39236

НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД

Лекция

Физика

НЕФТЕ И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД Породыколлекторы в условиях естественного залегания содержат воду нефть и газ. Сумма объемов пор занятых нефтью Vн газом Vг и водой Vв равна общему объему порового пространства пород Vпор: Vн Vг Vв = Vпор. Взаимное расположение нефти и воды в поровом пространстве нефтенасыщенных пород зависит от гидрофильности и гидрофобности.17 показано размещение воды и нефти в отдельно взятой поре гидрофильных и гидрофобных пород.

Русский

2013-10-01

1.94 MB

49 чел.

Лекция 2.

НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД

Породы-коллекторы в условиях естественного залегания содержат воду, нефть и газ. Сумма объемов пор занятых нефтью Vн, газом Vг и водой Vв, равна общему объему порового пространства пород Vпор:

Vн + Vг + Vв = Vпор.

отсюда следует:

Vн/Vпор + Vг/Vпор + Vв/Vпор = 1

где Vн/Vпор = кн, Vг/Vпор = кг, Vв/Vпор = кв соответственно коэффициентами нефте-, газо- и водонасыщения.

В водоносных коллекторах поровое пространство обычно полностью насыщено водой. Однако в отдельных геологических объектах наблюдается присутствие нефти, которое является следствием миграции нефти в расположенную поблизости ловушку, где сформировалась нефтяная залежь.

Рассмотрим пример нефтеносного гидрофильного коллектора. Поры насыщены нефтью и водой. Вся поверхность минерального скелета покрыта пленкой воды. Нефть занимает обычно межзерновые поры и каверны размером более 1 мкм и трещины раскрытостью больше 1 мкм. Вода заполняет оставшуюся часть объема пор, не занятую нефтью. Содержание нефти и воды в объеме пор характеризуют коэффициентами нефте- и водонасыщения кн кв сумма которых равна 1. Если коллектор находится в зоне предельного насыщения ловушки нефтью, коэффициент нефтенасыщения соответствует выражению:

кн.пред = 1 – кв.о

В частично гидрофобном коллекторе часть поверхности твердой фазы занимают молекулы поверхностно-активных компонентов нефти, водная пленка на поверхности в этих участках отсутствует. Частичная гидрофобность характерна для коллекторов с высокими пористостью и проницаемостью и низкой водонасыщенностью при незначительном содержании глинистого материала. Коэффициент нефтенасыщения таких коллекторов может достигать высоких значений, иногда кн>95%.

Взаимное расположение нефти и воды в поровом пространстве нефтенасыщенных пород зависит от гидрофильности и гидрофобности. На рис. 1.17 показано размещение воды и нефти в отдельно взятой поре гидрофильных и гидрофобных пород.

При полном водонасыщении поры в смачиваемой породе вода занимает весь ее объем, лишь в центральной части может оставаться небольшое количество нефти (рис. 1.17,1, а). В поре гидрофобного коллектора, наоборот, между твердой фазой и водой, расположенной в ее центральной части, всегда остается тонкий слой нефти или битума (рис. 1.17, II, а).

Лабораторными методами величина кн непосредственно не определяется. Находят прямым методом кв.о или кв на образце консервированного керна, а затем рассчитывают кн по формулам:

в зоне предельного насыщения:

кн = 1 – кв.о

в зоне недонасыщения:

кн = 1 – кв

Аналогичным образом получают значение коэффициента газонасыщения кг газоносных коллекторов:

в зоне предельного насыщения

кг = 1 – кв.о

в зоне недонасыщения

кг = 1 – кв

В практике подсчета запасов нефти и газа для определения параметров кн и кг широко применяют методы ГИС, по данным которых также определяют вначале квв.о), а затем рассчитывают кн или кг. В коллекторах с трехфазным насыщением, содержащих в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэффициенты нефте- и газонасыщения, учитывая, что

кн + кг + кв = 1

Проницаемость

Проницаемость — это свойство горных пород фильтровать через себя флюиды (жидкости или газа) под воздействием градиента давления. Почти все осадочные породы с первичной пористостью обладают проницаемостью. Лучшую проницаемость имеют грубообломочные породы (пески, песчаники, алевролиты). Тонкодисперсные породы (глины, аргиллиты, тонкокристаллические известняки и т. п.) имеют весьма тонкие капилляры и поэтому практически непроницаемы. Такие породы часто служат экранами нефти и газа. Однако при появлении трещиноватости проницаемость этих пород значительно возрастает.

Для количественного определения проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси: линейная скорость фильтрации жидкости в породе пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости. Коэффициент пропорциональности кпр в этом уравнении называют коэффициентом проницаемости породы:

где v линейная скорость фильтрации; Q — объемный расход жидкости; Fплощадь фильтрации; μ— динамическая вязкость жидкости; ∆рпл — перепад давления; ∆L — длина фильтрующей пористой среды.

Откуда

При измерении проницаемости по газу для учета сжимаемости последнего в формулу подставляют объемный расход газа через породу г, приведенный к среднему давлению пл =(p1+p2)/2, где р1 и р2 — соответственно давление газа на входе и выходе из образца породы. По закону Бойля-Мариотта для идеальных газов:

г = 2 Q0p0/(p1+p2)

где Q0 — расход газа при атмосферном давлении р0. Подставляя это выражение в уравнение для кпр получим:

В Международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулы проницаемости, имеют размерности: [∆L] = м; [F]2; [Q] =м3/с; [р] = Па; μ =Па*с.

Таким образом, за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью F = 1м2, длиной ∆L = 1 м и при перепаде давления ∆рпл = 1 Па расход жидкости вязкостью μ = 1 Па*с составит Q = 1 м3/с. Это очень крупная единица и в практике применяют дольное ее значение: квадратный микрометр (мкм2).

В старой технической системе единиц для измерения проницаемости использовались единицы дарси (Д) и миллидарси (мД): 1Д = 1,02*10-12 м2 = 1,02 мкм2.

Проницаемость горных пород зависит не только от свойств самой породы, но и от взаимодействия фильтрующихся флюидов с породами и числа фильтрующихся фаз. В соответствии с этим различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемости.

Абсолютная проницаемость — это проницаемость породы в случае фильтрации через нее однородной жидкости или газа инертных по отношению к поверхности твердой фазы. Определение ее производится на отмытых и экстрагированных от углеводородов сухих образцах. Обычно применяют воздух или сухой газ (азот или гелий) при минимальном давлении, обеспечивающем наименьшую поддающуюся определению скорость течения флюида; если давление вызовет турбулентное течение флюида в породе, измерения будут чреваты серьезными погрешностями.

Абсолютная проницаемость — это свойство породы и она практически не зависит от свойств флюида. Однако газопроницаемость пород выше их проницаемости для жидкостей, что, вероятно, в значительной мере объясняется проскальзыванием пузырьков газа вдоль стенок сообщающихся пустот (чего не отмечается для жидкостей). С ростом давления уменьшается объем воздуха или любого другого газа, используемых для измерения проницаемости и, следовательно, сильно уменьшается средний свободный пробег газовых молекул, пока при достаточно высоких давлениях газ не становится почти тождественным жидкости. Для определения поправки на это различие между воздухом и жидкостью Клинкенберг предложил специальную шкалу. Она основана на представлении о том, что газопроницаемость является функцией среднего свободного пробега газовых молекул, т.е. газопроницаемость зависит от таких факторов, как температура, давление и состав газа. Давление является наиболее главным из них. Низкое давление обусловливает максимальную величину среднего свободного пробега молекул и, кроме того, наибольшую вероятность их проскальзывания. Поправку на проницаемость Клинкенберг определил путем измерения газопроницаемости при нескольких различных значениях давления пл и экстраполяции получаемой кривой до бесконечно высокого давления пл→∞, при котором газопроницаемость приближается к проницаемости для жидкостей. Проницаемость по Клинкенбергу, эквивалентная газопроницаемости, в «плотных» песках (проницаемость менее 1 миллидарси) может возрасти на 100 %: эта поправка приближается к нулю для пород высокой проницаемости. Таким образом, поправочный коэффициент проницаемости Клинкенберга применяется для определения ошибки измерения, которая возникает в результате проскальзывания газа низкого давления при его использовании. Эта зависимость на бумаге с двойной логарифмической сеткой выражается прямой линией.

где кпр— проницаемость при пл→∞; К — угловой коэффициент прямой.

Величина кпр приближается к проницаемости породы, определенной по несжимаемой инертной жидкости.

Эффективная (фазовая) проницаемостьэто способность горной породы фильтровать какой-то один из компонентов просачивающегося через нее флюида, например газ, нефть или воду. Фазовые проницаемости определяют при наличии в поровом пространстве породы более одной фильтрующейся фазы. В природных условиях пустоты в породе могут быть заполнены водой, нефтью и газом. Поэтому проницаемость для фильтрации любой из этих фаз будет ниже абсолютной проницаемости и зависеть от соотношения объема фаз в породе и их вязкости. Вода чаще всего является смачивающей по отношению к породе фазой.

Например, уравнение линейной фильтрации для горизонтального двухфазного потока нефть — вода распадается на два уравнения:

; 

где кпр.н и кпр.в — фазовые проницаемости соответственно для нефти и воды; ∆рн = ∆рв — перепад давления при установившемся течении; vн vв—линейные скорости фильтрации нефти и воды.

Фазовые проницаемости в уравнении будут изменяться в зависимости от объемного соотношения фаз в поровом пространстве.

Поскольку абсолютная и фазовая проницаемости горных пород изменяются в широких пределах, более удобной формой их сопоставления является относительная фазовая проницаемость, представляющая собой отношение фазовой проницаемости к абсолютной, определенной с учетом явления проскальзывания газа.

пр.н = кпр.н/ кпр; пр.в = кпр.в/ кпр; пр.г = кпр.г/ кпр;

Относительная фазовая проницаемость — величина безразмерная.

ОТНОСИТЕЛЬНЫЕ ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ (ОФП).

