Влияние гранулометрического состава на величину удельной поверхности.
Гранулометрический состав породы - количественное содержание в породах частиц различной величины, т.е. это распределение частиц породы по их размерам.
У.П. - это суммарная площадь поровых каналов или частиц породы, содержащееся в единице объема образца.
Sуд = T/V [м^2/м^3]
Чем больше Sуд ГП, тем больше площадь контакта нефти с поверхностью породы – тем больше нефти сосредоточено на границе раздела нефть-порода. Эта гранично-связанная нефть прочно удерживается адсорбционными силами и обладает структурно-механическими свойствами, которые значительно затрудняют ее фильтрацию по сравнению с объемной нефтью.
Чем больше Sуд, тем меньше радиус поровых каналов – тем больше капиллярное давление на границе раздела нефть-вода – тем хуже условия для вытеснения нефти.
Все это влияет на полноту извлечения нефти из пласта.
По результатам исследований: Sуд = (38-390) тыс. м^2/м^3.
Связь с гранулометрическим составом.
ρ1 и ρ2 – плотность породы и скелета породы,
Р1 – масса навески породы,
Рi – масса i-ой фракции,
di - средний диаметр i-ой фракции,
n – количество фракций в составе породы.
Связь удельной поверхности с пористостью и проницаемостью.
У.П. - это суммарная площадь поровых каналов или частиц породы, содержащееся в единице объема образца.
Sуд = T/V [м^2/м^3]
Чем больше удельная поверхность породы, тем больше площадь контакта нефти с поверхностью породы – тем больше нефти сосредоточено на границе раздела нефть-порода. Эта гранично-связанная нефть прочно удерживается адсорбционными силами и обладает структурно-механическими свойствами, которые значительно затрудняют ее фильтрацию по сравнению с объемной нефтью.
Чем больше Sуд – тем меньше радиус поровых каналов – тем больше капиллярное давление на границе раздела нефть-вода – тем хуже условия для вытеснения нефти.
Все это влияет на полноту извлечения нефти из пласта.
По результатам исследований: Sуд = (38-390) тыс. м^2/м^3.
Пористость –это наличия в ГП пустот и пор.
Проницаемость – способность ГП пропускать сквозь себя ж-ти и газы при наличии перепада давления или градиента давления. Все породы являются проницаемыми. Однако, при пластовых условиях многие породы практически непроницаемы: глины, плотные сланцы.
Связь с пористостью.
Т.к. пористость: m = 1 – ρ1/ρ2 , то
Связь с эффективным диаметром.
Исследованиями Козини установлена связь м\у Sуд и гидравлическим радиусом:
б = f/c = rср/2
Связь с rcp.
С учетом: rcp = 2.82 * sqrt(k/m), получаем:
Один из вариантов ф-лы Козини-Кармана:
f – коэф. Учитывающий форму поровых каналов.
T – коэф. Учитывающий извилистость каналов.
Упругие св-ва ГП.
На состояние пласта, режим его работы, существенно влияют упругость коллектора и содержащиеся в нем флюиды. Если пластовое давление падает, то нефть и вода в пласте расширяются, а поровые каналы сужаются, т.к. внешнее давление на пласт остается постоянным, а внутреннее уменьшается.
Упругость ж-тей и ГП не значительна, однако при больших значениях водонапорных систем и больших Рпл в результате расширения ж-тей и уменьшения Vпор из пласта в скважины вытесняется достаточно большое кол-во нефти.
Поэтому при проектировании и разр-ки нефтяных пластов приходится учитывать энергию, возникающую за счет появления упругих свойств пласта и насыщающихпласт флюидов.
Упругую эн. ГП принято хар-ть 3мя коэф-ми сжимаемости:
1. коэф-нт сжимаемости пласта (образца), который определяется опытным путем с последующим расчетом:
β0 - коэф-нт сжимаемости образца, [Па-1]
V0 – начальный объем образца, [м3]
∆V0 – изменение объема ГП при изменении давления ∆Р
« - » условный знак, значит речь идет об условной сжимаемости.
2. коэф-нт сжимаемости пор, который определяется по формуле:
(2)
βn - коэф-нт сжимаемости пор образца породы
Vn – начальный объем порового пространства
∆Vn – изменение объема пор при изменении давления ∆Р
3. коэф-нт сжимаемости поровой среды:
(3)
Наибольшее значение получил βс, который хар-ет уменьшение объема порового пространства в ед. объема породы при изменении давления ∆Р = 0,1 МПа
Пределы изменения коэф-ов сжимаемости.
Решая уравнения (2) и (3) относительно ∆Р получаем:
βс = m · βn
В нефтепромысловой практике очень часто используют коэф-нт упругоемкости пласта:
β* = m · βж + βс
β* - коэф-нт упругоемкости пласта, Па-1
m – коэф-нт пористости
βж – коэф-нт сжимаемости жидкости, Па-1
В пластовых условиях коллекторские свойства ГП из-за их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности, например, при давлении 15 МПа пористость песчаника уменьшается на 20%, а коэф-ты проницаемости для различных пород на 10 - 40%.
Пластические св-ва ГП.
При упругих деформациях упруго деформируются зерна породы и цементирующий материал. При увеличении давления свыше предела упругости (прочности) цементирующий материал разрушается – зерна породы смещаются относительно друг друга – плотность их упаковки увеличивается.
Рассмотрим график зависимости βС от изменения горного давления:
I. Область упругих деформаций пород пласта.
II. Область пластических деформаций. Область разрушения – разрушение цементирующего материала, смещение зерен относительно друг друга и резкое уменьшение ΔVп – резкий рост βС.
III. Область упругих деформаций зерен скелета породы.
Скелеты породы отличаются очень низкими значениями деформации. Развитию пластической деформации может способствовать внедрение в пласт воды, что приведет к набуханию глин и смещению зерен пород.
Наиболее пластичные ГП: глина, каменная соль, глиносодержащие породы.
Сведение о пластичности необходимо для прогнозной устойчивости в стенах скв. при буриении. А также в расчетах при подборе обсадных труб для крепления скважин.