Движение смеси нефти, воды и газа в пористой среде

Экспериментально изучался поток при одновременном со­держании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух-и трехфазное движение. Результаты опытов обычно изобра­жают в виде треугольных диаграмм (рис. 1.8). Вершины треугольника соответствуют 100 %-ному насыщению породы одной из фаз; стороны треугольника, противолежащие вершинам,— нулевому насыщению этой фазы.

Рис. 1.8. Области распространения одно-, двух- и трехфазного потоков

Кривые линии, проведенные на основании эксперименталь­ных данных, ограничивают на диаграмме возможные области одно-, двух и трехфазного потока. Так, при газонасыщенности среды менее 10% и нефтенасыщенности менее 20% в потоке практически будет содержаться одна вода.

Область существования трехфазного потока (заштрихован­ная центральная часть) расположена в пределах насыщенности песка: нефтью —от 23 до 50%, водой —от 33 до 64 %, газом — от 14 до 30%. Эти пределы получены для несцементирован­ных песков; для других пород они могут быть несколько отлич­ными.

При опытах в качестве жидкости и газа использовались ке­росин вязкостью 1,67 мПа-с (0,25%-ный раствор поваренной соли) и азот, в качестве пористых сред —пески с проницаемо­стью «от 5,4 до 16,2 мкм2.

7. ЗАВИСИМОСТЬ ПРОНИЦАЕМОСТИ ОТ ПОРИСТОСТИ И РАЗМЕРА ПОР

Прямой зависимости между проницаемостью и пористо­стью горных пород не существует. Например, трещиноватые известняки, имеющие незначительную пористость, часто обла­дают большой проницаемостью и, наоборот, глины, иногда ха­рактеризующиеся высокой пористостью, практически непрони­цаемы для жидкостей и газов, так как их поровое простран­ство слагается каналами субкапиллярного размера. Однако на основании среднестатистических данных можно сказать, что более проницаемые породы часто и более пористые.

Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство. Поэтому изучению структуры, строения и разме­ров пор уделяется большое внимание.

Получим зависимость проницаемости от размера пор с учетом законов Дарси и Пуазейля. Пористую, среду представим в виде системы прямых трубок одинакового сече­ния с длиной L, равной длине пористой среды. По закону Пуа­зейля расход Q жидкости через такую пористую среду соста­вит

(15)

где n — число пор, приходящихся на единицу площади фильт­рации; R —радиус поровых каналов (или средний радиус пор среды); F — площадь фильтрации; Dр —перепад давления; m — динамическая вязкость жидкости; L — длина пористой среды.

Коэффициент пористости среды

Подставляя в формулу (15) вместо npR² значение пористости m, получим

(16)

По закону Дарси расход жидкости через эту же пористую среду

(17)

Здесь k — проницаемость пористой среды. Приравнивая правые части формул (17) и (16), получим

откуда (18)

или (19)

Величина R, определенная по формуле (19), характери­зует радиус пор идеальной пористой среды, обладающей по­ристостью m и проницаемостью k. В приложении к реальной пористой среде величина R имеет условный смысл и не опре­деляет среднего размера пор, так как не учитывает их извили­стое и сложное строение.

По предложению Ф. И. Котяхова средний радиус пор ре­альных пористых сред

(20)

где j — структурный коэффициент, характеризующий отличи­тельные особенности строения порового пространства реальных коллекторов. Значение j можно оценить путем измерения элек­тросопротивления пород. Для керамических пористых сред при изменении пористости от 0,39 до 0,28 по экспериментальным данным ф изменяется от 1,7 до 2,6. Структурный коэффициент для зернистых пород можно приблизительно определить по эмпирической формуле

(21)

Другим широко применяемым методом исследования струк­туры и строения высокодисперсных пористых тел является экс­периментальная порометрия — измерение размеров и харак­тера распределения пор по размерам.

8. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПОР ПО РАЗМЕРАМ

Наиболее часто относительное содержание в пористой среде пор различного размера определяют методом вдавливания ртути в образец или методом полупроницаемых перегородок.

В первом случае отмытый от нефти сухой образец помещают в камеру, заполняемую ртутью после вакуумирования. Ртуть вдавливается в поры образца специальным прессом при ступенчатом повышении давления. «Радиус» пор, в которые при этом вдавливается ртуть, определяется по формуле

(22)

где р_к — капиллярное давление; s — поверхностное натяжение (для ртути s =480 мН/м); Q - угол смачивания (для ртути можно принять Q =140°); R — радиус пор.

С повышением давления от p ₁ до p ₂ в камере прибора ртуть вдавливается только в те поры, в которых приложенное давление преодолело капиллярное давление менисков ртути, т. е. ртуть входит в поры, радиус которых изменяется от R ₁=2 s cos Q/p ₁ до R ₂=2 s cos Q/p ₂. Суммарный объем этих пор, очевидно, будет равен объему ртути, вдавленной в образец, при повышении давления от p ₁ до p ₂. Повышая постепенно давление в камере прибора, образец заполняют ртутью до тех пор, пока он не перестанет ее принимать. При этом регистрируют объемы ртути, вдавленной в образец, и соответствующие им давления. Содержание в образце пор различного размера определяют по описанной методике.

При изучении распределения пор по размерам методом полупроницаемых (или малопроницаемых) перегородок обычно пользуются прибором, схема которого изображена на рис. Образец 1, насыщенный жидкостью (водой или керосином), устанавливают в камере 2 на полупроницаемую перегородку (мембрану) 3, также насыщенную жидкостью. В качестве полупроницаемой перегородки используют керамические, фарфоровые или другие плитки, размеры пор которых значительно меньше средних пор образца. Жид­кость из керна вытесняется азотом, дав­ление которого создается внутри каме­ры 2, и регистрируется манометром 4.

Рис. Прибор для изучения распределения пор по размерам мето­дом полупроницаемых мембран

При повышении давления азот вначале проникает в крупные поры образца и жидкость из них уходит через поры 3 в градуированную ловушку 5. Азот из ка­меры 2 через перегородку 3 может про­рваться только тогда, когда давление в ней превысит капиллярное давление ме­нисков в порах мембраны. Повышая ступенями давление в камере 2 и реги­стрируя соответствующие объемы жид­кости, вытесненные в ловушку при раз­личных давлениях, по формуле (22) определяют состав пор по размерам (измерив предварительно s и Q).

Результаты анализа обычно изобра­жают в виде дифференциальных кривых распределения пор по размерам (рис.), откладывая по оси абсцисс радиусы поровых каналов в микрометрах, а по оси ординат F(R)=dV/dR — изменения объема пор, приходящиеся на единицу измерения их радиуса.

Дифференциальная кривая распределения пор по их размерам (по Ф. И. Котяхову)

Согласно данным Ф. И. Котяхова, по методу полупроницае­мых перегородок получают несколько заниженные результаты. Это, по-видимому, происходит потому, что при расчетах по формуле (22) угол смачивания принимается равным нулю. Если предположить, что при вытеснении керосина воздухом или азотом из образца угол Q = 45°, результаты опытов совпа­дают в большей степени.

Измерения показывают, что радиусы пор, по которым в ос­новном происходит движение жидкостей, находятся в преде­лах 5—30 мкм.

Распределение пор по размерам можно также исследовать центробежным методом. Сущность его заключается в том, что при вращении насыщенного жидкостью образца развиваются центробежные силы, способствующие истечению из пор жид­кой фазы. При вращении керна в центрифуге с возрастающей скоростью жидкость удаляется из пор меньшего размера. В процессе опыта регистрируют объемы жидкости, вытекаю­щей из образца при соответствующей скорости вращения. По значению скорости рассчитываются центробежная сила и ка­пиллярное давление, удерживающее оставшуюся жидкость в образце. По значению капиллярного давления устанавлива­ется размер пор, из которых вытекла жидкость при данной скорости вращения. Так получают кривую распределения пор по размерам. Большим преимуществом центробежного метода является быстрота операций.

Легко убедиться, что по данным, полученным в процессе опыта по изучению распределения пор, можно построить кри­вые капиллярное давление — водонасыщенность пор жидко­стью. Типичный ее вид для пород различной проницаемости приведен на рис. По оси абсцисс откладывается водонасы­щенность породы (в долях единицы или в процентах), а по оси ординат — капиллярное давление р_к, соответствующее данной водонасыщенности S_В.

Рис. Типичные кри­вые зависимости капилляр­ное давление — водонасы-щенность пористых сред

Считается, что метод полупроницаемых перегородок позво­ляет получить зависимости р_к—S_B, наиболее близкие к пла­стовым условиям в связи с возможностью использования в опы­тах воды и нефти в качестве первоначально насыщающей об­разец фазы и вытесняющей среды. По смачивающим и другим свойствам модельная система приближается к пластовой.

Зависимости р_к—S_B широко используют при оценке оста­точной водонасыщённости пород для изучения строения пере­ходной зоны нефть — вода, вода — газ.

Как следует из рис., характер зависимости р_к=f(S_в) в значительной степени определяется проницаемостью порис­тых сред. Очевидно, другие свойства пород, а также параметры жидкостей влияют на форму кривых р_к=f(S_в). Левереттом была впервые сделана попытка учесть влияние свойств пород и жидкостей и свести данные о зависимости капиллярного дав­ления от насыщенности различных пластов в единую зависи­мость с помощью функции

(23).

Здесь все обозначения прежние.

Легко установить по формулам (19) и (22), что функция Леверетта представляет собой отношение капиллярного дав­ления p_К, соответствующего различной степени насыщенности пор, к величине, пропорциональной среднему значению капил­лярного давления, развиваемого менисками в порах со сред­ним радиусом. Однако анализ показал, что предположение о вероятном совпадении зависимостей функция Леверетта — водонасыщенность S_в для всех пород на практике не оправда­лась. На рис. для примера приведены зависимости J=f(S_в), полученные Н. С. Гудок, для различных пород продуктивных пластов нижнего мела прикумской нефтеносной области.

Рис. Зависимость функции Леверегга от водонасыщенности (по данным Н. С. Гудок). 1 — алевролиты; 2 — песчаники (пористость пород m =20—30 %, проницаемость k =0,05—0,3 мкм².

Для корреляции зависимостей р_к=f(S_в), полученных для различных пород, применяются также статистические методы.

9. 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. G. 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.). 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 от­дельные их узлы имеют соответственно различное конструктив­ное оформление.

Рис. 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. а, для измерения проницаемости ис­пользуются также упрощенные устройства. Схема одного из них приведена на рис. 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. 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 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 системы. 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:

1) приспособления для приготовления смесей и питания керна;

2) кернодержателя специальной конструкции;

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

4) устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой среды;

5) 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:

; ; (1.24)

Здесь Q_B, Q_H и Q_Г — соответственно расходы в единицу времени воды, нефти и средний расход газа в условиях образца; k_B, k_Г и k_Н — фазовые проницаемости для нефти, газа и воды; m_в, m_н и m_г — соответственно динамические вязкости воды, нефти и газа; F — площадь фильтрации; Dр — перепад давле­ния, DL — длина пористой среды.

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.

10. 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 зё­рен 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

где S_уд — 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

(26)

Здесь Р — масса породы, кг; Р_i —масса данной фракции, кг; d_i — средние диаметры фракций (в м), определяемые по фор­муле

(27)

где d'_i и d"_i — ближайшие стандартные размеры отверстий сит.

По экспериментальным данным К. Г. Оркина, при опреде­лении удельной поверхности по механическому составу в фор­мулу (26) следует ввести поправочный коэффициент а, учи­тывающий повышение удельной поверхности вследствие неша­ровидности формы зерен (а =1,2—1,4). Меньшие значения а относятся к окатанным зернам, большие—к угловатым.

Используя уравнения, связывающие параметры фиктивного грунта, аналогичные формуле (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 этом гидравлическое сопротивление фильтрации жидкости в обоих грунтах и удельная поверхность их должны быть оди­наковыми. Диаметр частиц такого фиктивного грунта принято называть эффективным d_эф. Сопоставляя формулы (25) и (26), можно видеть, что

(28)

или (29)

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

(30)

или (31)

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

Тогда можно написать (32)

Подставляя в (32) значение R из формулы (18), полу­чим

(33)

где k — проницаемость, м².

Если выразить проницаемость в мкм², то получим удельную поверхность в м²/м³:

(34)

Из формул (33) и (34) следует, что чем меньше радиус поровых каналов и проницаемость породы, тем больше ее удельная поверхность.

Формула (34) представляет собой один из вариантов фор­мул Козени— Кармана, устанавливающих зависимость коэффициента проницаемости от пористости, удельной поверхности и структуры порового пространства. В общем виде формула Козени — Кармана записывается в виде

(35)

где Т — извилистость поровых каналов (отношение среднестатис­тической длины каналов к длине керна); j — структурный ко­эффициент, учитывающий форму поровых каналов. Значение извилистости Т может достигать 6 и более.