Есть два представления о механизме совместного течения пластовых флюидов в пористой среде. Согласно первому, подробно описанному М. Маскетом, при течении двух несмешивающихся фаз часть наиболее тонких поровых каналов и углы крупных пор заняты смачивающей фазой (пластовой водой), а по остальным каналам, содержащим смачивающую жидкость на поверхности пор, может происходить струйное движение флюидов. Количество двигающихся флюидов в каждый момент определяется величинами насыщенности и проницаемости среды для этих флюидов. С ростом насыщенности породы одной фазой увеличивается доля каналов, обеспечивающих движение этой фазы и уменьшается доля каналов для другой фазы.

При вытеснении воды нефтью водонасыщенность породы понижается. При этом быстро возрастает проницаемость для нефти. При снижении водонасыщения до величины кв.о проницаемость породы для смачивающей фазы оказывается равной нулю.

При вытеснении нефти водой увеличивается насыщенность породы смачивающей фазой. При этом проницаемость для нефти резко уменьшается. При снижении нефтенасыщения до величины коэффициента остаточного нефтенасыщения кн.о проницаемость породы для нефти оказывается равной нулю. Как правило, величина кн.о несколько превышает кв.о.

При наличии в порах коллектора трех фаз (газа, нефти и воды) принцип их распределения сходен с двухфазной системой. Вода полностью занимает поры наименьшего размера, углы пор и в виде тонкой пленки смачивает остальные поры, нефть занимает более крупные поры, а газ—центральные участки наиболее крупных пор, занятых нефтью, и с водой практически не контактирует.

Описанное выше представление о течении несмешивающихся флюидов позволяет использовать информацию о распределении пор по размерам для оценки динамики фазовых проницаемостей.

Другое представление о механизме совместной фильтрации предполагает течение несмешивающихся жидкостей по поровым каналам в форме четок несмачивающей жидкости (нефти) в смачиваемой (воде). Это представление предполагает образование в порах нефтяной эмульсии, создающей высокие фильтрационные сопротивления в зоне смеси, обусловливающие снижение фазовых проницаемостей.

Прочность эмульсии, время ее существования зависят от свойств межфазных пленок, а дисперсность определяется структурными свойствами пористой среды и скоростью фильтрации. Однако гидродинамическое моделирование этого процесса затруднено.

Вероятно, можно будет допустить, что в природных условиях могут иметь место оба механизма течения, когда один вид движения флюидов может переходить в другой.

Рассмотрим подробнее случай двухфазного течения смачивающей и несмачивающей фаз в гидрофильном коллекторе, например, для воды и нефти рис. 5.21. В случае гидрофильной породы, начиная с очень малого процента насыщения, вода образует на поверхности подвешенные прерывные пленки на зернах и кольца на стыках зерен, при этом в самых тонких каналах и малых порах пленки могут занимать весь их объем. Эта вода неподвижна. Давление по флюиду не может быть передано по этой разобщенной влаге. По мере увеличения насыщенности смачивающей фазой размеры подвешенных колец и толщина прерывистых пленок увеличиваются и образуется непрерывная пространственная сетка. Водонасыщенность, при которой происходит этот переход, называют критической, а состояние насыщенности ниже критической — подвешенным. При значениях водонасыщенности выше критической для смачивающей фазы открывается непрерывный извилистый путь ее движения, если существует перепад давления по флюиду. Такое состояние насыщенности называют фуникулерным. Значение критической водонасыщенности Квкр можно оценить только в процессе изучения фазового течения. Аналогичные рассуждения можно провести и относительно несмачивающей фазы с той разницей, что несмачивающая фаза будет занимать центральное положение в порах и в отсутствие ее движения называется островной.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ (ОФП)

Существуют прямые и косвенные методы определения ОФП. К прямым относятся лабораторные методы: 1) стационарной (установившейся) фильтрации и 2) вытеснения. К косвенным: расчетные методы по кривым капиллярного давления; по промысловым данным; по данным геофизических исследований скважин.

Для соблюдения геометрического подобия лабораторного моделирования Д. А. Эфрос рекомендует соблюдать соотношение:

пр/L2)модель = (кпр/L2)натура

где L— длина.

Наиболее достоверны прямые лабораторные методы определения ОФП. В результате этих исследований получают кривые ОФП. В методе стационарной фильтрации, определение коэффициентов фазовых проницаемостей проводится при совместном течении двух фаз при разном насыщении. В качестве примера ниже приведены результаты исследования на образце при двух фазовом совместном течении нефти и воды, вода является смачивающей фазой (рис. 5.22).

Рисунок 5.22.

В ходе этого эксперимента испытания проводились в шести режимах:

  •  При отсутствии воды в потоке;
  •  При 5 % содержания воды в потоке;
  •  При 25 % содержания воды в потоке;
  •  При 50 % содержания воды в потоке;
  •  При 75 % содержания воды в потоке;
  •  При 100 % содержания воды в потоке;

После каждого режима замеряют объемы вышедших из образца жидкостей и рассчитывают проницаемости используя закон Дарси.

Значения относительных фазовый проницаемостей для нефти и воды рассчитывают по формулам:

Кнотн = Кнi / К    Квотн = Квi / К

где Кнi, Квi – фазовые проницаемости для нефти и воды на i-том режиме,

Кнотн, Квотн – относительные фазовые проницаемости для нефти и воды на i-том режиме,

К – абсолютная проницаемость образца.

