко­стей и газов, а также видом и запасами пласто­вой энергии.

Глинистость

Учитывая глинистость пород, можно предус­мотреть плохую приемистость нагнетательных скважин при закачке в них воды и пара (разбу­хающие глинистые частицы закупоривают поры коллектора). Глинистые пропластки влияют на точность определения коэффициента пористо­сти методами сопротивления и нейтронными методами. Зная глинистость пород, можно из­бежать значительных погрешностей при опре­делении коэффициента нефтегазонасыщения песчано-глинистых коллекторов.

Глинистые материалы находятся в пласте в виде составной части глинистых прослоев, а также заполняют поры и покрывают зерна. Глины в виде прослоев влияют на продуктивность пласта и действуют как экраны на пути движе­ния флюидов. Глинистые минералы, осевшие в порах и на поверхности зерен, также оказыва­ют влияние на продуктивность, существенно снижая проницаемость пласта. Каолинит может легко перемещаться под воздействием турбулен­тного потока флюидов в пласте. Глина мигри­рует и закупоривает поровые каналы, что так­же снижает проницаемость породы.

Монтмориллонит разбухает при контакте с пресной водой и также закупоривает поры. В зависимости от преобладания катионов Са или Na различают кальциевые и натриевые монт­мориллониты.

При повышении давления и температуры монтмориллониты становятся неустойчивыми и переходят в гидрослюды. Однако степень гидрослюдизации монтмориллонитов больше опре­деляется возрастом пород. Поэтому осадочные породы с высоким содержанием монтморилло­нитов типичны только для верхних частей раз­резов осадочных бассейнов, к которым обычно приурочены залежи высоковязкой нефти. Все монтмориллониты, особенно натриевые, обла­дают сильной способностью к набуханию — они практически неограниченно захватывают воду в межпакетные (междуэтажные) пространства. В контакте с буровым раствором монтморилло­ниты значительно увеличивают свой объем и при глинистом разрезе приводят к прихвату и затяжкам бурового инструмента. В песчаных породах присутствие даже небольшого количе­ства монтмориллонитов (первые %) в случае проникновения в них фильтрата бурового ра­створа или пресной воды приводит к резкому ухудшению коллекторских свойств.

Глины с монтмориллонитами обладают пре­красными экранирующими свойствами.

Наличие монтмориллонитов в породах оп­ределяется лабораторными методами — термическими и рентгеновскими.

При паротепловом воздействии или закач­ке горячей воды уменьшение проницаемости связано с трансформацией первоначальных гли­нистых минералов монтмориллонита и смешан-нослойных хлорит-монтмориллонитов в волок­нистые удлиненные кристаллы в норовом про­странстве на зернах скелета. При использова­нии пластовой воды при тепловом воздействии ухудшение фильтрационной характеристики проявляется в меньшей степени, поскольку на­бухание и синтезирование пород становится значительно слабее. Это необходимо учитывать при проектировании, контроле и регулирова­нии процессов термического воздействия на пласт.

Существует мнение, что если естественная проницаемость продуктивных пластов достаточ­но высока, то глинистые материалы не могут закупоривать поры. Чтобы подтвердить или от­вергнуть влияние глинистых частиц на приеми­стость нагнетательных скважин при нагнетании пара в пласт, требуется провести соответству­ющие исследования.

Гранулометрический состав породы

Гранулометрический (механический) анализ представляет собой количественное определение содержания в породе частиц различной величи­ны в процентах по весу. От гранулометрическо­го состава зависят не только пористость, но и другие важные свойства пористой среды — про-, проницаемость, удельная поверхность и др.

Механический анализ является начальным этапом при изучении генезиса осадочных по­род и, в частности, генезиса нефтяных место­рождений, так как по гранулометрическому составу пород можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пла­стов.

Механический состав пород определяется путем ситового анализа.

Ситовой анализ сыпучих горных пород при­меняется для количественного определения со­держания фракций размером от 0,05 мм и выше.

Количественное определение содержания частиц размером менее 0,05 мм проводится ме­тодами седиментационного анализа. Эти мето­ды основаны на измерении скорости осажде­ния частиц разного размера в жидкости по за­кону Стокса.

Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1—20.

Похожие статьи:

poznayka.org

Гранулометрический состав горной породы

Гранулометрический состав – содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в % от массы или количества зерен исследуемого образца. Диапазон размеров частиц в нефтесодержащих породах 0,01 – 1 мм. Изучаемый диапазон размеров: 0,001- 5 мм.