11. 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 (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 (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

(36)

где Q — число киломолей воздуха, протекающего через 1 м² поперечного сече­ния пористой среды толщиной Dх (в м) за 1 с при перепаде давления Dр (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.

Горные породы, слагающие пласт, заполнены жидкой сре­дой—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 S_уд при этом рассчитывают по числу молекул радиоактивного индикатора, поглощенных пористой средой, и по площади, приходящейся на один атом данного радиоактивного вещества на поверхности кристалла:

S_уд = а_тwN, (37)

где а_т — число молей (атомов) вещества, связанного с 1 г твердой фазы; w —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 поверхность 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 лабораториях физики нефтяного пласта эта поверхность пород обычно оце­нивается фильтрационными методами.

По результатам измерений Ф. И. Котяхова удельная поверх­ность кернов изменяется от 38000 до 113000 м²/м³.

12.

13. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ТРЕЩИНОВАТЫХ ПОРОД

Вследствие совершенствования методов исследования кол­лекторов нефтяных месторождений и накопления богатого про­мыслового материала в последние годы стало известно, что во многих залежах коллекторские свойства пластов характери­зуются не только обычной межзерновой пористостью, но в зна­чительной степени также и наличием трещин.

Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти в нем определяются преимущественно объемом трещин.

Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, при­урочены большей частью к плотным карбонатным породам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) и к терригенным отложениям. Пласты этих месторожде­ний сложены плотными породами, очень часто неспособными практически фильтровать сквозь себя жидкости (т. е. облада­ющими низкой межзерновой проницаемостью). Вместе с тем из них получают значительные притоки нефти к скважинам, что обеспечивается наличием разветвленной сети трещин, про­низывающих эти коллекторы.

Существуют различные мнения о том, что составляет ем­кость трещиноватого коллектора. Иногда емкость такого кол­лектора определяется только объемом трещин. В большинстве же случаев она обусловливается пустотами трех видов.

1. Межзерновым поровым пространством. Пористость 2— 10 %.

2. Кавернами и микрокарстовыми пустотами. Пористость, слагаемая пустотами этого вида, характерна для карбонатных пород, где она составляет значительную часть (13—15 %) по­лезной емкости трещиноватого коллектора.

3. Пространством самих трещин, составляющих трещинную пористость. Пустоты этого вида составляют десятые и сотые доли процента относительно объема трещиноватой породы. Пока известно мало залежей, где трещинная емкость пород оказалась бы соизмеримой с объемом добываемой из них нефти. Чаще всего трещины, по-видимому, играют в основном роль путей фильтрации нефти и газа, связывающих воедино межзерновое пространство блоков, пустоты каверн и микро­карстов.

Исходя из основных коллекторских свойств, обусловливаю­щих емкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно подразделить на следующие основные виды.

1. Коллекторы кавернозного типа. Емкость пород слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и сква­жинами системой микротрещин. Приурочены в основном к кар­бонатным породам. Фильтрация жидкостей и газов в них осу­ществляется по микротрещинам, соединяющим мелкие ка­верны.

2. Коллекторы трещинного типа. Емкость коллектора опре­деляется в основном трещинами. Коллекторы такого типа при­урочены к карбонатным породам, а также к плотным песчани­кам, хрупким сланцам и другим плотным породам. Фильтрация нефти и газа происходит только по системам микротрещин с раскрытостью свыше 5—10 мкм. Такие виды коллекторов мало распространены.

3. Коллекторы смешанные, представляющие собой сочета­ния и переходы по площади и по разрезу трещиноватого или кавернозного коллекторов с нормальными. Коллекторы этого вида широко распространены.

Установлено, что закономерности развития трещиноватости в горных породах связаны с тектоникой и направлением дизъ­юнктивных дислокаций и трещиноватость, как правило, выра­жена правильными геометрическими системами трещин.

По результатам исследований Е. М. Смехова и других, сеть трещин обычно состоит из двух основных систем верти­кальных нарушений сплошности, обладающих двумя взаимно перпендикулярными направлениями. Иногда сетка представля­ется одной системой горизонтальных трещин по отношению к плоскостям напластования (тонкослоистые и сланцеватые по­роды) или системой трещин с различной ориентацией (глины). Значительная же часть систем трещин имеет падения, близкие к вертикальным (относительно слоистости пород).

Часто наблюдается ориентированность трещиноватости по странам света. Простирание систем трещиноватости в общем согласуется с основным направлением крупных тектонических деформаций! В отдельных районах основные системы трещи­новатости совпадают по всей толще осадочных пород незави­симо от их возраста.

