ПОРИСТОСТЬ И УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Тема: «Методы измерения пористости горных пород»

                                                                                                                         Выполнил:

Студент гр. НР-05-2

                                                                                                                                                   Грицюк С.С.

                                                                                                                          

                                                                                                                         Проверила:

                                                                                                                         Листак М.В.

 

 

 

Тюмень 2008 г.

СОДЕРЖАНИЕ:

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………..…..стр.3

ПОРИСТОСТЬ И УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД………………………………………………………………………….…………...стр.5

ВИДЫ ПОРИСТОСТИ……….…………….……………………………………………………...стр.12

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД…………………………………………….……………………………………….стр. 14

4.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ                  ПОРОД…………………………................................................................................................стр.18

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………….стр.21

Введение

Физика нефтяного и газового пласта — это наука, изучающая свойства природных коллекторов и насыщающих их углеводородных систем, воды и газов, а также процессы, связанные с их взаимодей­ствием. Она является основой для понимания процессов, происходящих в нефтяных и газовых пластах, для разработки методов повышения нефтегазоотдачи залежей, улучшения эффективности эксплуатации месторождений.

Традиционно в курсе физики нефтяного и газового пласта изучаются коллекторские, механические и тепловые свойства горных пород, закономерности фильтрации жидкостей и газов, состав и фи­зические свойства воды, нефти, газа и конденсата, фазовые состояния углеводородных систем, поверхностно-молекулярные свойства пла­стовых смесей, а также процессы, связанные с вытеснением нефти и газа из пористых сред. Развитие этой отрасли науки и полученные в последнее время результаты показали, что такой «описательный» подход оказывается недостаточным. Это стало понятным при анализе протекающих в пластах процессов с позиций синергетики —молодой науки о самоорганизации сложных систем, возраст которой всего около двух десятков лет.

Синергетический анализ показывает, что поведение систем опре­деляется не только их составом и свойствами. Под влиянием внешних воздействий могут возникать новые, порой неожиданные структуры, упорядоченные состояния.

Разработка и эксплуатация залежей нефти и газа связана фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в коллекторах к забоям добывающих скважин. Закономерности распределения пластовых флюидов в статическом состоянии до процесса нефтеизвлечения в объемах резервуаров определяют начальные запасы их в месторождении, которые контролируются емкостными параметрами пластовой системы. Изучение фильтрационных свойств коллекторов и их изменений в процессе эксплуатации залежей позволяет оценивать продуктивность отдельных скважин и залежи в целом, как на стадии ввода месторождения в разработку, так и на стадии доизвлечения остаточных запасов углеводородов на экономически рентабильном уровне нефтегазоизвлечения.

Важное место при этом имеет физика и физикохимия процессов вытеснения нефти и газа из пористых и пористо – трещиноватых сред.

Следует отметить, что физика пласта как отрасль науки о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях имеет уже 50 – летнюю историю. Впервые курс физики нефтяного пласта был прочитан М.М. Кусаковым для студентов Московского нефтяного института в 1948 г. Базой для построения данного курса и дальнейшего развития его явились результаты исследований многих отечественных и зарубежных ученых: Л.Г.Гурвича, П.А. Ребиндера, Б.В. Дерягина, Г.А. Бабаляна и др.

ПОРИСТОСТЬ И УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Под пористостью породы понимают наличие в ней пустот. Различают общую, открытую и закрытую пористости. Общая пористость это весь объем пустот в породе, открытая — объем связных поровых каналов, по которым может фильтроваться жидкость или газ. Соответственно, закрытая пористость — это объем изолированных пустот. Очевидно, что общая пористость есть сумма открытой и закрытой.

Для количественной характеристики пористости используется ко­эффициент пористости, равный отношению объема пустот образца породы к объему всего образца

                                      m = V_пор /V_обр

 

Для оценки коэффициента пористости несцементированных по­ристых сред используется модель фиктивного грунта, представляю­щая грунт в виде набора шариков одинакового диаметра. Очевид­но, что пористость зависит только от конфигурации шаров. Разли­чают два вида расположения шаров фиктивного грунта (рис 1.1): тесное и свободное. Угол  изменяется в пределах 60⁰ .  

 

а                                                б

 

                                                                                                  Рис. 1.1.

Слихтер показал, что пористость т связана с углом  соотношением

 

 

 

Из этой формулы следует, что пористость фиктивного грунта m при изменении угла  от 60 до 90° меняется от 0,259 до 0,476. В реальных условиях на пористость нефтеводогазосодержащих пород влияют несколько факторов: размер и форма зерен породы, их расположение, распределение частиц по размерам, процессы цемен­тации, растворения и отложения солей, разрушения минералов и др. Обычно пористость реальных пород не превышает 20—25% (у песков и песчаников). У глин она может достигать 50% и более, у извест­няков — еще большее значение.