В методе вытеснения относительные проницаемости зависят от направления, в котором изменяется насыщенность несмачивающей фазой. Если в пласт нагнетается несмачивающая фаза (нефть, газ), такое направление называют дренированием. При этом нефть избирательно вытесняет воду из более крупных капилляров в узкие. В итоге при перепаде пластового давления образуется два раздельных потока: по системе более крупных пор фильтруется несмачивающая фаза, а по системе более мелких — смачивающая.

В противоположность вышеназванному существует процесс, когда вода первоначально находится в виде остаточной, а нефть занимает остальную часть пространства, т.е. порода гидрофильна, а вытесняющая фаза — смачивающая. В этом случае капиллярные силы действуют так, что каждый капилляр стремиться впитать воду и вытеснить из него часть нефти, поэтому процесс вытеснения нефти водой называется впитыванием. Первоначально нефтенасыщенность снижается вместе с изменением кривизны границы раздела "нефть—вода" в сплошной нефтяной фазе. Благодаря большой поверхности раздела обе фазы сильно влияют друг на друга и на скорость процесса вытеснения нефти водой. Чаще всего используют именно впитывание. Во время эксперимента записывают сколько воды было закачено в образец, сколько нефти вытеснено и перепад давления на образце. С помощью полученных данных используя специализированные методики рассчитывают ОФП.

Среди косвенных методов наибольшее применение нашел метод расчета ОФП по кривым капиллярного давления. Экспериментально определяют кривые капиллярного давления рк = fв), которые перестраиваются графически в функцию 1/р2к = fв) и затем рассчитывают ОФП используя подобные интегральные уравнения:

Пример теоретически рассчитанных кривых ОФП. Рис. 8.18.

ОФП увеличивается при увеличении содержания в коллекторе соответствующей фазы. При Кв>Кв* начинается фильтрация воды, при Кв<Кв** – фильтрация нефти.

Наименьшей проницаемостью коллектор обладает при совместной фильтрации двух фаз (в окрестности точки Квк)

Смачивающая фаза характеризуется в среднем меньшей относительной проницаемостью, из-за сил адсорбции на контакте между жидкой и твердой фазами.

В методах определения ОФП по промысловым и геофизическим данным много неоднозначности и они не получили широкого распространения.

На характер экспериментальных кривых ОФП помимо структуры порового пространства оказывают влияние также ряд других факторов: поверхностное и межфазное натяжения; гидрофобность коллектора, температура; скорость фильтрации; изменение направления насыщения и др.

При снижении межфазного натяжения σ фазовые проницаемости незначительно возрастают и кривые ОФП поднимаются. Проницаемость для нефти существенно возрастает лишь при очень низких значениях σ (менее 10-3 Н/м). Увеличение σ сужает диапазон совместного течения флюидов (Д. О. Амаефул, Л. Л. Хэнди, 1982 г.).

Гидрофобизация коллекторов в природных условиях обусловлена адсорбцией на поверхности породы полярных компонентов нефти и битумоидов. С увеличением гидрофобности поверхности пересечение кривых ОФП смещается влево, в сторону более низких водонасыщений. В соответствии с этим относительная проницаемость для воды существенно возрастает, а для нефти — снижается.

С увеличением температуры уменьшается поверхностное натяжение, изменяется межфазное натяжение, увеличивается гидрофильность породы. С увеличением температуры ОФП для нефти растет, а для воды изменяется в ту или другую сторону (кривые ОФП смещаются в сторону повышенных водонасыщений, особенно при низком межфазном натяжении), ОФП для газа практически не изменяются от температуры.

Значения ОФП с увеличением скорости фильтрации возрастают. И хотя физическая сторона этого явления не совсем ясна, опыты по определению ОФП рекомендуется проводить на скоростях фильтрации, близких к пластовым условиям конкретного месторождения.

Трехфазная фильтрация (нефть, газ и вода) может иметь место при разработке месторождений нефти на поздней стадии, газовых месторождений с нефтяной оторочкой, при закачке газа или водогазовых смесей в нефтяной пласт.

Результаты экспериментальных исследований трехфазной фильтрации весьма немногочисленны (М. К- Леверетт, В. Б. Ле-вис, 1941 г.; Б. Н. Коудел и др., 1951 г; С. А. Кундин, 1960 г.; С. Н. Пирсон и др., 1964 г.; В. А. Иванов, 1965 г.).

Результаты измерений относительных проницаемостей при трехфазной фильтрации принято изображать в виде треугольных диаграмм или задавать в виде таблиц.

Результаты большинства из указанных выше авторов качественно согласуются с первыми данными М. К. Леверетта на насыпном грунте, которые сформулированы следующим образом:

проницаемость для воды зависит только от водонасыщенности;

проницаемость для нефти и газа зависит от насыщенности всех трех фаз;

проницаемость для газа в трехфазной системе несколько ниже, чем при той же газонасыщенности в двухфазной системе;

проницаемость для нефти в трехфазной системе может быть больше или меньше ее проницаемости в двухфазной системе при тех же коэффициентах нефтенасыщения;

фазовые проницаемости для нефти, газа и воды не зависят от вязкости нефтяной фазы;

существует сравнительно небольшая область, в которой происходит фильтрация всех трех фаз.

