Полынь горькая

Полынь горькая

Курсовая работа

Проницаемость и пористость горных пород

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение

2. Цели и задачи

3. Теоретическая часть

3.1 Пористость

.2 Проницаемость

.3 Зависимость проницаемости от пористости и размера пор

.4 Метод определения проницаемости

. Расчетная часть

6. Вывод

. Список литературы

1. ВВЕДЕНИЕ

В работах Л.С. Лейбензона, И. Козени, К. Терцаги, Д. Слихтера и других ученых, создавших теорию фильтрации, установлена функциональная зависимость между пористостью и проницаемостью, но только для фиктивных и идеальных грунтов. Что же касается реальных горных пород, то, как указывают многие исследователи, функциональной связи пористости с проницаемостью не обнаружено. Порода может обладать высокой пористостью и быть при этом слабопроницаемой, как это имеет место для глин и других тон к о дисперсных пород. Известно, что породы одной пористости могут иметь разные значения коэффициента проницаемости. Ф.А. Требин на основе анализов большого числа кернов из нефтяных месторождений отмечает, что аналитической зависимости между пористостью и проницаемостью не существует. Такие же мнения высказываются в работах М. Маскета, А. Шейдеггера, А.А. Ханина и др. Для отдельных типов пород может иметь место корреляционная зависимость между пористостью и проницаемостью. Это отмечают А.А. Ханин, У. Рассел и др. Установлено, что проницаемость растет гораздо быстрее пористости. Так, по А.А. Ханину, при увеличении пористости песчаных отложений в 1,5-2 раза (от 5 до 10 %) проницаемость возрастает почти в 10 раз (от 0,01 до 0,1 мкм2). Проницаемость зависит главным образом от размера и характера поровых каналов (сквозные, поры или тупиковые), которые в свою очередь определяются литологией пород, их происхождением, составом цемента, наличием коллоидных фракций и т. д. Движение жидкости в пористой среде происходит не по всем порам, а только по тем, которые в своей совокупности составляют активную (или эффективную) пористость. Поэтому в общем случае следует говорить о связи проницаемости не с общей, а с эффективной пористостью. В хорошо проницаемых породах (песках, песчаниках) эффективная пористость незначительно отличается от общей.

Наоборот, в тонкодисперсных связанных грунтах различие очень велико. Поэтому проницаемость глин формируется только за счет эффективной пористости. Характер изменения проницаемости глин в зависимости от пористости следует рассматривать с учетом их минерального состава, определяющего микро- и макроструктуру порового пространства. Глины по минеральному составу делятся на каолиновые, гидрослюдистые и монтмориллонитовые. В силу особенностей строения кристаллических решеток породообразующих минералов эти глины резко различаются по своим физическим и, в частности, фильтрационным показателям. Коэффициент проницаемости каолиновых глин, как правило, на порядок и более выше монтмориллонитовых (гидрослюдистые глины занимают промежуточное положение). В то же время пористость каолиновых глин ниже пористости монтмориллонитовых. Поэтому неправомерно сопоставлять, например, проницаемость монтмориллонитовых глин с пористостью каолинитовых глин. Выявление корреляционных зависимостей между проницаемостью и пористостью следует проводить для глин преимущественно одного минерального состава и, по крайней мере, раздельно для монтмориллонитовых и каолинитовых глин, занимающих крайние позиции по всем свойствам, в том числе водно-физическим. Для полиминеральных глин выявление таких зависимостей выполняется отдельно. Таким образом, при установлении корреляционной зависимости между проницаемостью и пористостью необходимо учитывать минеральный состав глин. Говоря о зависимости для глин проницаемости от пористости, следует подчеркнуть, что проницаемость зависит не от общей пористости, а от эффективной пористости глин. Общая пористость очень слабо сказывается на проницаемости глин.

2. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ

В данной курсовой работе необходимо изучить структуру, строение и размеры пор, зависимость между проницаемостью и пористостью горных пород. Определить от каких факторов зависит проницаемость, изучить методы определения содержания в пористой среде пор различного размера.

пора проницаемость горная порода

3. ТЕОРИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 ПОРИСТОСТЬ

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

Поры растворения - образовались в результате циркуляции подземных вод.

Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста.

Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, например, превращение известняка (СаСО₃) в доломит (МgСО₃) - при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12%.

Пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания.

Виды пор (2)-(5) - это так называемые вторичные поры, возникшие при геологохимических процессах.

