Вещественная, структурная и фазовая неоднородность пород, а также физические свойства горных пор (стр. 2 из 5)
В установке для измерения пористости используется "Регулятор изменения объема". Когда стабилизируется давление и записывается значение P1,объем системы с помощью "Регулятора изменения объема" изменятся на известную величину (ΔV) и после стабилизации давления измеряется P2, таким образом можно рассчитать неизвестный объем (V):
P1*V=P2*(V+ ΔV) => V= P2* ΔV/( P1- P2 ).
Коэффициент эффективной пористости кп.эф, (понятие введено Л. С. Лейбензоном) характеризует полезную емкость породы для углеводородов (нефти или газа) и представляет собой объем открытых пор за исключением объема, заполненного физически связанной пластовой водой, которую нельзя удалить из образца под воздействием капиллярных сил. Объем такой воды в образце характеризуется коэффициентом остаточной водонасыщенности кв.о.:
кп.эф = (Vп.о. - Vв.св)/V = кп.о(1 - кв.о)
где Vв.св — объем связанной воды.
Однако не весь объем нефти или газа, заполняющих полезную емкость горных пород, можно привести в движение при разработке месторождений. Определенная часть их, находящаяся в мелких и тупиковых порах, при реализуемых градиентах давления вытесняющей жидкости остается в порах без движения.
Коэффициент динамической пористости кп.д показывает, в какой части объема породы при заданном градиенте давления может наблюдаться движение жидкости или газа. Этот объем определяют как разницу между объемом эффективных пор (Vп.о. – Vв.св) и объемом пор Vн.о занятых остаточной нефтью:
кп.д = (Vп.о. – Vв.св – Vн.о)/V = (Vп.эф – Vн.о)/V = кп.о(1 – кв.о – кн.о)
Некоторая неопределенность данного выражения заключается в том, что величина кп.д зависит не только от свойств породы, но и от величины приложенного градиента давления и времени вытеснения керосина другим флюидом. Так, при длительном приложении высоких градиентов давления вытеснения кп.д —> кп.эф. Однако при низких градиентах давления вытеснения, как правило, кп.д < кп.эф.
В заключение этого раздела необходимо указать на следующую закономерность в величине коэффициентов пористости, определенных на одном образце:
кп> кп.о> кп.эф> кп.д.
ПОРИСТОСТЬ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД
Осадочные породы, по М. С. Швецову, можно подразделить на три большие группы: 1) обломочные; 2) хемогенные и биогенные; 3) глинистые.
Наибольшую роль при формировании осадочных толщ играют обломочные, карбонатные, глинистые, соляные и сульфатные породы.
Пористость обломочных, карбонатных и глинистых пород изменяется в широких пределах. Ее конкретное значение для каждой породы определяется многими факторами. Однако наиболее значимыми из них являются: максимальная глубина погружения, интенсивность вторичных процессов, температура, возраст пород и содержание глинистых минералов.
Структура порового пространства.
Поровое пространство горной породы, является весьма сложным по своей форме и состоит из сочетания пор разных размеров. Как мы уже разобрались одни поры хорошо проводят флюиды, другие — заполнены адсорбированной и капиллярно-удержанной водой.
Характер распределения пор по размерам обычно называют структурой порового пространства изучаемой породы. Существуют прямые и косвенные методы изучения структуры порового пространства. К прямым методам относятся оптические, например, исследование микрофотографий шлифов (А. Ф. Богомолова, Н. А. Орлова, 1961 г.) и с помощью электронной микроскопии, к косвенным — капиллярные методы.
Оптические методы характеризуют распределение пор на плоскости, и требуются многократные исследования на параллельных плоскостях для представления об изменении пор в объеме.
Капиллярные методы характеризуют структуру порового пространства в объеме, но они, как правило, не могут быть использованы для изучения трещиновато-кавернозных пород.
Известны три разновидности капиллярных методов: 1) полупроницаемой мембраны; 2) ртутной порометрии; 3) капиллярной пропитки.
В методе полупроницаемой мембраны из водонасыщенного образца, установленного на водонасыщенной искусственной мембране размером пор 2*10-6 м, азотом вытесняют воду и строят зависимость величины водонасыщенности образца от величины капиллярного давления. Из уравнения Лапласа вычисляют эффективные диаметры пор, соответствующие каждой точке давления рк, а по изменению водонасыщенности — относительное содержание этих пор в объеме породы. Строят график распределения пор в образце по их размерам.