В количественном отношении результаты разных авторов существенно отличаются. Очень много еще неясного в механизме трехфазной фильтрации.

Таким образом, для повышения достоверности лабораторных определений ОФП исследования необходимо проводить с соблюдением всех критериев подобия натурных и лабораторных условий. С этой целью должны использоваться естественные керны пород, натуральная нефть и модель пластовой воды, природные давление и температура.

Проницаемость пород с межзерновой пористостью.

Уравнение Козени — Кармана для модели пористой среды с капиллярами круглого сечения имеет вид:

где кп.д – коэффициент динамической пористости, Тг – гидравлическая извилистость каналов, sф – удельная поверхность фильтрующих каналов. Цифра 2 в знаменателе – коэффициент формы сечения круглого капилляра. Впоследствии П. Карман выяснил, что для круглого, эллиптического, квадратного, треугольного, прямоугольного, щелевого с коаксиальными стенками сечений каналов величина постоянного коэффициента изменяется от 2 до 3. Среднее значение 2,5. Обозначим этот коэффициент через f. Тогда уравнение для каналов любого сечения примет вид:

Экспериментальная проверка уравнения Козени — Кармана была произведена многими авторами на самых разных моделях неконсолидированных пористых сред.Это уравнение хорошо описывает связь между проницаемостью, пористостью и удельной поверхностью неконсолидированных пористых сред. Уравнение Козени — Кармана, кроме того, объясняет существование целой группы петрофизических связей для консолидированных пород с использованием коэффициента проницаемости.

Проницаемость трещиноватых пород.

Расход жидкости Q через прямоугольную щель с раскрытием (высотой) b и шириной a можно установить из известного уравнения Буссинска:

откуда можно найти линейную скорость истечения жидкости vи, отнеся расход к площади трещины ωт = ab:

Если, как в пористой среде, расход отнести не к площади трещины, а ко всей площади фильтрующей среды ω, то согласно уравнению Дарси:

(6.18)

Между vи и vф имеет место соотношение:

vи ωт = vф ω;   vф = vи ωт

Отношение ωт/ω есть просветность трещинной среды в направлении фильтрации. Если трещины в породе располагаются в одном направлении, то просветность равна коэффициенту трещиноватоети в направлении фильтрации кт = ωт/ω.

При равномерной системе трещин в трех взаимно перпендикулярных направлениях просветность среды в направлении фильтрации равна ωт/ω = ⅔ кт. Для этого случая:

vи = vф/(⅔ кт)

и уравнение примет вид

(6.19)

Приравнивая левые части уравнений (6.18) и (6.19) и разрешая это равенство относительно кпр, получим.

Для равномерной системы трещин в трех взаимно перпендикулярных направлениях:

кпр = 5,6*10-2b2кт

И для двух систем взаимно перпендикулярных трещин, параллельных направлению фильтрации:

кпр = 8,3*10-2b2кт

При погружении осадочных пород на глубину происходит их уплотнение в течение геологического времени и уменьшается проницаемость. Помимо горного и пластового давлений, температуры и геологического времени на величину проницаемости влияют и другие процессы, например перенос минеральных веществ фильтрующимися пластовыми водами. Процесс изменения проницаемости очень сложен. Поэтому для каждого объекта экспериментально получают свою зависимость изменения проницаемости с глубиной. А теоретические расчеты в литературе нужно рассматривать как весьма приближенную оценку, позволяющую получить сведения о тенденциях в изменении проницаемости.

КЛАССИФИКАЦИЯ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ

В практической нефтегазовой геологии и геофизике обычно различают проницаемые породы (пласты), которые при данной величине гидропроводности пласта (кпрh/μ) обеспечивают промышленные притоки нефти, газа или воды, и непроницаемые — из которых обычными методами освоения скважин нельзя получить промышленного притока.

Существует простая система классификации пород по проницаемости (В. Н. Кобрановой), выделяют три группы: проницаемые, полупроницаемые и практически непроницаемые.

К проницаемым пр>10-2 мкм2) относятся грубообломочные осадочные породы (галечники, гравий), сцементированные и отсортированные песчано-алевритовые породы, трещиноватые и кавернозно-трещинные карбонатные породы.

Коэффициент пористости пород с гранулярным типом пор велик и составляет 20—40%. В системе пор или трещин имеется небольшое число сверхкапиллярных, крупнокапиллярных и капиллярных каналов.

К полупроницаемым (10-4< кпр <10-2 мкм2) относятся менее отсортированные глинистые пески, некоторые разности алевролитов и песчаников пористостью менее 10—15%, а также микротрещиноватые карбонатные породы. Поровое пространство этих пород в значительном объеме представлено субкапиллярными каналами, заполненными связанной водой.