Объём пор зависит от:

· формы зёрен;

· сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);

размера зёрен;

· укладки зёрен - при кубической укладке пористость составляет » 47,6%, при ромбической укладке - 25,96% (см. рис. 1.1);

однородности и окатанности зёрен в виде цемента рис. 2.

Рис. 1. Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а - менее плотная кубическая укладка, б - более компактная ромбическая укладка

Рис. 2. Разновидности цемента горных пород

Не все виды пор заполняются флюидами, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

Виды пористости

Общая (полная, абсолютная) пористость - суммарный объём всех пор (V_пор), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V_сообщ) между собой пор.

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) в процентах зависит от объема всех пор:

 .(1)

Коэффициент открытой пористости (m_о) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

.(2)

Коэффициент эффективной пористости (m_эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V_{пор фильтр}), через которые идёт фильтрация.

(3)

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

m_п > m_o > m_эф.(4)

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы: субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) - практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);

капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);

сверхкапиллярные > 0,5 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам - при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

Таблица 1 Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.

С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (S_в), газонасыщенность (S_г), нефтенасыщенность (S_н), величины, выраженные в долях или в процентах.

Связь пористости и коэффициента насыщенности в долях:

. (5)

S_насыщ = 1; S_г = 1 - (S_B + S_H).(6)

Рис. 3. Влияние естественного уплотнения пород на их пористость: 1. - песчаники, 2. - глины

Общая и открытая пористость зависят от:

глубины залегания, падает с увеличением глубины рис. 3.; от плотности пород; количества цемента и др.

3.2 ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку рис. 4.

Рис. 4. Пример массивной пакетной упаковки глин - фильтрация происходит через каналы между пакетами

Рис. 5. Пример упорядоченной пакетной упаковки глин - фильтрация практически не происходит

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией рис. 5.

Виды проницаемости

Проницаемость абсолютная (физическая) - проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:

Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте, газо и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и пористых фаз.

Насыщенность - ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы.

При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом.

Водонасыщенность S_В - отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте и газонасыщенности:

.(7)

Обычно для нефтяных месторождений S_В = 6-35%; S_Н = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

S_Н + S_В = 1.         (8)

Для газонефтяных месторождений:

S_В + S_Н + S_Г = 1.(9)

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность S_В < 25%.

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25% нефте и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 6).

Рис. 6. Области распространения одно, двух и трёхфазного потоков: 1. - 5% воды; 2. - 5% нефти; 3. - 5% газа.

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, - нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно, двух, и трёхфазного потока.

3.3 ЗАВИСИМОСТЬ ПРОНИЦАЕМОСТИ ОТ ПОРИСТОСТИ И РАЗМЕРА ПОР

Проницаемость - фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду. Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при сравнительно небольших перепадах давлений в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме пространства с субкапиллярными порами, слагается порами большого размера. По экспериментальным данным, диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм. В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации 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 (фазовой) и относительной проницаемостей.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость - свойство породы, и она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На практике жидкости часто взаимодействуют с породой (глинистые частицы разбухают в воде, смолы забивают поры). Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности перового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

 (10)

где v - скорость линейной фильтрации; Q - объемный расход жидкости в единицу времени; F - площадь фильтрации; μ- динамическая вязкость жидкости; Δp - перепад давления; L длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют коэффициентом проницаемости:

 (11)

При измерении проницаемости пород по газу в формулу (11) следует подставлять средний расход газа в условиях образца:

 (12)

где  - объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца.

Среднее давление по длине керна

Здесь Qo - расход газа при атмосферном давлении р₀.

Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

 (13)

Единицы измерения проницаемости. В Международной системе единиц величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности

Следовательно,

 (14)

При L = 1 м; F = l м²; Q = l м³/с; p = 1 Па и μ= 1 Па•с получим значение коэффициента проницаемости k=l м².

Таким образом, в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м² принимается проницаемость такой пористой среды, 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.

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

Как уже отмечалось, формула (10) соответствует закону Дарси при линейном (плоскопараллельном) потоке. Иногда необходимо определять проницаемость образца при радиальной фильтрации жидкости и газа, т. е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину. В этом случае образец породы имеет вид цилиндрического кольца с отверстием в осевом направлении - «скважиной». Фильтрация жидкости или газа в нем происходит в радиальном направлении от наружной поверхности к внутренней. Тогда проницаемость пород по данным опыта определяют по следующим формулам.

