Пористость и удельная поверхность

Гранулометрический состав пород

Лекция 1. Элементы физики нефтегазового пласта

1. Гранулометрический состав пород.

2. Пористость и удельная поверхность.

3. Проницаемость горных пород.

4. Неоднородность коллекторских свойств пород.

5. Состав и физическое состояние нефти и газа в условиях продуктивного пласта.

6. Некоторые свойства газов и нефтей.

7. Пластовые воды нефтяных и газовых залежей.

8. Молекулярно - поверхностные свойства воды, система "жидкость - пористая среда".

9. Понятие о коэффициенте аномальности пластового давления, индексе давлении поглощения и поровом давлении в суспензии.

Каждый продуктивный пласт характеризуется совокупностью величин, по которым можно определить вероятные запасы пластовой жидкости, оценить возможный дебит скважин, выбрать характеристику фильтра, правильно подобрать состав промывочной жидкости, конструкцию скважины и т.д.

Нефть и газ содержится в порах и трещинах пород - коллекторов. Если порода-коллектор состоит из зерен разной формы, сцементированные между собой (песчаник) или несцементированных (песок), и жидкость (нефть, газ, вода) заполняет поры такой породы, коллектор называют гранулярным. Если же жидкость содержится в основном в трещинах породы, коллектор называют трещинным. В природе встречаются также смешанные или гранулярно-трещинные коллекторы.

Гранулометрическим составом такой породы называют совокупность данных о размере (массе) зерен разной фракции. В состав одной фракции включают все зерна, размер (или масса) которые не выходит за пределы, установленные для данной фракции. Гранулометрическим составом пород в основном определится все другие физические параметры пласта - пористость, удельная поверхность, проницаемость и т.д.

Гранулометрический состав определяют с помощью ситового и седиментометрического анализа.

Размеры частиц пород колеблются в широком диапазоне (от коллоидных размеров до нескольких сантиметров). Степень неоднородности характеризуется отношением диаметра частиц, на который приходится 60 % общей массы навески к диаметру, на который приходится 10 %.

В случае ситового анализа принимают диаметры отверстий сит. Для большинства нефтяных и газовых пластов степень неоднородности колеблется от 1,1 до 20.

Практически все осадочные породы являются пористыми. Поры, соединяясь друг с другом, образуют поровые каналы, которые условно делят на три группы:

- сверхкапиллярные ³ 0,5 мм;

- капиллярные 0,2 ¸ 0,5 мм;

- субкапиллярные < 0,2 мм.

Структуру перового пространства принято характеризовать:

- абсолютной пористостью - отношение суммарного объема пор к видимомy образу пор;

- к открытой пористости - отношение суммарного объема пор, сообщающихся друг с другом к видимому объему пор. Коэффициент открытой пористости определяют методом взвешивания воздушного сухого образца и этого же образца насыщенного над вакуумом керосином.

Суммарная поверхность всех поровых каналов содержащихся в единице объема образца породы, называют удельной поверхностью. Величина удельной поверхности зависит от формы и гранулометрического состава породы. Чем больше удельная поверхность, тем больший объем жидкости физически удерживается на ней в виде пленок.

Величину удельной поверхности можно определить по следующим зависимости:

Поскольку реальные зерна имеют не сферическую форму и далеко не одинаковые размеры, поэтому удельную поверхность вычисляют как сумму удельных поверхностей всех фракций гранулометрического состава:

где: - поправочный коэффициент; К =1,2 ¸1,4;

- масса данной фракции частиц;

- средний диаметр i - ой фракции частиц:

, - ближайшие стандартные размеры отверстий сит.

Дата добавления: 2015-07-13