К практически непроницаемым (кпр <10-4 мкм2) относятся глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мергели, сильно сцементированные песчаники и алевролиты, плотный мел, известняки. Коэффициент общей пористости глин и меловидных известняков может достигать 50%, а аргиллитов, сланцев, мергелей ниже 6—8%. Почти вся вода в той или иной степени связана силами адсорбции и практически не может перемещаться под влиянием градиентов давления, существующих в природе.

В дополнение к перечисленным трем типам пород можно было бы добавить еще один — пород ы-э краны нефти и газа пр<10-6 мкм2). Породы-экраны нефти и газа обладают такой низкой проницаемостью для нефти и газа, которая обеспечивает сохранение промышленных залежей в течение геологического времени. К породам-экранам нефти и газа относятся каменная соль, ангидрит, слабопесчанистые пластичные нетрещиноватые глины, породы в мерзлых зонах. Диаметр максимальных пор в этих породах не превышает 1 мкм.

ПЛОТНОСТЬ

Плотность — это свойство вещества, определяющее его массу, содержащуюся в единице объема:

δ= m/V,

где m— масса, V — объем.

Размерность плотности в СИ кг/м3 или в дольных единицах — г/см3.

Порода объемом V может состоять из твердой фазы объемом Vтв и пор объемом Vп. В свою очередь твердая фаза может слагаться из различных породообразующих минералов, а поры могут быть заполнены пластовой водой Vв, нефтью Vн и газом Vг. Плотность такой породы в наиболее общем виде можно представить как

где δ тв, δв, δн и δг — плотность соответственно твердой фазы, воды, нефти и газа; кв, кн и кг — соответственно коэффициенты водо-, нефте- и газонасыщенности породы.

Плотность твердой фазы — средневзвешенная величина плотности составляющих ее минералов:

где δмi и Vмi — плотность и объем i-го минерала.

Как видно плотность горных пород существенно зависит от коэффициента общей пористости. Соответственно для большинства магматических и значительной части метаморфических пород с первичной пористостью от 0 до 5% величина плотности будет определяться главным образом плотностью минерального состава.

Плотность минералов

Плотность минералов определяется относительной атомной массой составляющих элементов и строением электронных оболочек атомов, обусловливающих упаковку их атомов.

Большинство породообразующих минералов имеют ионную или ковалентную форму кристаллической связи и характеризуются средней плотностью от 2,2 до 3,5 г/см3. Почему такой разброс? Например, в ряду оливина появление железа, обладающего большой относительной массой, приводит к уплотнению пород от 3,22 (фостерит) до 4,32 г/см3 (фаялит). Каркасные структуры соединения тетраэдров SiO2 образуют минералы невысокой плотности (полевые шпаты, кварц, плагиоклазы), а кристаллизация тетраэдров SiO2 в виде цепочек характерна для пироксенов, имеющих более высокую плотность. В полиморфных превращениях графит — алмаз смена гексагональной сингонии (графит) на кубическую (алмаз) приводит к увеличению плотности от 2,2 до 3,6 г/см3.

Плотность большинства рудных минералов от 3,5 до 7,5 г/см3. Эти минералы обладают ковалентно-металлической и ионно-металлической формами связи. Высокая плотность рудных минералов объясняется большим содержанием элементов с высокой относительной атомной массой, малым радиусом этих атомов и часто плотной их укладкой — кубической и гексагональной. К минералам малой плотности относятся графит, сера, лед, опал и многие из минералов класса силикатов, а также хлориды — галит, сильвин. Эти минералы состоят из элементов с малой относительной атомной массой, их атомы имеют значительные размеры и многие из них характеризуются рыхлой структурой упаковки.

ПЛОТНОСТЬ ГАЗОВ

Известно, что плотность воздуха при нормальных условиях (Т=20°С и р=0,1 МПа) 0.0012 г/см3. При этих же условиях плотность метана 0,0007 г/см3, а пентана — 0,003 г/см3.

Поскольку природный газ представляет собой смесь углеводородных газов, то плотность реального природного газа в нормальных условиях близка к плотности воздуха. Однако в пластовых условиях при повышении давления плотность природного газа резко возрастает. Так, метан при T=40 °С и давлении 70 МПа благодаря высокой сжимаемости имеет плотность 0,3 г/см3.

ПЛОТНОСТЬ ЖИДКОСТЕЙ

Плотность природных пластовых вод при температуре 20°С изменяется в зависимости от содержания растворенных солей от 1 г/см3 (пресные воды) до 1,24 г/см3 (при полном насыщении).

Плотность пластовых нефтей зависит от их химического состава, а в пластовых условиях еще и от количества растворенного в них нефтяного газа. С уменьшением количества растворенного в нефти газа ее объем уменьшается и плотность возрастает. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 0,5 г/см3, а при поверхностных условиях (сепарированная нефть) возрастает до 0,8 г/см3.

Плотность нефти в природных условиях меняется довольно широко — в пределах 0,5-1,0 г/см3.

Плотность осадочных пород в естественном залегании зависит не только от свойств самой породы (плотности твердой фазы и пористости), но и от плотности насыщающих флюидов и их соотношения. Плотность флюидов определяется их составом (газ, нефть, вода), а также минерализацией воды. Чтобы исключить эту неоднозначность, в лабораторных условиях обычно определяют плотность сухих образцов путем их гидростатического взвешивания. По формуле

δтв =(1 - кптв + кп вδв + кнδн + кгδг)

эти значения можно пересчитать на конкретные пластовые условия.

