Удельная поверхность горных пород и методы её определения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

"ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Кафедра "Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений"

КУРСОВАЯ РАБОТА

по курсу "Физика пласта"

Тема: Удельная поверхность горных пород и методы её определения.

Работу выполнил студент

гр. НР-01-7Болотов Валерий Анатольевич

Тюмень 2004 г.

Содержание

1. Типы пород-коллекторов нефти, газа и воды. типы залежей

2. Пористость горных пород

3. Методы измерения пористости горных пород

4. Проницаемость горных пород

5. Лабораторные методы определения проницаемости пород

6. Удельная поверхность горных пород

7. Методы определения удельной поверхности горных пород

Список используемой литературы

1. Типы пород-коллекторов нефти, газа и воды. Типы залежей

Коллектором называют горную породу, способную содержать в себе и отдавать как полезное ископаемое нефть, газ и воду при современных технологиях их извлечения на поверхность. Данное определение предполагает, что при определенных геолого-физических условиях порода может быть коллектором как вместилище флюидов, но не коллектором с точки зрения фильтрационных свойств в рамках современных технологий добычи их.

Породы-коллекторы разнообразны как по минералогическому составу, так и по геометрии пустотного пространства, а также по происхождению - генезису. Наиболее часто они представлены гранулярными (обломочными) типами: песчаниками, песками, алевролитами, реже представлены карбонатными разностями (известняками, доломитами, мергелями). Если для первой группы коллекторов пустотное пространство представлено в основном порами (реже трещинами и кавернами), то вторая группа характеризуется порово-кавернозно-трещиноватой структурой емкости коллектора.

Трещиноватость может быть развита как в гранулярных коллекторах, так и з хемогенных и даже в породах магматического происхождения. В этих случаях собственно порода-матрица может быть низкопроницаемой, как бы вложенной в блоки, ограниченные трещинами. Нередко зоны развития трещиноватости характеризуются промышленными притоками нефти или газа (например, кора выветривания фундамента на Трехозерном нефтяном месторождении или трещиноватые граниты Игримского газового месторождения Западной Сибири).

Наличие коллектора в разрезе осадочной толщи не является достаточным условием формирования и сохранения залежи углеводородов в пределах нефтегазоносного региона. Для этого необходимо наличие надежной покрышки непроницаемых пород (глин, солей, плотных карбонатных пород и т.д.). Сочетание этих двух определяющих факторов обусловлено условиями формирования толщ (фаций) в пределах нефтегазовых регионов или его частей. Непрерывные колебательные процессы приводили к трансгрессиям (наступлениям моря на сушу) или регрессиям (отступлениям береговой линии), поэтому возникали различные палеогеографические условия, обусловившие неоднородное строение осадочных пород (их слоистость, линзовидность, прерывистость и т.д.). Отсюда в разрезах продуктивных толщ выделяют шельфовые, авандельтовые, дельтовые и др. отложения. В сочетании с тектоническими факторами эти особенности обусловили различный характер ловушек-резервуаров углеводородов. Различают типы ловушек (рис.1-4):

1) структурные - антиклинали, купола, брахиантиклинали и др. (рис.1);

) литологические (литологически ограниченные, литологически экранированные) (рис.2-4.);

3) залежи в рифогенных образованиях (рис.5.).

Рис. 1. Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и плане

- нефтенасыщенные породы;

- водонасыщенные коллектора;

- непроницаемые породы (покрышки)

Рис.2. Литологически ограниченная залежь нефти, связанная с антиклинальной структурой линия замещения коллекторов; (остальные обозначения прежние)

Рис.3. Литологически ограниченная заливообразная нефтяная залежь в плане (а) и разрезе (б), + - породы фундамента;  - кора выветривания

Рис.4. Литологически экранированная залежь нефти, приуроченная к зоне угловых несогласий (обозначения прежние)

Рис.5. Массивная залежь нефти, приуроченная к рифогенным отложениям карбонатов (а) или к антиклинали (а)

В пределах контуров нефтеносности характер контактирования нефти и пластовых вод может быть различным: выделяют водонефтяные зоны с двумя - контурами или одним контуром (водоплавающие залежи - массивные независимо от структурных особенностей, как на рис.5).

