- •Глава I природные коллекторы нефти и газа и их физические свойства
- •§ 1. Условия залегания нефти, воды и газа в месторождении
- •Давление и температура в некоторых скважинах
- •§ 2. Гранулометрический (механический) состав пород
- •§ 3. Методы выделения и разделения глинистых фракций
- •§ 4. Определение карбонатности пород
- •§ 5. Пористость горных пород
- •§ 6. Пористость фиктивного грунта
- •§ 7. Пористость естественных пород
- •Пределы изменения полной пористости некоторых горных пород
- •§ 8. Проницаемость горных пород
- •Единицы измерения проницаемости
- •Приставки для образования кратных и дольных единиц (по гост 7663-55)
- •§ 9. Эффективная (фазовая) и относительная проницаемости горных пород
- •§10. Лабораторные методы определения проницаемости пород
- •Проницаемость илистых песков Клинского карьера для воздуха, пресной воды и туймазннской-пластовой
- •§11. Зависимость проницаемости от пористости и размера пор
- •§ 12. Использование порометрических кривых для определения абсолютной и относительной проницаемости горных пород
- •§ 13. Проницаемость горных пород в условиях залегания в продуктивных пластах
- •Пример изменения проницаемости пород нефтяного пласта в зависимости от расстояния от начальной точки отбора
- •§ 14. Коллекторские свойства трещиноватых пород
- •§ 15. Удельная поверхность горных пород
- •Удельная поверхность кернов в м2/м3 некоторых нефтяных месторождений Советского Союза (по ф. И. Котяховуи л. И. Рубинштейну)
- •§ 17. Механические свойства горных пород
- •§ 18. Упругие свойства горных пород
- •§ 19. Пластичность горных пород
- •§ 20. Сопротивление горных пород при различных видах деформаций
- •Сопротивление некоторых горных пород при разных деформациях (в долях от прочности на сжатие)
- •Прочность некоторых пород при различных видах деформации
- •§ 21. Набухание и размокание глинистых пород под воздействием воды
- •§ 22. Термические свойства горных пород
- •Термические свойства некоторых горных пород
- •§ 23. Электрические и радиоактивные свойства горных пород. Определение коллекторских свойств пластов геофизическими методами
Проницаемость илистых песков Клинского карьера для воздуха, пресной воды и туймазннской-пластовой
-
№ образцов
Проницаемость, мд
для воздуха
для пластовой воды
для московской
водопроводной
воды
Образец 1
3700
1220
7,0
Образец 2
2100
300
2,0
1. Приспособления для приготовления смесей и питания керна.
2. Кернодержатель специальной конструкции.
3. Приспособления и устройства для приема, разделения и измерения раздельного расхода жидкостей и газа.
4. Устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой среды.
5. Приборы контроля и регулирования процесса фильтрации.
Насыщенность порового пространства различными фазами может быть установлена несколькими способами: измерением электропроводности пористой среды, взвешиванием образца и т. д. При использовании первого из них для определения насыщенности фазами различных участков пористой среды измеряется электропроводность этого участка и сравнением полученных данных с тарировочной кривой (заранее составленной и представляющей собой зависимость электропроводности среды от содержания в порах различных фаз) определяется насыщенность порового пространства соответствующими фазами. Этот метод пригоден, если одна из жидкостей, пользуемых при исследовании, является проводником электричества (соленая вода, водоглицериновые смеси и т. д.). Для этой цели используются специальные кернодержатели. На рис. 13 показана модель пласта ВНИИ, изготовленная из металлических труб, служащих одновременно и электродами, которые отделены друг от друга не проводящими электричество пластмассовыми муфтами.
При «весовом» методе среднюю насыщенность образца жидкостью и газом определяют по изменению его массы, происходящему вследствие изменения газосодержания в поровом пространствесреды.
По результатам измерений для расчета значения эффективной проницаемости для каждой фазы при движении многофазных систем пользуются следующими формулами, которые могут быть написаны по аналогии с формулами (1.9) и (1. 10):
,
, (1.14)
,
где Qц, Qн и — соответственно расходы в единицу времени воды, нефти и средний расход газа в условиях образца; kн, kГ и kB — эффективные проницаемости для нефти, газа и воды; μB, μв, μГ — соответственно абсолютные вязкости воды, нефти и газа; F — площадь фильтрации; — градиент давления.
§11. Зависимость проницаемости от пористости и размера пор
Прямой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород не существует. Например, трещиноватые известняки, имеющие малую пористость, часто обладают большой проницаемостью и, наоборот, глины, иногда характеризующиеся высокой пористостью, практически непроницаемы для
жидкостей и газов, так как их поровое пространство слагается каналами субкапиллярного размера. Однако на основании среднестатистических данных можно сказать, что более проницаемые породы часто и более пористые (рис. 14).
Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство. Поэтому изучению структуры, строения и размеров пор уделяется большое внимание.
