Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 [ 1 ] 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

отстаивания верхней части столба суспензии с мелкими частицами, не успевшими осесть на дно сосуда.

Наиболее совершенный метод седиментационного анализа - взвешивание осадка. Хорошо перемешанную суспензию вливают в цилиндрический сосуд, в который опускают тонкий стеклянный диск, подвешенный на плечо седиментометрических весов Н. А. Фи-гуровского. Вьшадаюш,ие частицы суспензии отлагаются на стеклянном диске. По мере отлоиения осадка равновесие весов нарушается и для восстановления его требуется дополнительная нагрузка. Регистрируя время и нагрузки, получают данные, которые затем

30 80

70 60

-SO 10

0 0.01 0В5О.ЮО.15 020 mo.30d

Рис. 1.2. Кривая суммарного гранулометрического состава.

Рис. 1.3. Кривая распределения зерен породы по размерам.

обрабатывают и приводят в обычный для анализа вид: результаты анализа механического состава пород изображаются в виде таблиц или графиков суммарного состава и распределения зерен породы по размерам (рис. 1.2 и 1.3). Для построения первого графика по оси ординат откладывают массовые концентрации в процентах, а по оси абсцисс - диаметр частиц d или Ig d.

При построении второго графика по оси абсцисс откладывают диаметры d частиц, а по оси ординат - массовые концентрации в процентах каждой фракции в исследуемой породе.

Отношением

"во

принято характеризовать степень неоднород-

ности песка, где dgg - диаметр частиц, при котором сумма масс фракций диаметрами, начиная от нуля и кончая данным диаметром, составляет 60% от массы всех фракций (точка 2, рис. 1.2), а dg - аналогпчггая величина для 10% точки кривой суммарного грануло-Агетрического состава (точка 3, рис. 1.2). По диаметру, соответству-

пор ,j „V

ющему точке 1, подбирают отверстия забойных фильтров для нефтяных скважин .

Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1-20.

§ 2. ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ погод

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости т., называется отношение суммарного объема пор Fnop в образце породы к видимому его объему Va:

Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Вторичные поры образовались в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, вследствие доломитизации) и т. д.

Структура норового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные - размеры больше 0,5 мм;

2) капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные - меньше 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил .

В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти - те породы, поры которых представлены в основном

Об этом см. в курсе «Технология и техника эксплуатации нефтяных месторождений».

2 о капиллярных явлениях в пористой среде см. главы VI, VII и VIII данной книги.

капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при суш;е-ствующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Наряду с полной пористостью введены еш;е понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризуюш;их статическую полезную емкость и динамическую полеэную емкость коллектора.

Коэффициентом открытой пористости Mq принято называть отношение объема открытых, сообш;аюш;ихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина обозначается через 11„ и определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой остаточной водой.

В зависимости от перепадов давления, существуюш;их в пористой среде, свойств жидкостей и характера поверхности пород та или иная часть жидкости не движется в порах. Сюда относятся неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удержанная жидкость и т. д. Динамическая полезная емкость коллектора /Тдин характеризует относительный объем пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти и газа в условиях, существующих в пласте.

§ 3. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОГОД

Из определения понятия полной пористости вытекают следующие соотношения, которые используются для ее измерения,

Упор обр -зерен / зерея

""-1---- -

где Fo6p и FaepeH - объемы образца и зерен.

Учитывая, что масса образца равна массе слагающих его зерен, формулу (1.3) можно представить в виде

- = 1--. (1.4)

Нзерен

Здесь робр и Рзерен - ПЛОТНОСТИ образца и зерен.

Из формул (1.3) и (1.4) следует, что для определения пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Существует много методов определения этих величин и соответственно имеется множество способов оценки величины пористости горных пород.

Для определения объема образца часто пользуются по И. А. Преображенскому методом взвешивания насыщенного жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и в воздухе (при этом для расчета объема образца используется закон Архимеда). Объем породы можно найти по объему вытесненной жидкости при погружении в нее образца, насыщенного той же жидкостью.