Способы определения плотности

Способ гидростатического взвешивания относится к числу наиболее распространенных. Он сводится к двойному взвешиванию испытуемого образца горной породы. Вначале определяют массу образца М1 в воздухе, затем в воде — М0. В соответствии с законом Архимеда разница между этими величинами равна массе воды в объеме образца. Учитывая, что плотность воды 1 г\см3, для условий описанного эксперимента можно применить формулу:

δ = М1δвод/(М1 – М0) = М1/(М1 – М0)

Так поступают с практически водонепроницаемыми породами. Для сохранения естественной влажности водопроницаемых горных пород их образцы сразу после отбора парафинируют. Делают это при температуре не выше 60—70 0С, чтобы законсервировать образец с поверхности, но одновременно не исказить результат измерений за счет проникновения парафина в поры породы. При этом формула расчета усложняется:

δ = М1/[М1 – М0 – к(М2 – М1)]

где к= (1/δп) — 1; δп — плотность парафина; М2 — масса образца после парафинирования.

Точно по такой же методике можно получить плотность водо- и газонасыщенной породы. Изменяется лишь подготовка образца к измерениям. Чтобы получить плотность водонасыщенного образца, его предварительно насыщают водой, а для получения плотности газонасыщенной породы образец, наоборот, высушивают при температуре 105—110 °С. Признаком водо- или газонасыщенности служит стабилизация массы образца.

Минералогическую плотность δм определяют пикнометрическим методом. Для этого породу дробят до частиц размером менее 0,25 мм. Объем твердой фазы находят взвешиванием пикнометра (сосуд цилиндрической формы) с жидкостью и порошком породы. Жидкость и порошок предварительно вакуумируют для удаления воздуха. Измеряют массу пикнометра с порошком породы МТ, отдельно с жидкостью МЖ, с порошком породы МТЖ, насыщенным жидкостью. Вычисление производят по формуле:

где М0 - масса пикнометра; аδж - плотность жидкости. В качестве жидкости используют воду, керосин, спирт. Важно лишь, чтобы она не растворяла породу и содержащиеся в ней соли.

Из числа способов определения плотности горных пород в естественном залегании рассмотрим гамма-гамма-метод.

Гамма-гамма-метод используют для определения плотности горных пород на образцах, в шурфах, шпурах и скважинах. При измерениях плотности пород гамма-гамма-методами регистрируют результат взаимодействия с веществом гамма-лучей от искусственного источника излучения, в качестве которого обычно используют радиоактивные изотопы 137Cs, 60Co и 226Ra. При прохождении гамма-квантов через объем горной породы происходят процессы, приводящие к их частичному поглощению веществом, например фотоэлектрическое поглощение, комптоновское рассеяние, образование пар электрон-позитрон.

Наиболее широкое практическое применение получили три разновидности гамма-гамма-метода: узкого пучка, широкого пучка и рассеянного излучения. Для расчета плотности используют ее зависимость от поглощения и рассеивания гамма-лучей. Для примера приведем пример гамма-гамма-метода. Метод узкого пучка применяют для определения плотности образцов горных пород и бурового раствора в скважинах путем регистрации эффекта ослабления гамма-излучения, прошедшего через объем породы. При прохождении узкого коллимированного пучка гамма-лучей через породу толщиной h ослабление интенсивности излучения I происходит по экспоненциальному закону:

I = I0*e-μh

где I0 — интенсивность излучения источника; μ - коэффициент поглощения гамма-лучей, пропорциональный плотности порода.

УПЛОТНЕНИЕ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД С ГЛУБИНОЙ

Плотность осадочных пород зависит от плотности минерального скелета и общей пористости. Плотность минерального скелета можно установить эмпирически или, зная минеральный состав, вычислить по уравнению.

Таким образом, одним из важнейших факторов, определяющих плотность литологически однотипных осадочных пород, является их общая пористость. На рис. 18 представлена зависимость плотности сухих песчано-глинистых пород от общей пористости.

Пористость пород имеет прямую зависимость от глубины, таким образом основные факторы, влияющие на плотность осадочных пород это пористость и глубина. Так же как и для других петрофизических параметров, зависимость плотности от глубины определяется экспериментально для каждой коллекции образцов. Можно лишь сказать, что в общем виде это экспоненциальная зависимость.

Изменение структуры порового пространства с глубиной.

С увеличением глубины залегания осадочных горных пород в толще земной коры под действием возрастающего геостатического давления их плотность закономерно возрастает, главным образом за счет уменьшения пористости. Изменение пористости и плотности осадочных пород в процессе литогенеза происходит за счет двух факторов: физико-механического и геохимического. Первый обеспечивает уплотнение осадков и проявляется на этапе раннего диагенеза, второй служит причиной цементации и перекристаллизации пород на стадиях раннего и позднего катагенеза.