При фильтрации жидкости

 (15)

При фильтрации газа

  (16)

Здесь  и  - вязкость жидкости и газа; Q_ж - расход жидкости; Q_Г, Q_Г - расходы газа при атмосферном и среднем давлениях в образце;  и  - наружный и внутренний радиусы кольца; р_н и р_в - давления у наружной и внутренней поверхностей кольцевого образца; Н - высота цилиндра

Прямая зависимосьи между проницаемостью и пористостью горных пород

Прямой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород не существует. Например, трещиноватые известняки, имеющие незначительную пористость, часто обладают большой проницаемостью и, наоборот, глины, иногда характеризующиеся высокой пористостью, практически непроницаемы для жидкостей и газов, так как их поровое пространство слагается каналами субкапиллярного размера. Однако на основании среднестатистических данных можно сказать, что более проницаемые породы часто и более пористые.

Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство. Поэтому изучению структуры, строения и размеров пор уделяется большое внимание.

Зависимость проницаемости от размера пор можно получить с учетом законов Дарси и Пуазейля. Пористую среду представим в виде системы прямых трубок одинакового сечения с длиной L, равной длине пористой среды. По закону Пуазейля расход Q жидкости через такую пористую среду составит

 (17)

где п - число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации; R - радиус поровых каналов (или средний радиус пор среды); F - площадь фильтрации; Δр - перепад давления; μ-динамическая вязкость жидкости; L - длина пористой среды.

Коэффициент пористости среды

Подставляя в формулу (17) вместо nπR² значение пористости т, получим

 (18)

По закону Дарси расход жидкости через эту же пористую среду

 (19)

Здесь k - проницаемость пористой среды.

Приравнивая правые части формул (19) и (18), получим

откуда

 (20)

Если выразить проницаемость в мкм², то радиус поровых каналов R (в мкм) будет равен

 ₍₂₁₎

Величина R, определенная по формуле (21), характеризует радиус пор идеальной пористой среды, обладающей пористостью т и проницаемостью k. В приложении к реальной пористой среде величина R имеет условный смысл и не определяет среднего размера пор, так как не учитывает их извилистое и сложное строение.

По предложению Ф. И. Котяхова средний радиус пор реальных пористых сред

 (22)

где φ- структурный коэффициент, характеризующий отличительные особенности строения порового пространства реальных коллекторов. Значение φ можно оценить путем измерения электросопротивления пород. Для керамических пористых сред при изменении пористости от 0,39 до 0,28 по экспериментальным данным φ изменяется от 1,7 до 2,6. Структурный коэффициент для зернистых пород можно приблизительно определить по эмпирической формуле

 (23)

Другим широко применяемым методом исследования структуры и строения высокодисперсных пористых тел является экспериментальная пирометрия - измерение размеров и характера распределения пор по размерам.

3.4 МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ

Известны три группы методов в определении проницаемости коллекторов:

1. лабораторные (по кернам);

.   гидродинамические (по результатам исследования скважин на приток);

3. через корреляционные зависимости (опосредствованные через лабораторные данные);

.   гидродинамический каротаж (ГДК);

5.      профильный метод по полноразмерному керну.

Следует иметь в виду, что проницаемость горных пород зависит от многих факторов - горного давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и т.д. Например, газопроницаемость коллектора при давлениях низких (близких к атмосферному) существенно выше проницаемости пород даже для неполярных углеводородных жидкостей, которые практически не взаимодействуют с породой. Иногда проницаемость некоторых пород для газа при атмосферных условиях превышала их проницаемость при давлении 10 МПа в два раза.

Но с увеличением температуры среды газопроницаемость породы уменьшается: по данным Н. С. Гудок, рост температуры с 20 до 90°С может сопровождаться уменьшением проницаемости на 20¸30 %.

Лабораторные методы.

Влияние на проницаемость пород давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и необходимость измерения проницаемости пород по газу и различным жидкостям привели к необходимости сконструировать приборы, позволяющие моделировать различные условия фильтрации с воспроизведением пластовых давлений и температур. Для определения абсолютной (эталонной) проницаемости при низких давлениях (до 0,5 МПа) служит установка ГК-5, входящая в комплекс лабораторного оборудования АКМ. Рабочим флюидом в ней служит сжатый воздух (или азот).

Определение фазовых проницаемостей по различным флюидам при разных насыщенностях в пластовых условиях производится на установке УИПК.