Размер пор полупроницаемой мембраны ограничивает нижний предел изучения пор. Радиусы пор вычисляют в диапазоне (2-100)*10-6 м.
Пленку смачивающей жидкости (воды) на поверхности пор породы трудно учесть в расчетах, что снижает точность определения распределения пор.
В методе ртутной порометрии в вакуумированный образец нагнетают ртуть. Чем меньше диаметр пор, тем большее давление нужно приложить для преодоления капиллярных сил. Строят зависимость капиллярного давления рк от насыщенности образца ртутью, затем — кривую распределения пор.
Диапазон изучаемых пор при работе с этим методом расширяется до (0,01-100)*10-6 м.
К недостаткам метода можно отнести слабую изученность зависимости θ от влажности и литологии пород и невозможность использовать образец для повторных или последующих исследований.
В методе капиллярной пропитки смачивающая люминесцирующая в ультрафиолетовом свете жидкость под воздействием капиллярных сил впитывается образцом. С помощью автоматической фотометрической установки наблюдают за изменением окраски верхнего торца образца под влиянием впитывающейся жидкости. Дополнительное изучение извилистости поровых каналов электрическими методами позволяет проводить моделирование порового пространства.
Эти капиллярные методы основаны на применении уравнения Лапласа:
рк = 2σcosθ/r
где σ — поверхностное натяжение на границе смачивающей фазы и несмачивающей фазы; r — радиус капилляра; θ — угол смачивания, для гидрофильной поверхности θ < 90°.
Поверхностное натяжение. У молекул поверхностного слоя потенциальная энергия вдвое выше, чем у молекул внутри жидкости. Стремясь занять положение с наименьшей потенциальной энергией, молекулы жидкости на поверхности стремятся втянуться внутрь жидкости. Таким образом, жидкость под действием внутренних сил молекулярного притяжения стремится уменьшить свободную поверхность (то есть поверхность соприкосновения с воздухом). Примерами этого служат шарообразность капель дождя или мыльного пузыря: шар - это тело, имеющее при данном объеме наименьшую площадь поверхности.
Смачивание. Если жидкость контактирует с твердым телом, то существуют две возможности: 1) молекулы жидкости притягиваются друг у кругу сильнее, чем к молекулам твердого тела. В результате силы притяжения между молекулами жидкости собирают её в капельку. Так ведет себя ртуть на стекле, вода на парафине или "жирной" поверхности. В этом случае говорят, что жидкость не смачивает поверхность, такая поверхность называется гидрофобной;
2) молекулы жидкости притягиваются друг у кругу слабее, чем к молекулам твердого тела. В результате жидкость стремится прижаться к поверхности, расплывается по ней. Так ведет себя ртуть на цинковой пластине, вода на чистом стекле или дереве. В этом случае говорят, что жидкость смачивает поверхность, такая поверхность называется гидрофильной.
Угол смачивания это угол между смачиваемой поверхностью и прямой направленной по касательной к поверхности смачивающей фазы в точке контакта.
а
б 
Рисунок а капля на поверхности твердой фазы, б капилляр над поверхностью свободной воды.
Ранее предполагалось, что поверхность твердой фазы полностью гидрофильна. В этом случае пленка воды равномерно покрывает поверхность, все активные центры поверхности заняты молекулами воды или гидратированными катионами. Однако, реальные коллекторы нефти и газа в пластовых условиях нередко бывают частично гидрофобными. Это значит, что часть поверхности пор водой не смачивается; в пределах этих «островов» отсутствует пленка воды, а нефть или газ непосредственно граничат с поверхностью твердой фазы.
Избирательная смачиваемость поверхности твердой фазы водой определяется величиной угла смачивания θ на границе воды и другой подвижной фазы в капилляре (воздух, газ, нефть). При θ=0 поверхность считается полностью гидрофильной; при 0<θ<90° поверхность преимущественно гидрофильна; при 90°< θ <180°—преимущественно гидрофобна; при θ =180° — полностью гидрофобна.
Преимущественно гидрофобны твердые битумы и ископаемые угли. Глины и агрегаты глинистых минералов в породах коллекторах (глинистый цемент), как правило, гидрофильны, если не считать глинистых нефтематеринских отложений (например, породы баженовской свиты на территории Западной: Сибири).