Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 [ 10 ] 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

Из формул (1.33) и (1.34) следует, что чем меньше радиус норовых каналов и проницаемость породы, тем больше ее удельная поверхность.

Формула (1.34) представляет собой один из вариантов формул Козени - Кармана, устанавливаюп1;их зависимость коэффициента нроницаемости от пористости, удельной поверхности и структуры норового пространства. В обп1;ем виде формула Козени - Кармана записывается в виде

= .. (1.35>

где т - пористость породы (характеризуюп1;ая динамическую полезную емкость коллектора); iS - удельная поверхность;

Т - извилистость норовых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к длине керна); / - коэффициент, учитывающий форму норовых каналов (изменяется от 2 до 3).

Величина извилистости Т может достигать 6 и более [22].

§ 10. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УДЕЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

Кроме упомянутых способов определения удельной новерхности пород но их гранулометрическому составу, но величине пористости и проницаемости, существуют следующие способы оценки этого параметра пористых сред: фильтрационный, основанный на измерении сопротивления течению через пористое тело разреженного воздуха; адсорбционные, а также метод меченых атомов.

Методы определения удельной новерхности пористых сред, основанные на использовании нуазейлевского режима течения воздуха сквозь объект исследования (т. е. основанные на использовании формул тина (1.35)), применимы только для приближенной оценки поверхности грубозернистых однородных сред, ширина нор в которых намного больше длины свободного пробега молекул воздуха, тдк что не нужно учитывать скольжения газа но стенкам нор Движение газа в мелкодисперсной пористой среде существенно облегчается при скольжении молекул но стенкам нор, и сопротивление среды с высокой удельной новерхностью прохождению через нее газов иногда существенно меньше но сравнению с подсчитанными по формулам тина (1.35), не учитывающим скольжения газа но стенкам. Поэтому в данном случае можно использовать метод, основанный на измерении сопротивления течению через пористое тело разреженного воздуха нри кнудсеновском режиме, имеющим скорее

1 Извилистость каналов можно определить электрометрическими и другими способами [22].

2 У стенок поровых каналов скорость движения газа в отличие от скорости движения жидкости не равна нулю.

диффузивный характер. Кнудсеновский режим наступает, когда максимальные просветы пор становятся меньше длины свободного пробега молекул газа и соударения молекул между собой становятся редкими (по сравнению с ударами о стенки пор). Зависимость молярной скорости течения газа от удельной поверхности и других параметров выражается равенством

4, (1.36)

13 г я qYmrt

где S - удельная поверхность образца в мм;

Q - число киломолей воздуха, протекающих через 1 м сечения

пористой среды толщиной Дх (в м) за 1с при перепаде

давления Др (в Па); М - относительная молекулярная масса воздуха в кг/кмоль; R - универсальная газовая постоянная в Дж/кмоль-град; Т - температура опыта в °С.

Для определения удельной поверхности пористых тел по результатам измерения кнудсеновского режима фильтрации сконструированы специальные приборы [12].

Горные породы, слагающие пласт, заполнены жидкой средой - водой и нефтью. Удельная поверхность (например, глин и некоторых других пород) под действием водной среды может изменяться, и «сухие» способы ее измерения не всегда соответствуют действительным условиям залегания пород в естественных условиях.

Удельную поверхность пористых сред в водной среде обычно определяют методом адсорбции красителей или методом поверхностного обмера при помощи радиоактивных индикаторов. Площадь поверхности минералов S при этом рассчитывают по числу молекул радиоактивного индикатора, поглощенных пористой средой, и по площади, приходящейся на один атом данного радиоактивного вещества на поверхности кристалла:

S = ais>N,

где -число грамм-атомов вещества, связанного с 1г твердой фазы;

со - площадь, приходящаяся на один атом данного вещества на поверхности кристалла (величина, известная для многих веществ);

Л" - число Авогадро.

Количество радиоактивного иона, поглощенного веществом при его погружении в раствор, определяется по убыли активного фильтрата раствора вследствие поглощения меченого атома твердой фазой.

Особое место по точности занимает адсорбционный метод вследствие того, что поверхность пористой среды прощупывается такими малыми объектами, как молекулы адсорбируемого вещества, выстилая ими поверхность пористой среды. По количеству адсорбированного вещества (т. е. по числу его молекул) и площади, приходящейся

на один атом данного вещества, вычисляется удельная поверхность пористой среды.

При адсорбционных методах исследования удельной поверхности пористых сред необходимы сложная аппаратура, высококвалифицированные исполнители. Поэтому в лабораториях физики нефтяного пласта удельная поверхность пород обычно оценивается фильтрационными методами.

По результатам измерений Ф. И. Котяхова и Л. И. Рубинштейна удельная поверхность кернов, отобранных из продуктивных пластов Ромашкннского и Туймазинского месторождений, изменяется от 38 ООО до ИЗ ООО м/м

§ И. НЕОДНОРОДНОСТЬ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД, СТАТИСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ЕЕ ОТОБРАЖЕНИЯ

Изменение условий осадконакопления в различные геологические эпохи, последующие процессы уплотнения пород и их цементация, переотложение солей и кшогие другие явления, происходившие в процессе генезиса нефтяных и газовых коллекторов, способствовали образованию пластов с неоднородными физическими свойствами пород. Поэтому значительная часть коллекторов характеризуется неоднородностью текстуры, минералогического состава и физических свойств по вертикали и горизонтали.

В связи с неравномерной пористостью пород при гидродинамических расчетах для определения запасов нефти приходится вычислять средние величины пористости.

Если установлено, что пласт состоит из п пропластков мощностями Hi, Н,. . ., НпС пористостью пород т, т,. . ., тщ то средний коэффициент пористости пласта в районе скважины

Я1+Я2+. . .+Я„

Если пробурено п скважин в пластах с мощностями Н, Н,. . ., Лп при средней величине пористости пород т, т,. . ., т„ и площадью дренирования, равной Fi, F,. . ., Fn, то среднюю пористость пород вычисляют по формуле

Fiffimi

FiHmi + FiHjmi-i-----\-F„Hr,mn >=i

F1H1 + F2H2 + . . . + FnHn i="

Аналогично определяется и средняя проницаемость пород.

Физические свойства коллектора по площади залежи изменяются в широких пределах. Эти изменения носят элемент случайности и осредненные значения параметров пласта оказываются недостаточными для характеристики его строения. Поэтому для характеристики неоднородного строения пород используется аппарат математической статистики, теории вероятностей и теории случайных функций. Эти разделы математики позволяют построить статистическую модель фильтрационного поля неоднородной пористой среды.

При использовании методов математической статистики для отображения и учета неоднородного строения пород принимается, что имеющийся керновый