- •Физика нефтяного и газового пласта
- •Типы пород–коллекторов
- •Залегание нефти, газа и воды
- •1.3. Гранулометрический состав горных пород
- •1.4.1. Виды пористости
- •1.4.2. Структура порового пространства
- •.5. Проницаемость
- •1.5.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3. Классификация проницаемых пород
- •1.5.4. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
- •1.5.5. Зависимость проницаемости от пористости
- •1.6. Насыщенность коллекторов
- •1.7. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Удельная поверхность
- •1.10. Карбонатность горных пород
- •1.11. Набухаемость пластовых глин
- •1.12. Механические свойства горных пород
- •1.13. Тепловые свойства горных пород
- •2.1. Состав природных газов
- •2.2. Способы выражения состава
- •2.3. Аддитивный подход расчета физико-химических свойств углеводородных газов
- •2.5. Состояние реальных газов
- •Критические давления, температуры и коэффициенты сверхсжимаемости компонентов нефтяных газов
- •2.7. Растворимость газов в нефти и воде
- •3.2. Физико–химические свойства нефти
- •3.2.1. Плотность нефти
- •3.2.3. Реологические свойства нефтий
- •3.2.5. Давление насыщения нефти газом
- •3.2.6. Сжимаемость нефти
- •3.2.7. Объёмный коэффициент нефти
- •3.2.9. Электрические свойства нефтей
- •3.3. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •4. Фазовые состояния углеводородных систем
- •4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
- •4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •5.1. Химические свойства пластовых вод
- •5.1.1. Минерализация пластовой воды
- •5.1.2. Тип пластовой воды
- •5.1.3. Жесткость пластовых вод
- •5.1.4. Показатель концентрации водородных ионов
- •Величины ионного произведения воды при различных температурах
- •5.2.1. Плотность
- •5.2.2. Вязкость
- •5.2.3. Сжимаемость
- •5.2.4. Объёмный коэффициент
- •5.2.5. Тепловые свойства
- •5.2.6. Электропроводность
- •5.3. Характеристика переходных зон
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
1.10. Карбонатность горных пород
Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды – Na2СО3, поташа – K2СО3, сидерита – FeСО3 и др. Общее количество карбонатов относят обычно к содержанию известняка (СаСО3), потому, что углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов.
Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения проницаемости призабойной зоны (увеличения величины вторичной пористости), а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.
Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом (см. лабораторный практикум). Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты под действием соляной кислоты и измерением объёма выделившегося углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:
СаСО3 + 2HCl = CO2↑ + CaCO3 + H2O. (1.47)
По объёму, выделившегося газа (CO2), вычисляют процентное (весовое) содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3.
1.11. Набухаемость пластовых глин
Многие глинистые составляющие горных пород при фильтрации воды способны набухать. Набуханием называется процесс поглощения жидкости твердой фазой с увеличением объёма последней.
Пластовые глины встречаются в коллекторах не только в виде прожилок, пропластков, но в виде порового цемента. При разработке продуктивной части пласта, ведения процесса разбуривания, капитальном и текущем ремонтах скважин, заводнении пластов определенное количество глинистых минералов может искусственно вносится в призабойную зону.
Глины-минералы продуктивных коллекторов состоят, в основном, из каолинитовых (Al2O3·2SiO2·H2O или Al2·[Si2O5]·(OH)4), монтмориллонитовых (Са, Na)·(Al, Mg, Fe)2·[(Si, Al)2O5]2·(OH)2·nH2O), гидрослюдистых (ионы Na+, Ca+, H+- воды, межслоевых промежутков трехслойных глин замещены на ионы К+) и хлоритовых (Mg, Fe+)3·[Al·Si3·O10]·(OH)2·3·(Mg, Fe+)· (ОH)2 глин. Содержание их в продуктивном пласте изменяется от долей процента до 30 % и более.
Интенсивность набухания глин зависит от химического состава воды в поровом пространстве, концентрации солей в ней, состава обменных ионов, условий соприкосновения воды с породой, минералогического, гранулометрического состава пород, структуры породы, характера её внутренних связей. Интенсивность набухания увеличивается с уменьшением минерализации воды.
Интенсивность набухания возрастает с увеличением концентрации катионов в ряду: Li > Na > K > Mg > Ca > Sr > Ba > Al > Fe. Наибольшее набухание происходит обычно при замене двухвалентных катионов одновалентными.
Интенсивность набухания возрастает с увеличением разрушения структуры породы, за счет нарушения внутренних связей глинистых частиц (см. рис. 1.13, 1.14). Набухание глин объясняется процессом гидратации. Вода проникает в каналы глин и, адсорбируясь на их поверхности, создаёт поверхностные плёнки. Так как удельная поверхность глин значительна, глины могут набухать очень сильно. Частицы глин могут смещаться относительно друг друга и разрушаться. Процесс набухания глин может приводить и к полному их разрушению. Породы, склонные к набуханию характеризуются:
- увеличением объёма образца породы;
- увеличением влажности набухшего образца;
- увеличением величины давления, развиваемого набухшим образцом.
Процесс набухания глин приводит к снижению пористости и проницаемости породы в 50 и более раз.