Группа: ЗСС-21.05.06-21 Садртдинов Альберт Азаматович Физика пласта Ответы на вопросы 1) Гранулометрический (механический) состав пород- это содержание в породе частиц различной величины. От этого состава зависят не только пористость но и много других свойств таких как: проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т.д. От гранулометрического состава пород зависит, какое количество нефти останется в пласту на поверхности зерен в виде пленки. Размеры частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до валунов. Но по исследованиям было выявлено, что размеры их для большинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 1—0,01 мм. Механический состав пород бывает ситовым и седиментадионным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и более. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации. Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы где g — ускорение силы тяжести; d — диаметр частиц; v — кинематическая вязкость; ρж — плотность жидкости; ρп — плотность вещества частицы. Формула справедлива при свободном нестесненном движении зерен; чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждеяия в дисперсной среде, массовое содержание твердой фазы в суспензии не должно превышать 1%. Использование формулы Стокса при седиментационном анализе рассмотрим на примере пипеточного метода. 2) Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин).Пористость измеряется в процентах или долях единицы. По происхождению они разделяются на: -Первичные -Вторичные Первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопления. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород. Вторичные же Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста. Свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы 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 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. 3) Проницаемость- параметр, характеризующий его способность пропускать жидкость или газ. Как и пористость проницаемость не постоянная величина и изменяется по площади пласта и по пластованию. В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости. Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость. Абсолютной называется проницаемость при фильтрации через породу одной какойлибо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды Фазовой или эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью. 5) Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Поверхность одной песчинки равна: F 4r 2 4 3 Объем: r 3 Для фиктивного грунта число песчинок в единице объема породы равно: N 1 m 3 1 m 4 r 3 Суммарная поверхность всех песчинок в единице объема породы равна: S 3(1 m) r 6) Упругость, прочность на сжатие и разрыв— наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений. Запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления, может быть значительным источником энергии, под действием которой происходит движение нефти по пласту к забоям скважин. При эксплуатации скважины так же следует знать и про прочность пород на сжатие и разрыв. Эти данные вместе с упругостью необходимы для изучения искусственного воздействия на породы призабойной зоны скважин, применяемых в нефтепромысловом деле для повышения потока нефти 7) В нефтяной промышленности широко применяются термические исследования скважин для решения геологических и технических задач: изучение пород, слагающих разрез скважин по их тепловым свойствам, выявление в разрезе скважин горизонтов, содержащих полезные ископаемые, изучение технического состояния скважин и обсадных колонн и т. д. Особенно часто в промышленности приходится сталкиваться с тепловыми свойствами пород при проектировании различных методов теплового воздействия на пласт. Коэффициент теплопроводности возрастает с увеличением плотности пород и их влажности. С ростом пористости пород теплопроводность их уменьшается. При свободном движении вод, способствующем дополнительному переносу тепла, коэффициент теплопроводности пород возрастает с увеличением проницаемости. 8) В природных пластах все поры заполнены водой, нефтью и газом. Нефть и газ в породах – коллекторах при формировании залежи всегда приходят на смену воде, поэтому в порах всегда находится остаточная вода. Она находится в виде молекулярно связанной пленки на стенках пор. Горная порода, имея различный минеральный состав, по – разному реагирует на воду и углеводороды. Породы, которые смачиваются водой лучше, чем нефтью, называются гидрофильными, смачиваемые лучше нефтью, чем водой – гидрофобными. В чистом виде ни тех, ни других пород не существуют. Принято считать гидрофобными, если доля воды в порах составляет менее 0,1 (10%), гидрофильными – в том случае, если доля воды в открытых порах превышает эту грань. Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллектора вызвана тем, что в гидрофильных коллекторах процесс вытеснения нефти из пор в процессе разработки залежи протекает значительно легче, т.к. нефть не связана непосредственно с породой, а как бы скользит по пленке связанной воды, прилипшей к стенкам пор. В гидрофобной породе нефть прилипает к поверхности пор, что приводит к снижению ее выхода на поверхность при извлечении. Заполняемость порового пространства водой, нефтью и газом определяется через коэффициенты водонасыщенности, нефтенасыщенности и газонасыщенности.