Существует три метода анализа гранулометрического состава горных пород. Ситовой анализ (d > 0,05 мм), Седиментационный анализ (0,01< d < 0,1 мм), Микроскопический анализ шлифов (0,002 < d < 0,1 мм).

Ситовой анализ сыпучих горных пород применяют для определения содержания фракций частиц размером от 0,05 до 6—7 мм, а иногда и до 100 мм. В лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053; 0,074; 0,105; 0,149; 0,210; 0,227; 0,42; 0,59; 0,84; 1,69 и 3,36 мм[6].

Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин).В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

  • Первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопления. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород.

  • Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.

  • Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. При доломитизации (превращение известняка в доломит) идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита.

  • Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

  • Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Различают физическую или абсолютную пористость, которые не зависят от формы пустот, и эффективную или полезную пористость, зависящую от формы пустот. Коэффициент пористости – отношение объема пор в породе к видимому объему образца V, а Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр. Эффективную или полезную пористость характеризует только объем тех поровых пространств, через которые возможно движение жидкости (воды, нефти) или газа под воздействием тех или иных сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений[6].

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 0,2 мкм (0,0002 мм).

Удельная поверхность горных пород и проницаемость

Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца.

Проницаемость коллектора — параметр, характеризующий его способность пропускать жидкость или газ. Как и пористость, проницаемость не постоянная величина и изменяется по площади пласта и по пластованию.

Абсолютной называется проницаемость при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды. Фазовой или эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.

Количественной характеристикой проницаемости служит коэффициент проницаемости, являющийся коэффициентом пропорциональности в линейном законе фильтрации – законе Дарси. Физический смысл размерности коэффициента проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов.

Закон Дарси: скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления (перепаду давления, действующему на единицу длины) в пористой среде и обратно пропорциональна динамической вязкости фильтрующегося газа или жидкости. За единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3 /с. За единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кГ/см2 расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см3/сек. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД)[8].

Водонасыщенность характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы. Для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %.Нефтенасыщенность, равная 65 % и выше (до 90 %) пласта считается хорошим показателем залежи[6].

Эффективная и относительные проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте, газо и водонасыщенности порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей. При содержании воды в несцементированном песке до 26–28 % относительная проницаемость для неё остается равной нулю. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной водонасыщенности, как неподвижной фазы, еще выше. При возрастании водонасыщенности до 40 % относительная проницаемость для нефти резко снижается, почти в два раза. При достижении величины водонасыщенности песка около 80 % , относительная фазовая проницаемость для нефти будет стремиться к нулю. Вода с увеличением её содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. При водонасыщенности до 60 % из пласта можно добывать чистый газ. При газонасыщенности меньше 10 % и нефтенасыщенности меньше 23 % в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10 % движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33–35 % фильтроваться будет один газ. При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть. Область существования трёхфазного потока (совместного движения в потоке всех трёх систем) для несцементированных песков находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, от 14 до 33 % газом[8].

Существует также такое понятие, как карбонатность горных пород. Под ним понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3* МgСО3, соды – Na2СО3, поташа – K2СО3, сидерита – FeСО3 и других. Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт. СаСО3 + 2HCl = CаCl2 + CO2↑ + h3O. По объёму выделившегося газа (CO2) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (СаСО3).

studfiles.net

Гранулометрический состав пород

 

Данная характеристика отражает характеризует количественное содержание в ней частиц различной величины. Количественное соотношение фракций частиц в породе определяет ее пористость, проницаемость, плотность и т. п. Гранулометрический состав влияет также на особенности эксплуатации нефтесодержащих коллекторов, нефтеотдачу и различные биохимические процессы в продуктивных пластах.

По размеру частиц (мм) породы разделяются на три группы: пески или псаммиты – 1÷0,1 мм; алевриты – 0,1÷0,01 мм; пелиты – менее 0,01 мм. Породы относятся соответственно к пелитам, алевритам или псаммитам, если содержат по 50-80% частиц той или иной группы.

