Fizika_plasta / Физика пласта

основными показателями:

1. гранулометрическим (механическим) составом пород;

2. пористостью;

3. проницаемостью;

4. капиллярными свойствами;

5. удельной поверхностью;

6. механическими свойствами ;

7. насыщенностью пород водой, нефтью, газом.

П_СТ – доля пор, которые могут быть заняты нефтью или газом (равна разности открытой пористости и доли объема пор, занятых остаточной водой);

П_ДИН – доля объема пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ при условиях существующих в пластах (перепад давления и др.,т.к. часть жидкости – неподвижные пленки, в тонких капиллярах и т.д. не движется в порах)

По размерам зерен выделяют структуры:

• псефитовую (размеры зерен обломков более 2 мм);

• псаммитовую (0,1 – 2 мм);

• алевритовую (0,01 – 0,1 мм);

• пелитовую (0,01 мм и менее).

Методы определения механического состава горных пород:

1. Ситовой анализ (для разделений фракций песка d≥0.05 мм);

2. Седиментационный анализ (d<0.05 мм).

Стандартные сита с отверстиями: 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0,5; 0,25 мм.

1. пористость нефтегазовых коллекторов изменяется в пределах: 1 – 52 % (наиболее часто 15 – 20 %);

2. для песков m_Пm_О

3. для песчаников и алевролитов полная пористость превышает открытую на 5 – 6 %;

4. наибольший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов;

5. для оценки пористости газовых коллекторов (алевролитовые и песчано – алевролитовые отложения) следует использовать газовые порозиметры (т.к. в этом случае получается пористость значительно большей, чем при насыщении этих пород керосином).

(длягаза (з.Пуайзе)

ф.Котяхова

_{(R2≤R≤R1) θ=1400 δ=430 мН/м}

Другие факторы, влияющие на величину относительной проницаемости:

1. физико-химические свойства жидкостей

1. поверхностное натяжение на границе раздела жидкостей (при уменьшении поверхностного натяжения на границе нефть – вода снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды – рис.4)

2. Щелочные воды (по сравнению с хлоркальциевыми) уменьшают поверхностное натяжение на поверхности нефть-вода, а также способствует лучшему отделению пленок нефти от породы;

3. малопроницаемые породы меньше отдают нефть, т.к. подвижность нефти и воды в них невысока, в результате линии проницаемости располагаются, как правило, ниже, чем соответствующие кривые у коллекторов с меньшей проницаемостью.

Свойства проницаемостей пород:

1. Сумма эффективных проницаемостей фаз (фазовых проницаемостей) обычно меньше абсолютной проницаемости породы;

2. относительная проницаемость изменяется от 0 до 1;

3. на относительную проницаемость пород влияют градиент давления, поверхностное натяжение на границе раздела сред, смачивающие свойства жидкостей.

- относительное изменение объема пор приходящиеся на единицу изменения их радиуса R. Согласно данным экспериментальных исследований коллекторов, движение жидкости происходит по порам радиусом 5 – 30 мкм.

Преимуществом центробежного метода является быстрота исследований. Метод полупроницаемых перегородок позволяет получить зависимости Рк=f(S_В)

проскальзывания газа вдоль поверхности каналов – эффект Клинкенберга

На горные породы в условиях их естественного залегания действуют следующие силы:

1. горное давление, создаваемое весом вышележащих пород;

2. пластовое давление (давление флюидов в порах пласта);

3. тектонические силы;

4. термические напряжения (результат действия естественного геотермического и искусственного теплового полей).

В случае чистого сдвига (т.е. при отсутствии нормальных напряжений

Если породы однородны и изотропны, то ₁=₂=₃

где  - модуль объемного (всестороннего) сжатия

Для пластичных и жидких пород типа плывунов (когда напряжения определяются гидростатическим законом) n=1.