Одновозрастные осадочные образования одного типа, залегающие на разных глубинах, могут заметно отличаться по пористости и плотности. Максимальное уплотнение характерно для глинистых пород, которые представляют собой мелкодисперсные системы с пластичными связями, что обеспечивает их наиболее высокую пористость в начальном состоянии. Если в глинах присутствует песчаная фракция, минеральная плотность породы снижается, а жесткость внутренних связей увеличивается. Песчаники с жестким кварцевым и карбонатным цементом уплотняются существенно меньше, чем песчаники с глинистым цементом. Степень уплотнения карбонатных пород также в сильной степени зависит от глинистости: мергели по характеру уплотнения приближаются к пластичным геологическим образованиям, а известняки к породам с жесткими связями. Количественно отмеченные закономерности характеризуются следующими цифрами: свежеотложенные глинистые осадки, известковые образования и рыхлые хорошо отсортированные пески имеют пористость соответственно 85—60, 60 и 45 %, а пористость этих же отложений на глубину 3—4 км снижается до 30-20,15-20 и 10-15 % (рис. 1.18).

Плотность осадочных пород особенно быстро нарастает в интервале верхних 500 м. Помимо пористости на изменение плотности осадочных пород с глубиной существенно влияет их минеральный состав (рис. 1.19).

Сильнее всего изменяется плотность терригенных пород — песчаников. Почти также ведут себя мергели. Слабее проявлена эта тенденция у доломитов. Плотность известняков по вертикали разреза практически не меняется.


PAGE  5


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

75965. Декларация о государственном суверенитете РСФСР - условия принятия и исторический смысл 17.91 KB
  Декларация о государственном суверенитете РСФСР политикоправовой акт ознаменовавший начало конституционной реформы в РСФСР где суверенитет рассматривается как естественное и необходимое условие существования российской государственности. Условия: Декларация была принята Первым Съездом народных депутатов РСФСР 12 июня 1990 года и подписана Председателем Верховного Совета РСФСР Б. Значение исторический смысл: Помимо провозглашения суверенитета РСФСР и намерения создать демократическое правовое государство в составе обновлённого Союза...
75966. Шоковая терапия и ее исторические последствия 53 KB
  Шоковая терапия - пропагандистское (газетное) название, с легкой руки некоторых публицистов приклеившееся к политике, которую начало проводить, придя к власти, реформаторское правительство Ельцина-Гайдара – политике стабилизации экономики. (попытка России перейти к Рыночной Экономике)
75967. Норманская и антинорманская теории: дискуссия закончена 15.84 KB
  Норманская теория происхождения древнерусского государства: это направление в историографии которое склоняется к тому что варяги и скандинавы норманы стали основателями Киевской Руси то есть первого восточнославянского государства основоположники Бейер и Миллер. Ломоносов подверг уничтожающей критике все основные положения этой антинаучной концепции генезиса Древней Руси. Оно могло происходить не только вследствие тесного общения скандинавов и славян но просто по тому что все первые князья на Руси а значит законная власть...
75968. Русь и Византия. Русь и Степь: система взаимовлияний и неоднозначность трактовок 17.05 KB
  Русь и Степь: система взаимовлияний и неоднозначность трактовок Направления византийского влияния: Византия помогала Руси стать православным государством. Принятие на Руси христианства резко усилило влияние византийской культуры. Крещение Руси по православному обряду ввело киевского князя в круг европейских монархов и позволило использовать типичный для Средневековья способ закрепления дип. Крещение Руси также дало нам славянскую азбуку и приобщило к европейской культурной традиции.
75969. Евразийская идея в российской истории: представители, концепция, критика 18.4 KB
  Евразийское движение родилось в 20-е годы в Европе в среде российской эмигрантской интеллигенции. Само имя движения говорит за себя. Евразийство – это культурно-историческая концепция, в которой Россия рассматривается как Евразия
75970. И.А. Ильин о сущности русской идеи 16.89 KB
  В этих фразах и заключается мысль о том что идея должна быть основана на народных особенностях и только это сможет обеспечить достойную жизнь народа на земле сделает возможным исполнение его исторического призвания. Если же говорить о самой сущности то Ильин утверждает: Русская идея есть идея сердца. Эта идея конечно же корнями уходит в православное христианство которое русский человек принял не от меча не по расчету не страхом и не умственностью а чувством добротою совестью и сердечным созерцанием. Таким образом русская...
75971. СВЯТО ПОХІДНОЇ 94.5 KB
  Мета уроку: навчальна: повторити і систематизувати знання учнів 11-го класу по темі «Похідна та її застосування», формувати навички практичного застосування отриманих знань; розвивальна: розвивати знання учнів про похідну, формувати навички контролю....
75972. СВЯТО ПОКРОВИ 517 KB
  Мета: ознайомити учнів зі святом Покрови, пробуджувати пізнавальні інтереси до історії української культури; сприяти примноженню родинних і національних традицій. Виховувати любов та пошану до традицій українського народу.
75973. Інтегрований урок в 3 класі «Поле чудес» 57.5 KB
  Формування ключових компетентностей: вміння вчитися – самоорганізовуватися до навчальної діяльності у взаємодії; загальнокультурної – дотримуватися норм мовленнєвої культури, звязно висловлюватися в контексті змісту; здоровязбережувальної...