Влияние гранулометрического состава на величину удельной поверхности.

Гранулометрический состав породы - количественное содержание в породах частиц различной величины, т.е. это распределение частиц породы по их размерам.

У.П. - это суммарная площадь поровых каналов или частиц породы, содержащееся в единице объема образца.

Sуд = T/V [м^2/м^3]

Чем больше Sуд ГП, тем больше площадь контакта нефти с поверхностью породы – тем больше нефти сосредоточено на границе раздела нефть-порода. Эта гранично-связанная нефть прочно удерживается адсорбционными силами и обладает структурно-механическими свойствами, которые значительно затрудняют ее фильтрацию по сравнению с объемной нефтью.

Чем больше Sуд, тем меньше радиус поровых каналов – тем больше капиллярное давление на границе раздела нефть-вода – тем хуже условия для вытеснения нефти.

Все это влияет на полноту извлечения нефти из пласта.

По результатам исследований: Sуд = (38-390) тыс. м^2/м^3.

 

Связь с гранулометрическим составом.

ρ1 и ρ2 – плотность породы и скелета породы,

Р1 – масса навески породы,

Рi – масса i-ой фракции,

di - средний диаметр i-ой фракции,

n – количество фракций в составе породы.

 

Связь удельной поверхности с пористостью и проницаемостью.

У.П. - это суммарная площадь поровых каналов или частиц породы, содержащееся в единице объема образца.

Sуд = T/V [м^2/м^3]

Чем больше удельная поверхность породы, тем больше площадь контакта нефти с поверхностью породы – тем больше нефти сосредоточено на границе раздела нефть-порода. Эта гранично-связанная нефть прочно удерживается адсорбционными силами и обладает структурно-механическими свойствами, которые значительно затрудняют ее фильтрацию по сравнению с объемной нефтью.

Чем больше Sуд – тем меньше радиус поровых каналов – тем больше капиллярное давление на границе раздела нефть-вода – тем хуже условия для вытеснения нефти.

Все это влияет на полноту извлечения нефти из пласта.

По результатам исследований: Sуд = (38-390) тыс. м^2/м^3.

 

Пористость – это наличия в ГП пустот и пор.

Проницаемость – способность ГП пропускать сквозь себя ж-ти и газы при наличии перепада давления или градиента давления. Все породы являются проницаемыми. Однако, при пластовых условиях многие породы практически непроницаемы: глины, плотные сланцы.

 

Связь с пористостью.

Т.к. пористость: m = 1 – ρ1/ρ2, то

 

Связь с эффективным диаметром.

 

Исследованиями Козини установлена связь м\у Sуд и гидравлическим радиусом:

б = f/c = rср/2

 

Связь с rcp.

 

С учетом: rcp = 2.82 * sqrt(k/m), получаем:

 

Один из вариантов ф-лы Козини-Кармана:

f – коэф. Учитывающий форму поровых каналов.

T – коэф. Учитывающий извилистость каналов.

 

Упругие св-ва ГП.

На состояние пласта, режим его работы, существенно влияют упругость коллектора и содержащиеся в нем флюиды. Если пластовое давление падает, то нефть и вода в пласте расширяются, а поровые каналы сужаются, т.к. внешнее давление на пласт остается постоянным, а внутреннее уменьшается.

Упругость ж-тей и ГП не значительна, однако при больших значениях водонапорных систем и больших Р_пл в результате расширения ж-тей и уменьшения V_пор из пласта в скважины вытесняется достаточно большое кол-во нефти.

Поэтому при проектировании и разр-ки нефтяных пластов приходится учитывать энергию, возникающую за счет появления упругих свойств пласта и насыщающихпласт флюидов.

Упругую эн. ГП принято хар-ть 3мя коэф-ми сжимаемости:

1. коэф-нт сжимаемости пласта (образца), который определяется опытным путем с последующим расчетом:

β₀ - коэф-нт сжимаемости образца, [Па^-1]

V₀ – начальный объем образца, [м³]

∆V₀ – изменение объема ГП при изменении давления ∆Р

«-» условный знак, значит речь идет об условной сжимаемости.

2. коэф-нт сжимаемости пор, который определяется по формуле:

(2)

β_n - коэф-нт сжимаемости пор образца породы

V_n – начальный объем порового пространства

∆V_n – изменение объема пор при изменении давления ∆Р

3. коэф-нт сжимаемости поровой среды:

(3)

Наибольшее значение получил β_с, который хар-ет уменьшение объема порового пространства в ед. объема породы при изменении давления ∆Р = 0,1 МПа

 

Пределы изменения коэф-ов сжимаемости.

 

Решая уравнения (2) и (3) относительно ∆Р получаем:

β_с = m · β_n

В нефтепромысловой практике очень часто используют коэф-нт упругоемкости пласта:

β^* = m · β_ж + β_с

β^* - коэф-нт упругоемкости пласта, Па^-1

m – коэф-нт пористости

β_ж – коэф-нт сжимаемости жидкости, Па^-1

 

В пластовых условиях коллекторские свойства ГП из-за их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности, например, при давлении 15 МПа пористость песчаника уменьшается на 20%, а коэф-ты проницаемости для различных пород на 10 - 40%.

 

Пластические св-ва ГП.

При упругих деформациях упруго деформируются зерна породы и цементирующий материал. При увеличении давления свыше предела упругости (прочности) цементирующий материал разрушается – зерна породы смещаются относительно друг друга – плотность их упаковки увеличивается.

Рассмотрим график зависимости β_С от изменения горного давления:

I. Область упругих деформаций пород пласта.

II. Область пластических деформаций. Область разрушения – разрушение цементирующего материала, смещение зерен относительно друг друга и резкое уменьшение ΔVп – резкий рост β_С.

III. Область упругих деформаций зерен скелета породы.

 

Скелеты породы отличаются очень низкими значениями деформации. Развитию пластической деформации может способствовать внедрение в пласт воды, что приведет к набуханию глин и смещению зерен пород.

Наиболее пластичные ГП: глина, каменная соль, глиносодержащие породы.

Сведение о пластичности необходимо для прогнозной устойчивости в стенах скв. при буриении. А также в расчетах при подборе обсадных труб для крепления скважин.