Характер дисперсности пород определяется не только их гранулометрическим составом, но и удельной поверхностью, которой называется суммарная поверхность частиц, содержащихся в единице объема образца. Между гранулометрическим составом и удельной поверхностью существует определенная зависимость: чем больше мелких частиц в породе, тем больше ее удельная поверхность, а чем больше крупных частиц, тем меньше удельная поверхность. Наибольшую удельную поверхность имеют пелиты, меньшую – алевриты, а наименьшую – псаммиты. С увеличением удельной поверхности ухудшаются коллекторские свойства. По данным Ф. И. Котяхова (при условии, если частицы имеют сферическую форму), удельная поверхность псаммитов составляет (в см2/см3) менее 950, алевритов – 950-2300, пелитов – более 3000.

Гранулометрический анализ производится различными методами [5]. Одни основаны на полном разделении частиц по фракциям, другие – на учете частиц без разделения по фракциям путем изучения структуры породы в шлифе при помощи микроскопа. Последний из перечисленных методов наиболее применим для плотных пород, слагающие зерна которых не могут быть подвергнуты дезинтеграции.

При полном разделении частиц по фракциям применяют метод ситового анализа, заключающийся в разделении частиц свыше 0,1 мм (0,074 мм), а для более мелкозернистых пород (0,074-0,053 мм) – гидравлические методы, основанные на различии в скорости осаждения частиц неодинакового размера.

 

Проницаемость

 

Проницаемость – это способность породы пропускать через систему сообщающихся между собой пор жидкости, газы или их смеси при наличии перепада давления. Она количественно характеризует фильтрационные свойства коллектора.

В породах-коллекторах более высоким значениям проницаемости соответствуют высокие значения открытой пористости и наоборот. Одни и те же породы для различных флюидов бывают проницаемы по-разному. Породы, непроницаемые для нефти и воды, могут быть проницаемы для газа в силу его большей проникающей способности. Опытными данными установлено, что нефть может двигаться по капиллярным порам, размер которых больше 1 мкм. В отличие от нефти, газ может перемещаться по порам значительно меньшего диаметра.

Для количественной оценки проницаемости горных пород пользуются коэффициентом (К), который можно получить из известной формулы закона Дарси (линейная скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления):

 

V = Q / F = ( K / μ ) * (ΔP / ΔL )

 

где v – линейная скорость фильтрации;

Q – объемная скорость фильтрации;

F – площадь образца горной породы;

K – коэффициент проницаемости;

ΔP / ΔL – градиент давления;

μ – коэффициент динамической вязкости фильтрующегося агента.

Из формулы закона Дарси следует:

 

K = ( Q μ ΔL ) / ( F ΔP )

 

Из этой формулы следует, что К имеет размерность площади и в физической и технической системах единиц измеряется в см2 или м2 .

За единицу измерения проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой (площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па) расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с. Размерность единицы – м2, а физический смысл размерности К (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

Если через образец, предварительно экстрагированный от нефти и высушенный до постоянного веса, пропустить инертный газ (азот или воздух), то под газопроницаемостью такого образца понимают абсолютную проницаемость.

При движении через образец неоднородной жидкости, представленной несколькими фазами (газ-вода, газ-нефть-вода, нефть-вода) проницаемости, определяемые по фильтрации каждой из фаз, будут отличаться от абсолютной проницаемости и одна от другой, поэтому введено понятие фазовой проницаемости. Наличие нескольких фаз в пористой среде снижает фильтрацию исследуемой фазы, поэтому фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной. Отношение величины фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости называется относительной проницаемостью. Это безразмерное число, всегда меньшее единицы, выражается в процентах.

Проницаемость нефтесодержащих коллекторов всегда колеблется в очень широких пределах – от нескольких тысячных микрометра квадратного до 5 мкм2. Наиболее широко распространены коллекторы нефти и газа с проницаемостью 0,05-0,5 мкм2.

Все сказанное выше справедливо для пород, характеризующихся межгранулярной проницаемостью.

У трещиноватых пород наряду с межгранулярной проницаемостью наблюдается и трещинная проницаемость. Она может достигать высоких значений у пород, межгранулярная проницаемость которых ничтожна.

Для трещинной проницаемости пользуются следующей формулой

 

Km = 85000 * b2 * mmp ,

 

где mmp - трещинная пористость;

b – раскрытость (ширина трещин в миллиметрах).

Для полного изучения проницаемости пласта её следует определять комплексно, используя для этого лабораторные исследования кернов, электрический и радиоактивный каротаж, а также промысловые исследования режима работы скважин [1, 2, 5].

 



infopedia.su