Гранулометрический состав пород

Тема 1. Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа.

Природные коллекторы нефти и газа.

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими акку­мулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии кол­лектора нефти и газа - его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористо­стью и проницаемостью, а в более общем виде - типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на тер-ригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцемен­тированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терриген-ных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломи­тами.

Коллекторские свойства горных пород в первую очередь обусловливаются наличием в них пустот (пор, трещин и каверн). Поры — это пустоты, образованные межзерновыми пространствами и представляющие собой сложные капилляр­ные системы. Трещины — пустоты, образовавшиеся в результате разрушения сплошности породы, как правило, под дейст­вием механических напряжений, и характеризующиеся несоизмеримостью одного линейного размера по отношению к ос­тальным. Каверны — пустоты значительного размера, образовавшиеся в результате выщелачивания горной породы. В отли­чие от пор в кавернах гравитационные силы преобладают над капиллярными.

Обычно к кавернам относят пустоты с линейными размерами более 1—3 мм.

Перовыми коллекторами сложены многочисленные месторождения нефти и газа земного шара. Кавернозного типа коллектор, как и чисто трещинного, встречается значительно реже. Чаще коллекторы бывают смешанного типа, особенно трещинно-порового. Коллектор перового и трещинно-порового типов как правило связан с терригенными породами В них содержится около 60% мировых запасов нефти и 76% запасов газа. Коллектор трещинного и кавернового типов характерны для карбонатных пород. В терригенных и карбонатных породах содержится 99% мировых запасов нефти и газа. Вместе с тем карбонатные отложения из-за высокой продуктивности обеспечивают около 60% мировой добычи нефти. В России основные коллекторы нефти и газа — терригенные породы. В то же время эксплуатируется и более 200 месторождений с карбонатны­ми коллекторами. Удельный вес запасов нефти в карбонатных коллекторах и ее добычи из них постоянно возрастает. Кол-лекторские свойства пород нефтяного и газового пласта характеризуются следующими показателями:

1. гранулометрическим составом пород;

2. пористостью;

3. проницаемостью;

4. капиллярными свойствами;

5. удельной поверхностью;

6. механическими свойствами;

7. насыщенностью пород водой, нефтью и газом.

Гранулометрический состав пород.

Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное, как правило, массовое содержа­ние в породе частиц различной крупности. Им в значительной степени определяются многие свойства породы: пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. п. По механическому составу можно судить о геологиче­ских условиях отложения пород залежи.

Так как размеры частиц породы обуславливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от грануломет-рического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, по­крывающих поверхность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти.

В процессе эксплуатации скважин на основании гранулометрического состава подбирают фильтры, предотвращаю­щие вынос песка из пласта в скважину.

Гранулометрический состав горной породы определяют ситовым и седиментационным анализами, ситовый анализ применяется для фракционирования частиц размером более 0,05 мм. Содержание частиц меньшего размера находят седи­ментационным анализом.

Для проведения ситового анализа проэксграгированный от остаточной нефти и высушенный образец породы массой 40— 50 г дробят на кусочки, не разрушая отдельных зерен, и обрабатывают 10%-ным раствором соляной кислоты для уда­ления карбонатов. После этого образец растирают пробкой в форфоровой чашке с одновременной промывкой водой для уда­ления глинистой фракции. Отмытую породу высушивают, взвешивают и просеивают через набор сит в течение 15 мин. Ос­тавшиеся на каждом сите фракции взвешивают и результаты записывают в таблицу. Суммарная масса фракций должна сов­падать с начальной массой отмытой высушенной породы.

Седиментационный анализ основывается на зависимости скорости падения частицы в вязкой жидкости от размера частицы. Определение скорости свободного падения частиц породы в жидкости производится по формуле Стокса для частиц сферической формы:

где v — скорость осаждения частиц в жидкости; g — ускорение свободного падения; (/—диаметр частиц; v — кине­матическая вязкость жидкости; рж — плотность жидкости; рп — плотность частиц породы.

Считается, что формула Стокса справедлива для частиц диаметром 0,1—0,001 мм. На скорость осаждения частиц меньшего размера ощутимое влияние оказывают броуновское движение и слои адсорбированной на поверхности частиц жидкости, не учитываемые в формуле (1.1).

Наиболее распространенные методы седиментационного анализа — пипеточный метод, метод отмучивания потоком воды и метод взвешивания осадка.

Результаты гранулометрического анализа представляют в виде таблиц, гистограмм и графиков, иллюстрирующих связь между диаметром частиц и их массовой долей в породе.

Графически гранулометрический состав можно представить в виде интегральной кривой распределения (рис. 1.1) или графика плотности распределения частиц по размерам (рис. 1.2). Точки интегральной кривой распределения получают, отмечая, как правило, в полулогарифмических координатах диаметр и суммарную массовую долю частиц, начиная от нуля и кончая данным диаметром.

Рис. 1.1. Кривая суммарного гранулометрического состава зерен породы

Рис. 1.2. Кривая распределения зерен породы по размерам (1) и гистограмма (2)

По интегральной кривой распределения судят о неоднородности пород по размерам слагающих ее зерен. Количест­венно она характеризуется отношением (Wdio, где Обо, dio — диаметры, для которых суммарная доля частиц с диаметрами от нуля до данного диаметра, составляют соответственно 60 и 10% (точки 2 и 5 на рис. 1.2). Для нефтяных месторождений эта величина обычно изменяется от 1,1 до 20. По диаметру, соответствующему суммарной массовой доле 90% (точка / на рис. 1.1), подбирают забойные противопесчаные фильтры с определенными размерами отверстий.