Все это дает основание полагать, что ориентированность проницаемости отдельных участков продуктивных пластов от­носительно залежи, по-видимому, объясняется наличием ориен­тированной системы трещин и зависимостью между направле­ниями основных систем трещиноватости и простиранием скла­док. Это подтверждается совпадением линий, соединяющих скважины с относительно большими дебитами, с направлением простирания основных систем трещиноватости.

Обычно строгой закономерности в распределении систем трещиноватости по элементам структур, к которым приурочены нефте- и газосодержащие залежи, не наблюдается, так как предполагается, что, кроме тектонического фактора, на рас­пределение систем трещин на структуре влияют в некоторой степени и свойства самих пород. Вообще же наиболее трещи­новаты те участки структуры, где изменяются углы падения пород — периклинали на пологих складках и своды на струк­турах с крутыми крыльями.

О раскрытии трещин на глубине также существуют различ­ные мнения. В шахтах, по сравнению с нефтяными скважи­нами, имеющими незначительную глубину, иногда встречаются трещины с раскрытостью до 10 см (шахты Норильского района и Ухты, озокеритовые месторождения Борислава). Большин­ство исследователей, однако, считают, что при значительных величинах горного давления на больших глубинах зияющие трещины не могли сохраниться. По результатам исследования ВНИГРИ, раскрытость трещин нефтесодержащих пластов обычно составляет 10-20 мкм, и лишь иногда она возрастает до 30 мкм. В породах же, подверженных процессам растворе­ния и перекристаллизации минералов, встречаются каверны и карсты значительных размеров. Так, например, при бурении скважин на месторождении Надьлендел в Венгрии наблюдались провалы инструмента в карбонатных коллекторах до 2— 3 м на глубинах около 3000 м.

Методика исследования коллекторских свойств трещинова­тых горных пород имеет свои особенности. Их качества как коллектора характеризуются густотой и раскрытостью трещин, которые определяют трещинную пористость и проницаемость, обусловленную наличием в породе трещин.

Здесь следует подчеркнуть, что понятие «раскрытость» включает в себя некоторую условность. Существование трещин на больших глубинах в условиях проявления горного давления возможно только при многочисленных контактах между стен­ками трещины. Площадь контактов по сравнению с поверхно­стью стенки мала, и поэтому наличие их существенно не влияет на емкость и фильтрационные свойства трещин. На этом ос­новании вводят понятие раскрытости трещин как преобладаю­щей величины расстояний стенок трещин между контактами.

Уже отмечалось, что подавляющее большинство трещин, по-видимому, имеет тектоническое происхождение и объединя­ется в ориентированные системы. Поэтому далее будем рас­сматривать трещиноватость, характеризующуюся системами трещин, стенки которых можно принять за плоскости.

Исследованиями Е. М. Смехова и других установлено, что интенсивность трещиноватости зависит от литологических свойств пород. Трещиноватость карбонатных пород обычно больше, чем аргиллитов и песчано-алевритовых пород, песчаников и солей.

Раскрытость трещин также зависит от литологического со­става пород и их происхождения. Раскрытость трещин различ­ных пород колеблется в пределах 14—80 мкм.

Интенсивность трещиноватости горной породы, рассеченной совокупностью трещин, характеризуется объемной Т и поверх­ностной Р плотностью трещин, которые определяются следую­щими соотношениями:

, (38)

где S — площадь половины поверхности всех стенок трещин, секущих объем V породы; l — суммарная длина следов всех трещин, выходящих на поверхность площадью F.

Мерой трещиноватости породы одной системы трещин служит густота трещин Г, представляющая собой отношение числа трещин Dn, секущих нормаль их плоскостей, к элементу длины DL этой нормали:

(39)

Для однородной трещиноватости, т. е. когда трещины нахо­дятся на равном расстоянии друг от друга, густота трещин

, (40)

где L — расстояние между трещинами в системе.

Объемная плотность Т характеризует трещинова­тость с любой геометрией пласта. Очевидно, поверхностная плотность Р зависит от ориентации площади измерения (рис. линия 2) относительно направления трещин (рис., линия 1), а густота Г их характеризует только выделенную си­стему трещин.

Плотность трещиноватости пород может изменяться в ши­роких пределах. Объемная плотность трещин девонских отло­жений Южно-Минусинской впадины (по наблюдениям в обна­жениях на дневной поверхности), например, изменяется в пре­делах 9-60 1/м.

