Пределы изменения общей пористости некоторых горных пород

Порода	Пористость, %
Глинистые сланцы Глина Песок Песчаники Известняки и доломиты	0,54—1,4 6—50 6—52 3,5—29 0,5–33

В зависимости от влияния многих факторов пористость изме­няется в широких пределах (табл. 3).

С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под давлением вышележа­щих пород. Наиболее неравномерна пористость карбонатных по­род, в которых наряду с крупными трещинами, кавернами и пу­стотами имеются плотные блоки, практически лишенные пор.

Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обыч­но следующая (в %):

Пески ……………………………. 20-25

Песчаники ………………………..10—30

Карбонатные породы ……………10—25

Имеются месторождения в карбонатных коллекторах, поровое пространство которых состоит в основном из трещин. Пористость (коэффициент трещиноватости) таких коллекторов оценивается долями и единицами процентов. Однако зачастую из них получа­ют большие промышленные притоки нефти.

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИИ (МЕХАНИЧЕСКИЙ) СОСТАВ

Под гранулометрическим составом горной породы понимается количественное содержание в ней разных по размеру зерен, со­ставляющих данную породу.

Гранулометрический состав породы обычно выражают как про­центное содержание отдельных фракций (по размеру зерен) в образце породы.

Для сцементированных пород (песчаников) размер отдельных зерен определяют после предварительного разрушения породы.

Исследования показывают, что от гранулометрического состава породы зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная площадь поверхности, капиллярные свойства и т. д. Так как размеры частиц песков обусловливают общую пло­щадь их поверхности, контактирующей с нефтью, от грануломет­рического состава пород зависит количество нефти, которое остается в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песиков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений подбирают фильтры для забоев нефтяных скважин, предотвращающие поступ­ление песка в скважину.

В практике выделяют следующие фракции механического со­става породы по диаметру зерен: галька и щебень—более 1 см; гравий—от 1 см до 2 мм; грубый песок—от 2 до 1 мм; крупный песок—от 1 до 0,5 мм; средний песок—от 0,5 до 0,25 мм; мелкий песок—от 0,25 до 0,1 мм; крупный алеврит—от 0,1 до 0,05 мм; мелкий алеврит—от 0,05 до 0,01 мм; глинистые частицы—менее 0,01 мм.

Исследования показали, что размер зерен большинства нефтесодержащих пород колеблется от 0,01 до 0,1 мм.

Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовый анализ применяется для рассева Фракций песка размером от 0,05 мм и больше. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации.

При проведении ситового анализа в лабораторных условиях обычно пользуются наборов проволочные или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053, 0,074, 0,105, 0,149, в,210, 0,297, 0,42, 0,5, 0,84, 1,68 и 3,36 мм. Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наибольшими размерами отверстий. В него насыпают навеску породы (50 г) и просеивают в течение 15 мин. После этого взвешивают породу, оставшуюся на каждом сите, и результаты анализа записывают в таблицу.

Методы седиментационного разделения частиц по фракциям основаны на различной скорости осаждения зерен разного раз­мера в вязкой жидкости.

По результатам определения механического состава пород строят кривые суммарного состава и распределения зерен песка но размерам. В первом случае на полулогарифмической бумаге (рис. 7) по оси ординат откладывают нарастающие (суммарные) массовые доли частиц в процентах, а по оси абсцисс—логарифмы диаметров частиц. При построении графика распределения зерен песка по размерам по оси абсцисс откладывают диаметры частиц, а по оси ординат—массовые доли в процентах каждой фракции в исследуемой породе.

На кривой механического состава (см. рис. 7) отмечаются три характерные точки: точка 1 соответствует размеру отверстия сита, на котором задерживается 10% более крупных фракций; течка 2-60%-ной суммарной массовой доли частиц, включая все более мелкие фракции; точка 3— 10%-ной суммарной массовой доле частиц вместе со всеми более мелким и фракциями.

