Гранулометрический состав пород

 

Данная характеристика отражает характеризует количественное содержание в ней частиц различной величины. Количественное соотношение фракций частиц в породе определяет ее пористость, проницаемость, плотность и т. п. Гранулометрический состав влияет также на особенности эксплуатации нефтесодержащих коллекторов, нефтеотдачу и различные биохимические процессы в продуктивных пластах.

По размеру частиц (мм) породы разделяются на три группы: пески или псаммиты – 1÷0,1 мм; алевриты – 0,1÷0,01 мм; пелиты – менее 0,01 мм. Породы относятся соответственно к пелитам, алевритам или псаммитам, если содержат по 50-80% частиц той или иной группы.

Характер дисперсности пород определяется не только их гранулометрическим составом, но и удельной поверхностью, которой называется суммарная поверхность частиц, содержащихся в единице объема образца. Между гранулометрическим составом и удельной поверхностью существует определенная зависимость: чем больше мелких частиц в породе, тем больше ее удельная поверхность, а чем больше крупных частиц, тем меньше удельная поверхность. Наибольшую удельную поверхность имеют пелиты, меньшую – алевриты, а наименьшую – псаммиты. С увеличением удельной поверхности ухудшаются коллекторские свойства. По данным Ф. И. Котяхова (при условии, если частицы имеют сферическую форму), удельная поверхность псаммитов составляет (в см2/см3) менее 950, алевритов – 950-2300, пелитов – более 3000.

Гранулометрический анализ производится различными методами [5]. Одни основаны на полном разделении частиц по фракциям, другие – на учете частиц без разделения по фракциям путем изучения структуры породы в шлифе при помощи микроскопа. Последний из перечисленных методов наиболее применим для плотных пород, слагающие зерна которых не могут быть подвергнуты дезинтеграции.

При полном разделении частиц по фракциям применяют метод ситового анализа, заключающийся в разделении частиц свыше 0,1 мм (0,074 мм), а для более мелкозернистых пород (0,074-0,053 мм) – гидравлические методы, основанные на различии в скорости осаждения частиц неодинакового размера.

 

Проницаемость

 

Проницаемость – это способность породы пропускать через систему сообщающихся между собой пор жидкости, газы или их смеси при наличии перепада давления. Она количественно характеризует фильтрационные свойства коллектора.

В породах-коллекторах более высоким значениям проницаемости соответствуют высокие значения открытой пористости и наоборот. Одни и те же породы для различных флюидов бывают проницаемы по-разному. Породы, непроницаемые для нефти и воды, могут быть проницаемы для газа в силу его большей проникающей способности. Опытными данными установлено, что нефть может двигаться по капиллярным порам, размер которых больше 1 мкм. В отличие от нефти, газ может перемещаться по порам значительно меньшего диаметра.

Для количественной оценки проницаемости горных пород пользуются коэффициентом (К), который можно получить из известной формулы закона Дарси (линейная скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления):

 

V = Q / F = (K / μ) * ( Δ P / Δ L)

 

где v – линейная скорость фильтрации;

Q – объемная скорость фильтрации;

F – площадь образца горной породы;

K – коэффициент проницаемости;

Δ P / Δ L – градиент давления;

μ – коэффициент динамической вязкости фильтрующегося агента.

Из формулы закона Дарси следует:

 

K = (Q μ ΔL) / (F ΔP)

 

Из этой формулы следует, что К имеет размерность площади и в физической и технической системах единиц измеряется в см² или м².

За единицу измерения проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой (площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 1 Па) расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м³/с. Размерность единицы – м², а физический смысл размерности К (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

Если через образец, предварительно экстрагированный от нефти и высушенный до постоянного веса, пропустить инертный газ (азот или воздух), то под газопроницаемостью такого образца понимают абсолютную проницаемость.

При движении через образец неоднородной жидкости, представленной несколькими фазами (газ-вода, газ-нефть-вода, нефть-вода) проницаемости, определяемые по фильтрации каждой из фаз, будут отличаться от абсолютной проницаемости и одна от другой, поэтому введено понятие фазовой проницаемости. Наличие нескольких фаз в пористой среде снижает фильтрацию исследуемой фазы, поэтому фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной. Отношение величины фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости называется относительной проницаемостью. Это безразмерное число, всегда меньшее единицы, выражается в процентах.

Проницаемость нефтесодержащих коллекторов всегда колеблется в очень широких пределах – от нескольких тысячных микрометра квадратного до 5 мкм². Наиболее широко распространены коллекторы нефти и газа с проницаемостью 0,05-0,5 мкм².

Все сказанное выше справедливо для пород, характеризующихся межгранулярной проницаемостью.

У трещиноватых пород наряду с межгранулярной проницаемостью наблюдается и трещинная проницаемость. Она может достигать высоких значений у пород, межгранулярная проницаемость которых ничтожна.

Для трещинной проницаемости пользуются следующей формулой

 

K_m = 85000 * b² * m_mp,

 

где m_mp - трещинная пористость;

b – раскрытость (ширина трещин в миллиметрах).

Для полного изучения проницаемости пласта её следует определять комплексно, используя для этого лабораторные исследования кернов, электрический и радиоактивный каротаж, а также промысловые исследования режима работы скважин [1, 2, 5].