Между Т, Р и Г существует следующая связь:

(41)

где N — число систем трещин; a_i — угол между перпендикуля­ром к плоскости i -й системы трещин и площадкой, на которой измеряется величина Р (см. рис.).

Трещинная пористость для одной системы трещин

m_Ti=b_iГ_i (42)

где b_i — раскрытость трещин. Для системы трещин имеем

(43)

При b_i = const= b

m_T=bT (44)

Зависимость проницаемости пород от трещинной пористости и раскрытия трещин можно получить при помощи уравнения Буссинеска, согласно которому расход жидкости, приходя­щийся на единицу протяженности щели,

(45)

где b — раскрытие трещины; m — динамическая вязкость жидкости; dp/dx — градиент давления.

Следовательно, расход жидкости через площадь фильтра­ции породы

(46)

Приняв действительным равенство m_T=bl/T, получим

(47)

По закону Дарси расход жидкости через эту же породу

(48)

Здесь k_T — проницаемость трещин.

Приравнивая правые части уравнений (47) и (48), полу­чим

k_T = 85000 b ² m_T, (49)

где b — раскрытие трещины, мм; k_T — проницаемость, мкм²; m_T — трещинная пористость, доли единицы.

Формула (49) действительна для случая, когда трещины перпендикулярны к поверхности фильтрации. В действительности трещины могут, располагаться, произвольно, в результате чего про­ницаемость трещиноватой породы бу­дет зависеть от простирания их си­стем и направления фильтрации. По­этому важно знать ориентированность трещин. Она определяется известными методами фиксации положения пло­скости в пространстве — по азимуту падения d и углу падения w или же по направляющим косинусов единич­ного вектора нормали к плоскости трещины (cos a ₁, cos a ₂, cos a ₃, где a₁ a₂ и a₃ — углы между единичным вектором и осями координат, рис.).

Рис. Ориентирование плоскости трещин в про­странстве.

В общем случае, если трещины располагаются произвольно, а прони­цаемость рассчитывается для любого горизонтального направления фильтраций, то формула для расчета проницаемости имеет вид

(50)

где b_i и Г_i — раскрытость и густота трещин соответственно в см и 1/см; w _i — угол падения трещин данной системы; j_i — угол между задаваемым направлением фильтрации и прости­ранием данной системы трещин.

Параметры трещиноватости находят также по керновому материалу и по шлифам. При микроскопическом исследовании шлифа определяются раскрытие трещин, их протяженность и площадь шлифа. Параметры трещиноватых пород подсчиты­вают по формулам

(51)

(52)

(53)

Здесь k_T — трещинная проницаемость, мкм²; А — численный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе (для трех взаимно перпендикулярных систем трещин A =2,28×10⁶; для хаотически расположенных трещин А =1,7×10⁶); l — протяженность трещин в шлифе, см; F — пло­щадь шлифа, см²; m_T —трещинная пористость, доли единицы; Р — поверхностная плотность трещин.

Для определения параметров трещиноватости используются геологические, геофизические и гидродинамические методы ис­следования трещиноватых пород.

При геологических методах получают достоверные сведения о плотности трещин и их ориентированности по данным ис­следования трещиноватости пород в их обнажениях на днев­ной поверхности, а также в шахтах и других горных выработ­ках. Раскрытость же поверхностных трещин подвержена влия­нию эрозии.

Геофизические методы исследования трещиноватых коллек­торов основаны на зависимости свойств потенциальных полей (электрических, гравитационных, упругих и т. д.) от парамет­ров трещиноватости. Эти методы находятся в стадии развития и становления. Все более широко применяют гидродинамические методы, основанные на использовании результатов иссле­дования скважин. Показатели работы скважин (зависимость дебита от забойного давления, скорость восстановления давле­ния в остановленной скважине и т. д.) зависят от параметров трещиноватости коллектора. Эти методы подробно излагаются в курсах разработки и эксплуатации нефтяных и газовых ме­сторождений.

Многочисленные измерения показывают, что трещинная по­ристость от общей пористости трещиноватой породы обычно не превышает 1 % и часто бывает менее 0,1 %. В противополож­ность этому проницаемость трещинного коллектора обычно определяется пропускной способностью трещин, ибо трещинные коллекторы, как правило, связаны с плотными и хрупкими породами, межзерновая проницаемость блоков которых редко превышает 0,1 мкм².

Дата добавления: 2014-11-07