В Западной Сибири большая часть нефтяных месторождений приурочена к антиклинальным структурам. Литологически ограниченные залежи имеют подчиненное значение (в основном развиты в Приуральской нефтегазоносной области).

Классификация коллекторов

Так как емкость пустот пород может изменяться в широком диапазоне для единицы объема породы и в то же время она предопределяет масштаб запасов нефти, большое значение приобретает классификация коллекторов. По мнению автора наиболее удачна классификация Ф.И. Котяхова [5], особенность которой состоит в том, что она применима к коллекторам различного происхождения - к осадочным, изверженным и метаморфическим (табл.1).

Трещиноватый тип коллекторов известен на месторождениях США, З. Венесуэлы, Северного Кавказа, З. Приуралья; к кавернозному типу относятся миссисипские известняки в Канаде.

Классификация коллекторов нефти и газа по Ф.И. Котяхову

Каверно-трещиноватые коллектора встречены в верхнем девоне на Речицком месторождении Белоруссии, в меловых отложениях Северного Кавказа, в нижнем кембрии Осинской, Атовской и Марковской площадей Иркутского амфитеатра.

Порово-трещиноватый и трещиновато-поровый тип коллекторов отмечен на отдельных участках ряда месторождений Западной Сибири (например на Талинском месторождении).

Опыт разработки месторождений показал, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатам, около 1% - к метаморфическим и изверженным породам.

Фильтрационные и емкостные свойства пород-коллекторов нефтяного и газового пласта (ФЕС) независимо от типа коллектора характеризуются рядом основных показателей:

) пористостью;

) проницаемостью;

) удельной поверхностью;

) гранулометрическим составом;

) механическими свойствами;

) насыщенностью пород нефтью, водой и газом. Перечисленные свойства находятся в тесной связи с размерами и формой зерен гранулярных коллекторов, определяющих основные запасы нефти в месторождениях Западной Сибири. По размерам различают структуры обломочных пород: псефитовую (обломки размером более 2 мм), псаммитовую (0,1 ÷ 2 мм), алевритовую (0,01 ÷ 0,1 мм) и пелитовую (менее 0,01 мм). Сцементированные разности этих пород (песчаники, алевролиты) характеризуются различными ФЕС в зависимости от состава и количества цемента. В качестве цементирующего материала известны глинистые вещества, карбонаты и другие компоненты.

2. Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему VОбр.

 (1.2)

Измеряется коэффициент пористости в долях или в процентах объема породы. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки' между плоскостями наслоения и т.д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. К вторичным - поры, образующиеся в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин, (например, вследствие доломитизации) и т.д.

Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:

) сверхкапиллярные - более 0,5 мм;

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

) субкапиллярные - менее 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.

В субкапиллярных каналах жидкости в такой степени удерживаются силой притяжения стенок каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала породы), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

горная порода коллектор нефть

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 коэффициентом полной пористости введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора.

Коэффициентом открытой пористости mз принято называть отношение объема открытых, сообщающихся порк объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора Пст характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Пст определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой остаточной водой.

В зависимости от перепадов давления, сущ. в пористой среде, свойств жидкостей и характера пов. пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удержанная жидкость и т.д.) не движется в порах. Динамическая полезная емкость коллектора Пдин характеризует относ объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.

3. Методы измерения пористости горных пород

Из определения понятия коэффициента полной пористости вытекают следующие соотношения, которые используются для его измерения:

 (1.3)

где Vобр и Vзер-объемы образца и зерен.

Учитывая, что масса образца равна массе слагающих его зерен, формулу (1.3) можно представить в виде

 (1.4)

Здесь ρобр и ρзер - плотности образца и зерен.

Из формул (1.3) и (1.4) следует, что для определения коэффициента пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Существует много методов определения плотности образца и зерен и соответственно имеется множество способов оценки коэффициента пористости горных пород.

Для определения объема образца часто пользуются, по И.А. Преображенскому, методом взвешивания насыщенной 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.

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 также определяют по его размерам, если придать ему правильные геометрические формы, а объем пор - по методу взвешивания. Объем пор при этом находится по разности давлений ∆р массы породы, насыщенной под вакуумом жидкостью, и массы сухого образца:

где ρж - 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 с помощью пикнометров и специальных приборов - жидкостных и газовых порозиметров. Порозиметрами пользуются также для нахождения открытой пористости.

