- •Курс «Физика пласта»
- •Физические свойства горных пород – коллекторов нефти и газа.
- •Гранулометрический состав горных пород.
- •2.Пористость горных пород.
- •Методы измерения пористости пород.
- •Проницаемость горных пород.
- •Единицы измерения проницаемости k.
- •Движение смеси жидкости и газа.
- •Движение смеси нефти, воды и газа в пористой породе.
- •Зависимость проницаемости от пористости и размера пор.
- •Распределение пор по размерам. Кривые. Капиллярное давление – насыщенность пор смачивающей фазой.
- •Определение абсолютной проницаемости.
- •Удельная поверхность горных пород.
- •Методы определения удельной поверхности горных пород.
- •Коллекторские свойства трещиноватых пород.
- •Физико-механические свойства горных пород.
- •Напряженные состояния и деформация горных пород в массиве.
- •Виды деформаций.
- •Упругие свойства пород.
- •Напряженное состояние пород в области горных выработок.
- •Определение напряжений в горной породе в призабойной области скважин.
- •Деформационные и прочностные свойства горных пород.
- •Влияние давления на коллекторские свойства пород.
- •Упругие колебания в породах. Акустические свойства пород.
- •Vp/vs 1.514
- •Тепловые свойства горных пород.
Определение абсолютной проницаемости.
Определение абсолютной проницаемости горных пород выполняют с помощью различных установок (но принципиальные схемы и элементы одинаковы – рис.13).
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.
В связи с указанными ниже особенностями фильтрации жидкости и газа , абсолютную проницаемость керна измеряют при фильтрации газа (воздух, азот или др. газа). Значение проницаемости керна k по газу (абсолютная проницаемость) рассчитывается по формуле (1.9):
где Р0 и Q0 – атмосферные давления и расход газа при атмосферном давлении, Р1 и Р2 – давление на входе и выходе образца керна, F – площадь фильтрации (поперечного сечение керна), Г – динамическая вязкость газа.
Определение фазовой проницаемости.
Определение фазовой проницаемости производится при многофазовом насыщении пор (3-х фазовом водой, нефтью, газом или 2-х фазовом). Установки для исследования многофазного потока обычно состоят из следующий частей:
устройство для приготовления смесей и подачи их в керн;
кернодержателя;
устройство для насыщенности пористой породы различными фазами (по электропроводности, если одна фаза – проводящая, взвешиванием – определение массы образца при изменении газосодержания).
В случае движения многофазных флюидов, проницаемость для каждой фазы определяется по однотипным формулам (1.7):
(1.24)
где ,,- расход воды, нефти, газа (средний);kВ, kН, kГ – фазовые проницаемости для воды, нефти, газа; F – площадь фильтрации; Р – перепад давления; L – длина образца.
Удельная поверхность горных пород.
Удельная поверхность горных пород – это суммарная поверхность твердой фазы в единице объема породы (м2/м3) зависит от степени дисперсности пород.
В породах, состоящих из частиц малого размера (алевриты, глины и др.) удельная поверхность может достигать очень больших величин и через поверхностные явления (асорбция и др.) влиять на процесс фильтрации.
Суммарная поверхность (SУД) шарообразных частиц в 1 м3 фиктивного грунта составляет:
(1.25)
где SУД – удельная поверхность, м2/м3; m – пористость доли единиц; d – диаметр частиц, м. Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее значений для каждой фракции гранулометрического состава:
(1.26)
где М – масса породы, кг; Мi – масса данной фракции, кг; di - средний диаметр фракций, определяемые по фррмуле:
(1.27)
где d’I и d’’I – ближайшие стандартные размеры отверстий сит.
Для учета несферичности частиц в правую часть формулы (1.26) необходимо ввести повышающий множитель (1,2 – 1,4).
Реальный грунт с неоднородными частицами заменяют эквивалентным фиктивным грунтом (при этом гидравлическое сопротивление фильтрации жидкости и удельная поверхность этих грунтов должны быть одинаковыми).
Диаметр частиц фиктивного грунта называется эффективным диаметром частиц (dЭФФ).
С учетом формул (1.25) и (1.26) имеем:
(1.28)
или
(1.29)
С другой стороны, гидравлический радиус пористой среды определяется выражением:
(1.30)
что с учетом (1.29) дает (если принять dЭФФ=d):
(1.31)
Учитывая, что гидравлический радиус равен отношению площади порового канала к его периметру, для поры с крупным сечением радиуса R имеем:
Тогда из (1.31) получаем:
(1.32)
Подставляя в (1.32) R из (1.18) (), получим:
(1.33)
где k – проницаемость, м2; SУД – удельная поверхность, м2/м3.
Если выразить проницаемость в мкм2, а SУД – в м2/м3, то:
(1.34)
Из формул (1.32), (1.34) что чем меньше радиус поровых каналов и проницаемость пород, тем больше ее удельная поверхность.
Формула (1.34) является одним из вариантов формул Козени-Кармана, устанавливающей зависимость коэффициента проницаемости от пористости, удельной поверхности и структуры порового пространства.
В общем случае формула Козени-Кармана имеет вид:
(1.35)
где m – пористость (характеризующая динамическую полезную емкость коллектора), SУД – удельная поверхность, Т – извилистость поровых каналов (отношение средней длины каналов к длине керна – может достигать значение 6 и более), - структурный фактор, учитывающий форму сечения поровых каналов.