Для обеих установок разработаны технические условия ведения работ (см. лабораторный практикум).

Определение проницаемости по результатам гидродинамических исследований скважин основывается на законах фильтрации в первую и вторую  фазы.

Решение обратных гидродинамических задач позволило разработать технологию исследования скважин на неустановившихся и установившихся режимах фильтрации и получить формулы, связывающие параметры пластов, флюидов и технологические показатели работы скважин (С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин, 1982г.).

Известны две группы методов:

)исследование скважин на основе интерпретации результатов

наблюдения неустановившихся процессов (метод кривой восстановления забойного давления в добывающих скважинах или падения забойного давления в нагнетательных скважинах);

2)метод исследования на установившихся режимах.

В первом случае используется формула обработки бланка глубинного манометра, в простейшем случае формула обработки КВД без учета притока жидкости в ствол скважины после закрытия ее на устье:

 (24)

где Q - дебит скважины до остановки;

h - эффективная работающая толщина пласта;

χ - пьезопроводность пласта;

r_c - радиус скважины (с учетом ее гидродинамического несовершенства);

t - время после остановки.

гидропроводности

 (25)

и относительной пьезопроводности

 (26)

Подставив в  вязкость и эффективную толщину пласта, можно определить проницаемость пласта. Во втором случае (при построении индикаторной диаграммы по 3-4 режимам работы скважины) используют формулу Дюпюи в условиях соблюдения справедливости линейного закона фильтрации Дарси:

 (27)

где Р_пл - пластовое давление на период исследования скважины;

Р_заб - забойные давления соответствующих режимов работы скважины;

R_к - радиус контура питания (обычно в группе интерферирующих  скважин берется половина расстояний между ними; в случае одиночно работающей скважины в бесконечном пласте (на разведочных площадях) его величина гидродинамически обоснована для конкретных условий);

r_с -      радиус гидродинамически несовершенной скважины (с учетом  несовершенства ее по степени вскрытия и по характеру вскрытия пласта).

Методика данных исследований излагается в специальных курсах.

Рис. 8. Зависимость коэффициента проницаемости k_пр от коэффициента пористости k_п по данным керна для пластов ПК₂-ПК₂₀ Самотлорского месторождения

Следует иметь в виду, что проницаемость по формуле Дюпюи характеризует узкую прискважинную зону пласта (кольцо толщиной в несколько см). Метод КВД обладает большей «глубинностью» исследования, что зависит от длительности записи КВД (до нескольких метров и даже десятков метров).

 Определение коэффициента проницаемости по корреляционным связям.

Проницаемость характеризует фильтрационные свойства коллекторов, при этом не участвуя в формуле подсчёта запасов. Однако, она, как необходимый параметр, используется при составлении технологической схемы разработки залежей.

Например, продуктивные нефтенасыщенные отложения пластов ПК Самотлорского месторождения практически не охарактеризованы керном. Поэтому для расчёта k_пр в этих отложениях была использована зависимость k_пр(k_п), полученная Г.В. Таужнянским по керну пластов ПК нескольких месторождений Тюменской области (Губкинское, Комсомольское, Северо-Комсомольское и Западно-Таркосалинское). Для пластов ПК2 - ПК20 по данным керна, отобранного из этих отложений, была построена зависимость k_пр(k_п). Как видно, связь имеет довольно высокий коэффициент корреляции, что позволило использовать ее для расчета проницаемости пластов ПК₂-ПК₂₀ (по Бересневу Н.Ф.,2001г). Полученная зависимость по аналогии была перенесена для решения вопросов по пластам группы ПК Самотлорского месторождения.

Гидродинамический каротаж осуществляется с помощью каротажного оборудования. Этот вид каротажа позволяет изучить гидродинамические параметры пласта, которые используются для решения геологических задач.

Применяются два типа аппаратуры ГДК: АИПД 7 - 10 и ГДК - 1.

Весь процесс гидродинамических исследований подразделяется на три последовательные стадии:

- возникновение и распространение гидродинамического возмущения в пласте;

   приток флюида из пласта;

   восстановление пластового давления в зоне исследования после прекращения активного притока.

При проведении ГДК на стенке скважины на стенке скважины образуется небольшой участок (сток).

В процессе ГДК определяются следующие параметры пласта:

- гидростстическое давление в скважине;

-        пластовое давление;

- коэффициент проницаемости или коэффициент подвижности пластового флюида;

   коэффициент турбулентности.