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

В жидкостном порозиметре объем зерен или образца, предварительно насыщенного под вакуумом керосином, определяется по объему вытесненной жидкости (керосина) после помещения в камеру прибора твердого тела.

Пористость образца можно представить в виде отношения площади пор к площади всего образца в каком-либо сечении. В этом случае 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 окрашенным воском или пластиками.

При выборе методов измерения пористости необходимо учитывать особенности и свойства коллектора. Для песков значения 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. Пористость пород нефтяных и газовых коллекторов может изменяться в широких пределах - от нескольких процентов до 52%. В большинстве случаев она составляет 15-20%.

Пример. Определение открытой пористости по И.А. Преображенскому. Взвешивают сухой и насыщенный керосином под вакуумом образец в воздухе и образец, насыщенный керосином, - в керосине.

Пусть P1 - масса сухого образца в воздухе; Р2 - масса образца с керосином в воздухе; Рк - масса насыщенного керосином образца, помещенного в керосин; рн - плотность керосина. Тогда объем пор в образце

а объем образца

Коэффициент открытой пористости образца

 (1.5)

Динамическую полезную емкость Пдин коллектора (динамическую пористость) можно определить по результатам специальных опытов по вытеснению из кернов нефти водой или газом (или газа водой в случае имитации газовых коллекторов). При вытеснении нефти водой

где m0 - коэффициент открытой пористости; αк и αн - конечный и начальный коэффициенты водонасыщенности керна; Vnop - объем пор в объеме Vобр образца породы.

При вытеснении газа водой

где Vобр - остаточная газонасыщенность породы.

Опыт по вытеснению "нефти или газа из керна проводится на специальных приборах (капиллярных установках с полупроницаемой перегородкой). Значение αн определяется по результатам анализа керна, отобранного при бурении пласта раствором на нефтяной основе, αк и βог находят путем экстрагирования образцов после опыта в приборе ЛП-4.

4. Проницаемость горных пород

Проницаемость фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин: нефть, газ и воду.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при сравнительно небольших перепадах давлений в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме пространства с субкапиллярными порами, слагается порами большого размера. По экспериментальным данным, диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В-процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей - совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость - свойство породы, и они не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На практике жидкости часто взаимодействуют с породой (глинистые частицы разбухают в воде, смолы забивают поры). Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

. (1-6)

где

v - скорость линейной фильтрации; Q - объемный расход жидкости в единицу времени; F - площадь фильтрации; μ - динамическая вязкость жидкости; ∆р - перепад давления; L - длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют коэффициентом проницаемости:

v  (1-7).

При измерении проницаемости пород по газу в формулу (1.7) следует подставлять средний расход газа в условиях образца:

 (1.8)

где Qг - объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца.

Среднее давление по длине керна

где p1 и р2 - соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него. Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически по законам идеального газа, используя закон Бойля-Мариотта, получим

Здесь Qo - расход газа при атмосферном давлении ро. Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

Единицы измерения проницаемости. В Международной системе единиц величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности

Следовательно,

 (1.10)

Прии  получим значение коэффициента проницаемости

Таким образом, в Международной системе (СИ) 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

Физический смысл размерности k (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Как уже отмечалось, формула (1.6) соответствует закону Дарси при линейном (плоскопараллельном) потоке. Иногда необходимо определять проницаемость образца при радиальной фильтрации жидкости и газа, т.е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину. В этом случае образец породы имеет вид цилиндрического кольца с отверстием в осевом направлении - "скважиной". Фильтрация жидкости или газа в нем происходит в радиальном направлении от наружной поверхности к внутренней. Тогда проницаемость пород по данным опыта определяют по следующим формулам. При фильтрации жидкости

 (1.11) При фильтрации газа

 (1.12) *

Здесь μж иμг - вязкость жидкости и газа; Qж - расход жидкости Qгатм, Qг - расход газа при атмосферном и среднем давлениях в образце; rн и rв - наружный и внутренний радиусы кольца; рн и рв - давления у наружной и внутренней поверхностей кольцевого образца; h - высота цилиндра.