Для плотных и крепких пород (вне зон тектонических напряжений n<1 – доли единицы). Для хрупких пород h0.30.7

при увеличении температуры и давления газопроницаемость пород уменьшается

1 – кернодержатель, позволяющий фильтровать жидкость и газы через керн,

2 – расходимер

3 – устройство для создания постоянного расхода жидкости

или газа через керн,

4 – измерители перепада давления.

_{Из формул (1.32), (1.34) что чем меньше радиус поровых каналов и проницаемость пород, тем больше ее удельная поверхность}

_{ф. Козени-асорбционный метод Sуд=38000113000 м2/м3}

_{(mТРn*0.01n*0.1 %) Ур.Буссинеска}

_{- оператор Лапласа.}

_{- параметр Ламе}

Если горные породы считать однородным упругим телом, то задачу можно свести к решению задачи Ламе – расчету напряжений в однородном упругом толстостенном сосуде (см. рис.):

где r_с – радиус скважины;

Pз – давление на забое (на стенки скважины).

Найдем решение задачи в перемещениях, приняв в качестве основной неизвестной функции радиальное перемещение U=U(r).

Тангенциальная компонента перемещений V в виду осевой симметрии отсутствует: V=0.

стенки ствола скважины или шахты будут устойчивы, если:

_{где СЖ – предел прочности породы при двухосном сжатии}

1. Анизотропия (например, модуль упругости при одноосном сжатии образца вдоль напластования и перпендикулярно к нему неодинаков);

2. Зависимость свойств то давления. Например, модуль Юнга для песчаников пористостью 24 – 26 % при всестороннем сжатии может возрастать на 140 %;

3. Модуль упругости, наблюдаемый при однократном нагружении, модуль нормальной упругости, наблюдаемый в результате исключения необратимых деформаций многократным нагружением и разгрузкой и динамический модуль упругости (вычисляемый по скорости распространения упругой волны), как правило, не одинаковы. Модуль нормальной упругости больше модуля Юнга в 1.2 – 1.5 раза, а модуль динамической упругости – больше в 2 – 2.2 раза;

4. Имеется значительная разница в прочности одной и той же породы, в условиях одноосного сжатия - _СЖ, изгиба - _ИЗГ, и одноосного растяжения - _РАС (для твердых пород _СЖ> _ИЗГ> _РАС).

При извлечении нефти из коллектора пластовое давление р в нем падает, а давление на скелет породы _ЭФФ - увеличивается.

Выявлено, что при уменьшении пластового давления объем порового пространства уменьшается по следующим причинам:

1. упругого расширения зерен (в сторону пор), за счет снижения р;

2. возрастание сжимающих усилий _ЭФФ , передаваемых через твердый скелет (также вытеснение частиц в сторону пор);

3. более плотной упаковки зерен из-за возрастания _ЭФФ.

Щелкачев Коэффициенты сжимаемости пор _П зависят от _ЭФФ(_П уменьшается при увеличении давления _ЭФФ

Акустическими параметрами породы называют ее физические свойства, которые характеризуют процесс распространения упругих волн:

• скорость распространения упругих волн;

• коэффициент поглощения упругих колебаний;

• волновое сопротивление (акустическая жесткость) пород;

• способность отражать и преломлять волны.

	Плотностть	VP,v/c	VS, м/с
Гранит	2710	5100	2690
Песчаник	2500	3500	1865
Алевролит	2600	1610	-
Известняк	2300-3000	3200-5500	-
Лед	918	3200-3300	-
Вода	1000	1485	Нет
Воздух	1,29	331	Нет
Нефть	800-950	1300-1400	Нет
Метан	0,7*	500	Нет

_{Экспериментально установлено, что с увеличением пористости пород уменьшается скорость упругих волн (рис.1) в них и увеличивается коэффициент поглощения }

_{у минералов с уменьшением их плотности наблюдается повышение удельной теплоемкости.}

_{Пределы изменения коэффициента температуропроводности пород – порядка 10-6-10-7 м/с.}

_{Коэффициент линейного теплого расширения пород  лежит в пределах 10-6-10-5К-1}