Коэффициент проницаемости определяется из выражения :

К = Vµ /AΔPΔt, (28)

где V -отобранный объём пластовой жидкости;

Δt - время фильтрации;

ΔP - депрессия;

µ - вязкость пластовой жидкости.

Для определения коэффициента проницаемости необходимо знать объёмы флюида V_i (определяется конструкцией пробоприёмника), отобранного при различных депрессиях ΔP_i, величинах и времени Δt_i, геометрический коэффициент А (определяется геометрической формой отверстия стока) и µ - вязкость пластовой жидкости. Уравнение справедливо только при соблюдении линейного закона фильтрации.

Измерение проницаемости по профилю полноразмерного керна.

Результаты измерений профильной проницаемости привлекаются для оперативной оценки коллекторских свойств горных пород и необходимы при выборе точек отбора образцов для определения фильтрационно - емкостных свойств коллекторов.

Профильная газопроницаемость на керне измеряется на автоматизированном сканирующем параметре Autoscan. Измерения осуществляется через плоскую боковую грань колонки керн, после продольной распиловки полноразмерного керна диаметром 80, 100, и 110мм, при фильтрации газа - азота. Измерения производятся с шагом 5 - 10см по глубине. Шаг сканирования зависит от литологического состава пород.

Определение проницаемости производится в условиях нестационарной фильтрации азота по скорости падения давления на входе зонда приложенного к образцу. При этом методе измеряется проницаемость сегмента, прилегающего к зонду. Время измерения проницаемости составляет от 3 до 120сек. Диапазон измерения проницаемости - от 0,01 до 3000мД.

4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Для реальных коллекторов в общем случае более пористые породы являются более проницаемыми.

Зависимость проницаемости от размера пор для фильтрации через капиллярные поры идеально пористой среды оценивается из соотношения уравнений Пуазейля и Дарси. В этом случае пористая среда представляется в виде системы прямых трубок одинакового сечения длиной L, равной длине пористой среды.

Уравнение Пуазейля описывает объёмную скорость течения жидкости через такую пористую среду:

, (1.22)

где r - радиус порового канала; - длина порового канала;- число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации;- площадь фильтрации;- вязкость жидкости;Р - перепад давлений.

Коэффициент пористости среды, через которую проходит фильтрация:

. (1.23)

Следовательно, уравнение (1.22) можно переписать следующим образом:

. (1.24)

Из уравнения Дарси следует, что:

. (1.25)

Приравняв правые части уравнений (1.24) и (1.25) получим взаимосвязь пористости и проницаемости:

. (1.26)

Из чего следует, что размер порового канала будет равен:

. (1.27)

Если выразить проницаемость в мкм2, то радиус поровых каналов (в мкм) будет равен:

. (1.28)

Оценка проницаемости для фильтрации через трещиноватые поры оценивается из соотношения уравнений Букингема и Дарси.

Потери давления при течении жидкости через щель очень малой высоты оцениваются уравнением Букингема:

, (1.29)

где h - высота трещины;- линейная скорость фильтрации.

Подставив это выражение в уравнение Дарси, получим:

. (1.30)

Соотношения (1.25) и (1.26) справедливы только для идеальной пористой среды (например, кварцевый песок). Для реальных условий используется эмпирическое уравнение Котяхова:

, (1.31)

где R - радиус пор;

Значение j можно оценить путём измерения электросопротивления пород. Для керамических пористых сред при изменении пористости от 0,39 до 0,28, по экспериментальным данным, j изменяется от 1,7 до 2,6. Структурный коэффициент для зернистых пород можно приблизительно оценить по эмпирической формуле:

.(1.32)

Вывод

В данной курсовой работе изучили структуру, строение и размеры пор, зависимость между проницаемостью и пористостью горных пород. Определили, от каких факторов зависит проницаемость, изучили содержания в пористой среде пор различного размера. В расчетной части рассмотрели зависимость проницаемости от размера пор для фильтрации через капиллярные поры идеально пористой среды.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. «Физика нефтяного и газового пласта»

. Котяхов Ф.И. «Физика нефтяных и газовых коллекторов»

3. В.Н. Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов, Г.А. Зотов «Механика насыщенных пористых сред»

. В.Н. Щелкачев, Б.Б Лапук «Подземная гидравлика»

5. Чарный И.А. «Подземная гидромеханика»