5. Лабораторные методы определения проницаемости пород

Проницаемость горных пород зависит от многих факторов - горного давления в условиях их залегания, от температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и т.д. Установлено, например, что газопроницаемость в атмосферных условиях существенно выше проницаемости пород даже для неполярных углеводородных жидкостей, практически не взаимодействующих с породой. Это объясняется частичным проскальзыванием газа вдоль поверхности каналов пористой среды вследствие незначительного внутреннего трения молекул газа (эффект Клинкенберга). По данным Н.С. Гудок, иногда проницаемость некоторых пород для газа при атмосферных условиях превышала их проницаемость при давлении 10 МПа в, два раза.

Установлено, что с увеличением температуры среды газопроницаемость пород уменьшается, что связано с возрастанием скоростей движения молекул, уменьшением длины свободного их пробега и возрастанием сил трения вследствие интенсификации обмена количеством движения между отдельными слоями. По данным Н.С. Гудок, рост температуры с 20 до 90°С может сопровождаться уменьшением проницаемости пород на 20-30%.

Влияние на проницаемость пород давления, температуры,. степени взаимодействия флюидов с породой и необходимость измерения проницаемости пород по газу и по различным жидкостям приводит к необходимости конструировать приборы, позволяющие моделировать различные условия фильтрации с воспроизведением пластовых давлений и температур.

Поэтому для определения абсолютной проницаемости горных пород используются разнообразные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы - все они состоят из одних и тех же основных элементов: кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду, устройств для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеров и приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через образец породы (рис.1.13). Различаются они лишь тем, что одни из них предназначены для измерения проницаемости при больших давлениях, другие - при малых, а третьи - при вакууме. Одни приборы используются для определения проницаемости по воздуху, другие по жидкости. Поэтому от-; дельные их узлы имеют соответственно различное конструктивное оформление.,

Рис.1.13. Схемы приборов для определения проницаемости пород: 1 - кернодержатель; 2 - расходомер; 3 - устройство создающее постоянный расход жидкости или газа через керн; 4-измерители перепада давления; 5 - сосуд с водой; 6 - стеклянная трубка; 7 - вентиль

Кроме стационарных приборов, схема строения которых приведена на рис.1.13, а, для измерения проницаемости используются также упрощенные устройства. Схема одного из них приведена на рис.1.13, б. Образец в кернодержателе одной стороной соединен с атмосферной трубкой, конец которой опущен под уровень воды. Создав через вентиль 7 разрежение под керном, уровень воды в трубке поднимают на некоторую высоту. После закрытия этого вентиля фильтрация воздуха через керн осуществляется под действием переменного разрежения, характеризующегося высотой столба воды в трубке. Мерой проницаемости породы служит (при постоянстве размеров образца) время опускания мениска в трубке в заданном интервале.

На практике оказывается, что проницаемость для жидкости обычно почти всегда меньше, чем для газа. Лишь при высокой проницаемости пород значения ее примерно одинаковы для, жидкости и газа. Уменьшение проницаемости одной и той же породы для жидкости по сравнению с проницаемостью для газа происходит вследствие разбухания глинистых частиц и адсорбции жидкости при фильтрации нефти и воды через породы. (В последующих разделах мы увидим, что толщина адсорбционных слоев нефти иногда достигает размеров поровых каналов малопроницаемой породы). Поэтому абсолютную проницаемость пород принято определять с помощью воздуха или газа. Состав газа на проницаемость пород заметно влияет только при высоком вакууме (при так называемом кнудсеновском режиме течения газа, когда столкновения молекул редки - по сравнению с ударами о стенки пор, т.е. когда газ настолько разрежен, что средняя длина пробега молекул сравнима с диаметром поровых каналов). В этих условиях проницаемость, пород зависит от среднего давления, молекулярной массы газа t и температуры и тем выше, чем меньше молекулярная масса и давление. В пластовых условиях проницаемость горных пород практически мало зависит от состава газа.

Как уже упоминалось, фазовые проницаемости, кроме степени насыщенности пористой среды различными фазами, зависят от ряда других факторов и. специфических свойств конкретной пластовой систёмы. В результате фактические показатели иногда значительно отклоняются от расчетных. Поэтому при определении зависимости относительных проницаемостей от насыщенности следует проводить специальные опыты, поставленные с учетом специфических свойств исследуемой пластовой системы.

Устройство установок, применяемых для этих целей, более сложное, чем установок, рассмотренных ранее, так как необходимо моделировать многофазный поток, регистрировать насыщенность порового пространства различными фазами и расход нескольких фаз. Установки для исследования многофазного потока обычно состоят из следующих основных частей:

) приспособления для приготовления смесей и питания керна;

) кернодержателя специальной конструкции;

) приспособления и устройства для приема, разделения и измерения раздельного расхода жидкостей и газа;

) устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой среды;

) приборов контроля и регулирования процесса фильтрации.

Насыщенность порового пространства различными фазами можно определить несколькими способами: измерением электропроводности пористой среды, взвешиванием образца (весовой метод) и т.д.

В первом случае измеряется электропроводность участка пористой среды, строится график, который сравнивается с тарировочной кривой (заранее составленной и представляющей собой зависимость электропроводности среды от содержания в порах различных фаз), затем определяется насыщенность порового пространства соответствующими фазами. Такой метод пригоден, если одна из жидкостей, используемых при исследовании, является проводником электричества (соленая вода, водоглицериновые смеси и т.д.).

При весовом методе среднюю насыщенность образца жидкостью и газом определяют по изменению его массы вследствие изменения газосодержания в поровом пространстве среды.

При движении многофазных систем проницаемость для каждой фазы определяется по следующим формулам:

Здесь Qв, Qн и Qг - соответственно расходы в единицу времени воды, нефти и средний расход газа в условиях образца kн, kг и kв - фазовые проницаемости для нефти, газа и воды μв, μн и μг - соответственно динамические вязкости воды, нефти и газа; F-площадь фильтрации; ∆р - перепад давления, ∆L - длина пористой среды. М

Фазовые проницаемости рассчитываются также по результатам вытеснения из пористой среды одной фазы другой и по промысловым данным. Приближенно их можно оценить также по кривым распределения пор по размерам.

6. Удельная поверхность горных пород

Удельная поверхность пород - суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца, - зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность порового 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. Работами советских ученых М.М. Кусакова, Б.В. Дерягина, К.А. Зинченко, Ф.А. Требина установлено, что кроме объемных свойств жидкостей и газов (например, плотности, вязкости) на характер фильтрации нефти влияют и молекулярные явления, происходящие на контактах жидкости и породы. Объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются действием молекул, 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 - одна из важнейших характеристик горной породы. Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, сложно точно определить ее величину. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами размерами от десятков и сотен микрометров (по диаметру) до размеров молекул. Поэтому удельная поверхность

глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенного значения, 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.

У мелкопористых сред при адсорбции существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул веществ наблюдаются значительные отклонения в размерах удельной поверхности (явление это носит название ультрапористости).

Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму (фиктивный грунт), то поверхность всех частиц в 1 м3 породы составила

 (1.25)

где Syд - удельная поверхность, м2/м3; m - пористость, доли единицы; d - диаметр частиц, м.

Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее значения по каждой фракции гранулометрического состава

 (1.26)

Здесь Р - масса породы, кг; Р, - масса данной фракции, кг; di - средние диаметры фракций (в м), определяемые по формуле

 (1.27)

где di и di - ближайшие стандартные размеры отверстий сит.

По экспериментальным данным К.Г. Оркина, при определении удельной поверхности по механическому составу в формулу (1.26) следует ввести поправочный коэффициент а, учитывающий повышение удельной поверхности вследствие не шаровидности формы зерен (α= 1,2-1,4). Меньшие значения а относятся к окатанным зернам, большие к угловатым.

Используя уравнения, связывающие параметры фиктивного грунта, аналогичные формуле (1.25), 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. При том гидравлическое сопротивление фильтрации жидкости в обоих грунтах и удельная поверхность их должны быть одинаковыми. Диаметр частиц такого фиктивного грунта принято называть эффективным dэф. Сопоставляя формулы (1.25) и (1.26), можно видеть, что

 (1.28) Или  (1.29)

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

 (1.29) или

 (1.31)

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

 Тогда можно написать  (1.32)

Подставляя в (1.32) значение R из формулы (1.18), получим

 (1.33)

где k - проницаемость, м2; Syд - удельная поверхность, м2/м3. Если выразить проницаемость в мкм2, то получим удельную поверхность в м2/м3: I (1.34). Из формул (1.33) и (1.34) следует, что чем меньше радиус поровых каналов и проницаемость породы, тем больше ее удельная поверхность.