Неоднородность пород по механическому составу характеризуется коэффициентом неоднородности—отношением диаметра частиц фракции, которая составляет со всеми более мелкими фракциями 60% по массе от всей массы песка к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% по массе от всей массы песка, т. е. отношение диаметров частиц в точках 2 и 3 (d₆₀/d₁₀).

Рис. 7. Кривая суммарного механического состава пес­ка

Рис. 8. Кривая распределения зерен песка по размерам

Для совершенно однородного песка, все зерна которого равны между собой, кривая суммарного состава выразится вертикаль­ной прямой линией, а коэффициент неоднородности

Коэффициент неоднородности пород нефтяных месторождении колеблется в пределах 1,1—20.

Данный песок (см. рис. 7) следует отнести к однородному, так как его коэффициент неоднородности

Такой же вывод можно сделать и из графика распределения зерен песка по размерам (рис. 8): кривая в узких пределах диа­метров частиц 0,074—0,15 мм имеет резко выраженный максимум, соответствующий более 70%-ой доле от общей массы песка.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Проницаемостью горных пород называют их свойство пропу­скать сквозь себя жидкость и газы. Абсолютно непроницаемых горных пород в природе нет. При соответствующем давлении мож­но продавить жидкость и газы через любую горную породу. Од­нако при существующих в нефтяных и газовых пластах перепадах давления многие породы оказываются практически непроницаемы­ми для жидкостей и газов. Все зависит от размеров пор и поровых каналов в горной породе.

Проницаемость породы для жидкостей и газов будет тем мень­ше, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры в породе.

Поровые каналы в природе условно делятся на три категории: сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

Сверхкапиллярные каналы имеют диаметр больше 0,5 мм. Жидкость движется в них, подчиняясь общим законам гид­равлики. Эти каналы имеются в горных породах с круглой фор­мой зерен, например в гравийных породах.

Капиллярные каналы имеют диаметр от 0,5 до 0,0002 мм. При движении в них жидкости проявляются поверхностные силы возникающие на поверхности тел; поверхностное натяжение, ка­пиллярные силы, силы прилипания и сцепления и т. п. Эти силы создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте, т. е. препятствуют движению, поэтому непрерывное дви­жение в таких каналах возможно только под действием добавоч­ных сил, достаточных для преодоления поверхностных сил.

Субкапиллярные каналы имеют диаметр меньше 0,0002 мм. Поверхностные силы в таких микроскопических кана­лах настолько велики, что обычно имеющиеся в пластовых усло­виях движущие силы не в состоянии преодолеть их, поэтому дви­жения жидкости в субкапиллярных каналах практически не про­исходит.

Жидкость насыщает породу, имеющую субкапиллярную струк­туру, и переходит в связанное с породой состояние, после чего дви­жение ее прекращается.

Породы нефтяных и газовых залежей в основном имеют капил­лярные каналы. Поэтому при движении нефти и газа в пласте дей­ствуют силы, препятствующие этому движению.

Непроницаемые перекрытия нефтяных и газовых пластов, обычно состоящие из глинистых пород, имеют субкапиллярные по­ры и каналы, и движения жидкости в них не происходит.

Прямой зависимости между пористостью и проницаемостью горных пород нет. Глины, например, могут иметь высокую абсо­лютную пористость, достигающую 40—50%, однако субкапилляр­ные поровые каналы делают их непроницаемыми. Песчаники и известняки часто имеют пористость, не превышающую 8—15%, но отличаются высокой проницаемостью, так как структура поро-1юго пространства у них характеризуется развитием капиллярных и сверхкапиллярных перовых каналов.

Для количественного определения проницаемости горных по­род пользуются линейным законом фильтрации Дарси (по имени открывшего его ученого), по которому скорость фильтрации жид­кости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна ее вязкости:

(23)

где υ—скорость линейной фильтрации; Q—объемный расход жидкости через породу за 1 с; F— площадь фильтрации; k—ко­эффициент пропорциональности, называемый иначе коэффициен­том проницаемости породы; μ—динамическая вязкость жидкости; Δp—перепад давления на длине образца породы; L—длина пу­ти, на котором происходит фильтрация жидкости.