Зависимость проницаемости от размера пор может быть получена путем приложения законов Дарси и Пуазейля к пористой среде, которую можно представить в виде системы трубок одинакового сечения. По закону Пуазейля расход Q жидкости через такую пористую среду составит
, (1.15)
где F — площадь фильтрации в м2; п — число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации; R — радиус поровых каналов (или средний радиус пор среды) в м; μ — динамическая вязкость жидкости в н • сек/м2; Δр — перепад давления в н/м2; l -длина пористой среды в м.
Коэффициент пористости среды будет равен
, (1.16)
Подставляя в формулу (1. 15) вместо величины пπR2 значение пористости т, получим
, (1.17)
По закону Дарси расход жидкости через эту же пористую среду будет равен
, (1.18)
где k — проницаемость пористой среды в м2.
Приравнивая правые части формул (1. 18) и (1 17), получим
Откуда
. (1.19)
Если выразить проницаемость в дарси, то радиус поровых каналов (в м) R будет равен
. (1.20)
или, если выразить в мкм,
. (1.20)
Величина R, вычисленная по формуле (1.20), представляет собой радиус пор идеальной пористой среды, обладающей пористостью т и проницаемостью k В приложении к реальной пористой среде величина R имеет условный смысл и не определяет среднего размера пор, так как не учитывает их извилистость и сложное строение
По предложению Ф.И. Котяхова лучше вычислять средний радиус пор реальных пористых сред по эмпирической формуле
. (1.21)
где μ — структурный коэффициент, характеризующий отличительные особенности строения перового пространства реальных коллекторов. Величина φ может быть оценена путем измерения электросопротивления пород. Для керамических пористых сред при изменении пористости от 0,39 до 0,28 величина μ по экспериментальным данным изменяется от 1,7 до 2,6 Значение структурного коэффициента для зернистых пород может быть приблизительно определено также по эмпирической формуле
. (1.22)
Другим широко применяемым методом исследования структуры и строения высокодисперсных пористых тел является экспериментальная порометрия — измерение размеров и характера распределения пор по размерам. Наиболее часто относительное содержание в пористой среде пор различного размера определяют методом вдавливания ртути в образец или методом «полупроницаемых перегородок».
При ртутной порометрии отмытый от нефти сухой образец помещают в камеру, которая после вакуумирования заполняется ртутью. Ртуть вдавливается в поры образца специальным прессом путем ступенчатого повышения давления. Радиус пор, в которые при этом вдавливается ртуть, определяется по формуле
. (1.23)
|где σ— поверхностное натяжение в дж/м2 (для ртути σ =480 мдж/м2), θ — угол смачивания (для ртути можно принять θ =140°), R — радиус пор в м, рк —капиллярное давление в н/м2.
При повышении давления от р1 до р2 в камере прибора ртуть вдавливается только в те поры, в которых приложенное давление преодолело капиллярное давление менисков ртути, т. е. ртуть войдет в поры, радиус которых изменяется от до . Суммарный объем этих пор, очевидно, будет равен объему ртути, вдавленной в образец при повышении давления от p1 до p2 .
Повышая постепенно давление в камере прибора, образец заполняют ртутью до тех пор, пока он не перестает ее принимать. При этом регистрируют объемы ртути, вдавленной в образец, и соответствующие им давления. Содержание в
образце пор различного размера определяют по описанной методике. При изучении распределения пор по размерам методом «полупроницаемых (или малопроницаемых) перегородок» обычно пользуются прибором, схема которого изображена на рис 15. Образец 1, насыщенный жидкостью (водой или керосином), помещают в камеру 2 на полупроницаемую перегородку 3, также насыщенную жидкостью. В качестве полупроницаемой перегородки используются керамические, фарфоровые или другие плитки, размеры пор которых значительно меньше средних пор образца Вытеснение жидкости из керна осуществляется воздухом, давление которого создается внутри камеры 2, и регистрируется манометром 4. При повышении давления воздух вначале проникает в крупные поры образца и жидкость из них уходит через поры мембраны 3 в градуированную ловушку 5. Воздух из камеры 2 через мембрану 3 может прорваться только тогда, когда давление в ней превысит капиллярное давление менисков в порах мембраны. Повышая ступенями давление в камере 2 и регистрируя соответствующие объемы жидкости, вытесненные в ловушку при различных давлениях, по формуле (1. 23) определяют состав пор по размерам.
Результаты анализа обычно изображают в виде дифференциальных кривых распределения пор по размерам (рис. 16), откладывая по оси абсцисс радиусы поровых каналов в микронах, а по оси ординат изменения объема пор, приходящиеся на единицу изменения их радиуса.
По данным Ф. И. Котяхова метод «полупроницаемых перегородок» дает несколько заниженные результаты. Это, по-видимому, происходит потому, что при расчетах по формуле (1. 23) угол смачивания θ принимается равным нулю. Значительно лучшие схождения результатов имеют место, если предположить, что при вытеснении керосина воздухом из образца угол θ = 45°.
Измерения показывают, что радиусы пор, по которым в основном происходит движение жидкостей, находятся в пределах 5—30 мкм.