 (1.35)

где m - пористость породы (характеризующая динамическую полезную емкость коллектора); Sуд - удельная поверхность; Т - извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к длине керна); φ - структурный коэффициент, учитывающий форму поровых каналов. Значение извилистости Т может достигать 6 и более.

7. Методы определения удельной поверхности горных пород

Кроме упомянутых способов определения удельной поверхности пород (по их гранулометрическому составу, по величине пористости и проницаемости), существуют следующие способы оценки этого параметра: фильтрационный, основанный на измерении сопротивления течению через пористое тело разреженного воздуха; адсорбционные, а также метод меченых атомов.

Методы определения удельной поверхности пористых сред, основанные на использовании пуазейлевского режима течения воздуха сквозь объект исследования [т.е. основанные на использовании формул типа (1.35)], применимы только для приближенной оценки поверхности грубозернистых однородных сред, ширина пор в которых намного больше длины свободного пробега молекул воздуха. При этом не нужно учитывать скольжения газа по стенкам пор. Движение газа в мелкодисперсной пористой среде существенно облегчается при скольжении молекул по стенкам пор, и сопротивление среды с высокой удельной поверхностью прохождению через нее газов иногда существенно меньше по сравнению с подсчитанными по формулам типа (1.35), не учитывающим скольжения газа по стенкам. Поэтому в данном случае можно использовать метод, основанный на измерении сопротивления течению через пористое тело разреженного воздуха при кнудсеновском режиме, имеющем скорее диффузионный характер. Кнудсеновский режим наступает, когда максимальные просветы пор становятся меньше длины свободного пробега молекул газа. В этом случае соударения молекул между собой становятся редкими (по сравнению с ударами о стенки пор). Зависимость молярной скорости течения газа от удельной поверхности и других параметров выражается равенством;

 (1.36)

где SУД - удельная поверхность образца, м2/м3; Q - число киломолей воздуха, протекающего через 1м2 поперечного сечения пористой среды толщиной ∆х (в м) за 1 с при перепаде давления ∆р (в Па); М - относительная молекулярная масса; воздуха, кг/кмоль; R - универсальная газовая постоянная, Дж/ (кмоль - градус); Т - температура опыта,°С.

Для определения удельной поверхности пористых тел по результатам измерения кнудсеновского режима фильтрации сконструированы специальные приборы [12].

Горные породы, слагающие пласт, заполнены жидкой cредой - водой и нефтью. Удельная поверхность (например, глин и некоторых других пород) под действием водной среды может изменяться, и "сухие" способы ее измерения не всегда соответствуют действительным условиям залегания пород в естественных условиях.

Удельную поверхность пористых сред в водной среде обычно определяют методом адсорбции красителей или методом поверхностного обмера при помощи радиоактивных индикаторов. Площадь поверхности минералов Syд при этом рассчитывают по числу молекул радиоактивного индикатора, поглощенных пористой средой, и по площади, приходящейся на один атом данного радиоактивного вещества на поверхности кристалла:

где αm - число молей (атомов) вещества, связанного с 1 г твердой фазы; ω - площадь, приходящаяся на один атом данного вещества на поверхности кристалла (значение ее известно для многих веществ); N - число Авогадро.

Количество радиоактивного иона, поглощенного веществом при его погружении в раствор, определяется по уменьшению активности фильтрата раствора вследствие поглощения меченого атома твердой фазой.

Особое место по точности занимает адсорбционный метод вследствие того, что поверхность пористой среды промеряется такими малыми объектами, как молекулы адсорбируемого вещества, выстилая ими

Пов. пористой среды. По количеству адсорбированного вещества (т.е. по числу его молекул) и площади, приходящейся на один атом данного вещества, вычисляется удельная поверхность пористой среды.

При адсорбционных методах исследования удельной поверхности пористых сред необходимы сложная аппаратура, высококвалифицированные исполнители. Поэтому в лаб. физики нефтяного пласта эта поверхность пород обычно оценивается фильтрационными методами.

По результатам измерений Ф.И. Котяхова удельная пов. кернов изменяется от 38 000 до 113 000 м2/м3.

Список используемой литературы

1. Медведев Физика нефтяного и газового пласта

. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1971.

. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта М., Недра, 1982.