Наряду с пористостью используется еще одна характеристика пористой среды — просветность. Если взять поперечное сечение керна, то под просветностью понимается отношение площади пустот к общей площади поперечного сечения керна, т. е.

 

 

Нетрудно показать взаимосвязь пористости и пористости, ум­ножив числитель и знаменатель правой части предыдущей формулы на длину керна L:

 

 

Особо важное значение имеет зависимость пористости от дав­ления. Установлено, что с повышением пластового давления по­ристость возрастает. Причем, если пористая среда обладает плас­тическими свойствами, то изменения пористости могут иметь не­обратимый, гистерезисный характер.

Пористость — это основной параметр при подсчете запасов нефти или природного газа в залежи.

Наиболее простым способом определения открытой пористости образца породы является объемный метод. Образец породы насыщают газом, который йе сорбируется породой, например азотом или воздухом. В образце породы создается некоторое давление />_t. Послеустановления в системе равновесия производят выпуск газа из по­роды, при этом давление снижается до атмосферного р₀. Затем с помощью газового счетчика замеряют объем газа V , вышедшего из образца.

Запишем уравнение материального баланса для начального и ко­нечного состояний:

 

                  (1.1)

где V_nop — поровый объем образца; z _1, z ₀ —- коэффициент сжимаемости, соответственно, при давлении р ₁ и р₀ ; р ₀ — плотность газа при стандартных условиях; V₁ , V ₀ — объем газа в образце, соответственно, при давлении p₁ и р₀.

Учитывая, что V_пор — тV_обр , где V _обр — геометрический объем образца, v = v ₁ - v ₂ , и вычитая из первого уравнения системы (1.1) второе, получаем

 

 

откуда и определяем пористость т.

Внутреннюю структуру пористого пространства изучают на основе результатов исследований сечений кернов, отбираемых в скважине из данного пласта. Восстановление внутреннего строения породы по ее. поверхностным свойствам является единственно возможным, по­скольку материал породы коллектора непрозрачен. Такое восстанов­ление основано на методах одной из отраслей прикладной математи­ки—стереологии — науки, рассматривающей исследования трехмерной структуры тел, когда известны только их сечения или проекции на плоскость.

. Применение стереологических методов позволяет оценивать такие параметры, как удельная поверхность, извилистость и т. д. Для уяснения основных положений стереологических. методов обратимся к рис. 1.2, на котором изображены плоское сечение образца породы (в увеличенном масштабе) и секущая прямая определенной длины (отрезок). Оказывается, что, если подсчитать среднее число пересечений этой прямой с линиями границ зерен при многократном случайном бросании указанного отрезка на выделенную плоскость, то можно определить суммарную протяженность линий границ зерен на единице площади шлифа, удельную поверхность породы и ряд других характеристик пористой среды.

Решение этой задачи связано с известной задачей Бюффона об игле, которая заключается в следующем. Пусть горизонтальная плоскость разграфлена системой параллельных прямых, отстоящихЯ Ф

друг от друга на расстоянии а. На эту плоскость случайным образом бросается игла длиной l<а. Говоря о случайном бросании, мы подразумеваем, что средняя точка иглы может с равной вероятностью оказаться на любом расстоянии от какой-либо линии на плоскости, а любой угол между иглой и линией является равновероятным. Брошенная описанным образом игла в каждом случае может не пересечь ни одной линии или пересечь только одну, поскольку l<а. Требуется определить среднее, число пересечений иглы с какой-либо прямой линией при многократном бросании.

Исходя из элементарных геометрических соображений можно показать, что эта вероятность

Р =21/ (па).  (1.2)

 

 

a                                                            b

                                                                  

                                                

                                                         a

                  l

 

рис 1.2

Рассмотрим рис. 1.3, а, где через х обозначено расстояние от центра иглы до ближайшей параллели и через φ —угол, составленный иглой с этой параллелью. Величины х и φ полностью определяют положение иглы. Всевозможные положения иглы определяются точ­ками прямоугольника со сторонами а и π (рис. 1.2, а). Из рис. 1.2, б видно, что для пересечения иглы .с параллелью необходимо и до­статочно, чтобы . Точки указанного прямоугольника, соот­ветствующие данному неравенству, находятся в заштрихованной на 10этом   рисунке области. Очевидно, что искомая вероятность равна отношению заштрихованной области к площади прямоугольника

 

 

 

 

Из уравнения (1.2) следует, что математическое ожидание числа пересечений при п бросаниях

N =2 ln /( na ).

При замене иглы какой-либо линией длиной L можно разделить последнюю на элементарные участки длиной / каждый. По закону сложения вероятностей математическое ожидание числа пересечений в данном случае будет во столько раз больше этого показателя при бросании иглы длиною /, во сколько раз длина линии больше длины иглы, т. е.

Произведение In равно суммарной длине линий, пересекающих систему линий на плоскости, при всех бросаниях на нее любой линии длиной L (эти линии называются случайными секущими, а сам метод— методом случайных секущих). Число т пересечений линии длиной Ах системой линий, нанесенных на плоскости, приходящееся на единицу длины секущих линий, можно определить по формуле

т = 2/ ( an ). (1.3)

Заметим далее, что величина 1/а является суммарной протяжен­ностью нанесенных на плоскости параллельных линий, отнесенных к единице ее площади, т. е. удельной .протяженностью линий на плоскости или удельным периметром. Действительно, если на плос­кости выделить квадрат со стороной, равной единице, причем, две стороны квадрата направить параллельно сети линий, нанесенных на плоскости, то длина каждого отрезка этих линий внутри- квадрата будет равна единице, а их число внутри квадрата окажется равным 1 / а — Р_уд. Поэтому, исходя из формулы (1.3), удельный периметр

Р_уд = π/2m= 1,571 m.

Отметим, что величина Р_уд характеризует извилистость поровых каналов.

 

Исходя из формулы (1.3) нетрудно оценить и удельную поверх­ность. Будем рассматривать вместо секущих цилиндрики исчезающе малой площади поперечного сечения, ось которых совпадает с осью секущих. Тогда площадь пересечения границ раздела зерен цилиндром, отнесенная к его рбъему, будет (в силу предполагаемой изотропности образца) пропорциональна удельной поверхности. С другой стороны, эта величина пропорциональна числу пересечений т.

Таким образом, удельную поверхность можно определить по формуле

S = 4m.

 

 

Виды пористости.

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пусто различной формы и происхождения. Количественно величина пористости определяется коэффициентом пористости - отношением объема пор V₀ к объему образца горной породы V_o6p. (в долях или процентах):

Различают общую, открытую и динамическую (эффективную) по­ристость, часть объема открытых пор с движущейся фазой.Для несцементированных пород в оценке коэффициента пористости можно использовать модель фиктивного грунта, для которого величина пористости будет согласно Слихтеру определяться характером упаковки зерен:

где угол упаковки (60°<G<90°). В соответствии с углом пористость меняется от 0,259 до 0,476.

Для реальных гранулярных пород структура перового пространства зависит от многих факторов:

1) гранулометрического состава пород;

2) степени цементации;

3) степени трещиноватости пород.

Характер (степень) цементации может существенно изменить порис­тость породы:

Типы цементав гранулярном коллекторе:

 Цемент соприкосновения, пленочный цемент, базальный цемент.

Становится очевидным, что в зависимости от размеров зерен и ха­рактера цементации пористость будут предопределять размеры поровых каналов:

1) сверхкапиллярные - более 0,5 мм;

2) капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм;

3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.

По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение нефти, воды и газа, по капиллярным - при значительном влиянии капил­лярных сил. В субкапиллярных каналах пластовые флюиды практически перемещаться не могут (это глинистые разности пород). Методы определения пористости горных пород

Из приведенных соотношений следует, что для определения коэф­фициентов пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Главным показателем в оценке запасов нефти является коэффициент открытой пористости, кото­рый определяется методом насыщения образца керна по И.А. Преображен­скому, взвешиванием освобожденной от нефти и воды породы в воздухе, затем насыщенной керосином в воздухе и в керосине, и по закону Архи­меда рассчитывается объем образца (по объему вытесненной образцом жидкости). Для песчаников и алевролитов открытая пористость равна 8-35%. По данным А.А. Ханина [31], полная пористость может на 5-6% пре­вышать открытую.

В промысловой практике широко используется метод определения открытой пористости, основанный на использовании амплитуды кривой естественной поляризации между фоновыми значениями в непродуктив­ной части разреза и аномальными значениями в продуктивной части (ме­тод Вилкова, предложен в 1959 г.). Сущность метода изложена в ряде мо­нографий по геофизическим методам контроля за разработкой нефтяных месторождений.

В расчетах по подсчету запасов неизбежны процедуры осреднения пористости по разрезу каждой скважины и по расчетным блокам (по зоне, участку): где mi - средняя величина пористости по отдельным пропласткам; hi - толщина пропластка;

где m, - средняя величина пористости по выделенным участкам (расчетным блокам) с площадями Si;

h, - средняя толщина пропластков в пределах площадей S; с определенной величиной пористости т_; .