Фильтрационные свойства горных пород

Ответ на вопрос: «Фильтрационные свойства горных пород».

    К геометрическим параметрам пористой среды относят:

  1. гранулометрический (механический) состав;
  2. пористость;
  3. удельную поверхность;
  4. проницаемость.

Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу.

Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное (массовое) содержание в породе частиц различной крупности.

От степени дисперсности минералов зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и др.

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

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор). Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mа называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к объему образца V.
Т.е. m0 = Vп / V. Измеряется коэффициент пористости в долях единицы или в процентах объема породы.

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.

Ко вторичным – поры, возникшие в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин (например, вследствие доломитизации) и др.

Коэффициентом открытой пористости m0 принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца, а динамическая m = Vпп / V,

где Vпп – объем, занятый подвижной жидкостью.

Динамика фильтрационного течения в основном определяется трением флюида о скелет коллекторов, которое зависит от площади поверхности частиц грунта. В связи с этим одним из важнейших параметров является удельная поверхность Sуд, т.е. суммарная площадь поверхности частиц, содержащихся в единице объёма.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород с достаточной точностью определяется формулой:

где k — проницаемость в дарси [мкм2].

Проницаемость – параметр породы, характеризующий её способность пропускать к забоям скважины флюиды. Различают проницаемости: абсолютную, эффективную или фазовую и относительную.

Абсолютная проницаемость — характеризует физические свойства породы и определяется при наличии лишь какой-либо одной фазы, химически инертной по отношению к породе.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называется проницаемость пород для данного флюида при наличии в порах многофазных систем.

Эффективная проницаемость – это проводимость пористой среды, насыщенной несколькими фазами, для одной из фаз.

Относительной проницаемостью называется отношение фазовой к абсолютной.

Проницаемость измеряется:
в системе СИ — м2;
технической системе — дарси (д);
1д = 1,02 мкм2 = 1,02·10-12м2.

Физический смысл проницаемости k заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Поделитесь с друзьями:

Характеристика горных пород – коллекторов нефти и газа

Ответ на вопрос: «Характеристика горных пород – коллекторов нефти и газа».

Механические свойства горных пород

Прочность – способность горных пород сопротивляться разрушению. Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объемного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов.

Твердость – способность горных пород сопротивляться пластическим деформациям.

Упругость – свойство горных пород сохранять свою форму и объем при снятии нагрузки.

Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины.

Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин. При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться.

Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости будет увеличиваться при уменьшении мощности пласта.

Упругие свойства горных пород описываются законом Гука:

βс = m · βп,

где βс – коэффициент объемной упругости пористой среды;
βп – коэффициент сжимаемости пор;
m – коэффициент пористости.

Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объемной упругости пористой среды βс и наименьшего напряжения (σ0):

m = m0 · [1 — βп · (σ — σ0)] ,

где m0 – пористость при начальном эффективном напряжении; Коэффициент объемной упругости пористой среды (βс) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (βп) и на пористость пород:

βп = βс / m0.

Величина коэффициента объемной упругости пористой среды (βс) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0,3–2·10-102/н].

Пластичность – свойство горных пород, характерное изменение механических параметров породы при длительном нагружении, при котором порода испытывает на себе остаточные деформации.

Набухаемость – свойство горных пород увеличивать свой объем при взаимодействии с флюидами.

Тепловые свойства горных пород

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°С:

С = dQ / (M·dT).

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости.

Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4-2 кДж/(кг·К).

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) λ характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

dQ = λ · dT/dx · S · dt

Коэффициент температуропроводности (α) характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ. Коэффициенты линейного (αL) и объёмного (αV) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

αL = LdL / dT; αV = VdV / dT,

где L и V – начальные длина и объем образца.

Взаимосвязь тепловых свойств горных пород выражается соотношением:

α = λ / (c · ρ).

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей.

Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%. Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы. Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Поделитесь с друзьями:

Горное давление. Напряженное состояние горных пород в массиве и в околоскважинных зонах

Ответ на вопрос: «Горное давление. Напряженное состояние горных пород в массиве и в околоскважинных зонах».

Горное давление, обуславливается весом пород, тектоническими силами, пластовым давлением и термическими напряжениями, возникающим под влиянием тепла земных недр. В результате воздействия на породу комплекса упомянутых сил, элемент породы, выделенный из массива, находится в сложном напряженном состоянии, результирующие векторы не перпендикулярны к его граням.

Разлагая эти результирующие, имеем три компоненты напряжений — одна нормальная G, направлена перпендикулярно к грани кубика, и две касательные τ. Условие состояния относительного покоя:
Gy ≅ Gx ≅ Gz; τxy = τyx; τxz = τzx; τyz = τzy

Нормальные и касательные напряжения, действующие на элемент породы, вызывают соответствующие деформации его граней. G — сжатие и растяжение (εx, εy и εz). τ — сдвиг граней (деформация сдвига обычно измеряется углами сдвига).

На верхнем рисунке показан сдвиг грани элемента при влиянии одной пары касательных напряжений xy, на среднем рисунке сдвиг под влиянием другой пары yx. В результате наложения этих сдвигов деформация грани будет иметь вид, изображенный на нижнем рисунке. В результате сдвига прямой угол грани уменьшится на сумму этих углов: γxy = γ1' + γ2'.

Если породы однородны γxy = 2γ. В случае полностью изотропного тела связь между напряжениями и деформациями можно выразить следующими уравнениями, которые согласно закону Гука имеют вид:

где Е — модуль продольной упругости (модуль Юнга);
ν — коэффициент Пуассона (Тела деформируются по направлению действия силы. При этом происходят поперечные деформации, перпендикулярные к направлению силы, т.е. тело расширяется при сжатии или сужается при растяжении. Поперечная деформация εп составляет часть продольной ε: εп = -ε · ν);
G — модуль сдвига.

Связь между ними выражается следующими формулами:

До нарушения условий залегания пород скважиной внешнее давление от действия собственной массы вышележащих пород и возникающие в породе ответные напряжения находятся в условиях равновесия.

Составляющие имеют следующие значения:

По вертикали: σz = ρ · g · H,
где σz — вертикальная составляющая напряжений;
ρ — плотность породы;
H — глубина залегания пласта.

По горизонтали: σy = σx = n · ρ · g · H = n · σz
где n-коэффициент бокового распора; для пластичных горных пород n = 1; для упруго-пластичных горных пород подверженным определенным осложнениям в тектоническом отношении n → 0; для хрупких и хрупко-пластичных n = 0,3-0,7.

Допустим, что горизонтальные составляющие σy = σx и не оказывает особое влияние на напряженное состояние горных пород и не учитывается пластичность горных пород εx = εx = 0; σx = σx = σz · (ν / (1 — ν)); n = ν / (1 — ν).

Напряженное состояние горных пород в ОЗП


GQ — тангенциальная составляющая; Gr — радиальная составляющая (нормального напряжения). Gr = Pз (Pз — забойное давление).

GΘ = 2 · n · ρ · g · H

Т.е. на стенке скважины могут действовать окружные сжимающие напряжения, которые при Pз = 0 достигают двойного значения горного давления.

Это означает, что при наличии пород недостаточной прочности в призабойной зоне возможно их разрушение под действием тангенциальных напряжений и ухудшение фильтрационных свойств пород вследствие их сжатия под влиянием этих нагрузок. Следовательно, стенки ствола скважины будут устойчивы, если:

GΘ = 2 · n · ρ · g · H < σсж,

где σсж – предел прочности породы при двухосном сжатии.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Поделитесь с друзьями: