Пористость горных пород реферат

Обновлено: 04.07.2024

Пористость горных пород — характеризуется наличием пустот (пор), заключённых в горных породах. Благодаря пористости горные пород могут вмещать (за счёт влияния капиллярных сил) жидкости и газы. К пористости не следует относить ёмкость каверн и трещин, характеризующих общую пустотность горных пород (ввиду влияния гравитационных сил). Различают три вида пористости: общую (физическую), открытую и эффективную.
Пористость определяет физические свойства горных пород: прочность, скорость распространения упругих волн, сжимаемость, электрические, теплофизические и другие параметры. В нефтяной геологии методы промысловой геофизики основаны на использовании зависимостей между этими параметрами.

Работа содержит 1 файл

Пористость горных пород.doc

Пористость горных пород.

Типы пористости и определяющие её факторы.

Лабораторные способы определения.

Пористость осадочных, магматических и метаморфических пород.

Пористость определяет физические свойства горных пород: прочность, скорость распространения упругих волн, сжимаемость, электрические, теплофизические и другие параметры. В нефтяной геологии методы промысловой геофизики основаны на использовании зависимостей между этими параметрами.

Общая пористость — объём сообщающихся и изолированных пор — включает поры различных радиусов, формы и степени сообщаемости. Открытая пористость — объём сообщающихся между собой пор, которые заполняются жидким или газообразным флюидом при насыщении породы в вакууме; она меньше общей пористости на объём изолированных пор.

Эффективная пористость характеризует часть объёма, которая занята подвижным флюидом (нефтью, газом) при полном насыщении порового пространства этим флюидом; она меньше открытой пористости на объём связанных (остаточных) флюидов.

Общая и открытая пористость зависят от:

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

В лабораторных условиях П. г. п. определяется методами свободного, вакуумного (под вакуумом) и принудительного (под давлением) насыщения горных пород жидкостью, а также методами, основанными на расширении газа, и др. В полевых условиях для оценки величины П. г. п. используются различные виды каротажа скважин. Результаты изучения П. г. п. используются для подсчёта запасов полезных ископаемых (например, нефти и газа), выборе технологии разработки полезных ископаемых и др.

Еще пористость определяют методом Преображенского, насыщая породы керосином или 3%-ным раствором солёной воды. Пористость определяется по разнице весов сухого и насыщенного образца, отнесённой к объёму образца, умноженному на плотность насыщающей жидкости. Отношение объёма пор к объёму образца даёт искомую величину пористости, её выражают в % или в долях единицы.

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:

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

Величина пористости тесно связана с вещественным составом горных пород. В илах, лёссах она достигает 80%; в осадочных горных породах (известняки, доломиты, песчаники) изменяется от единиц до 35%; в вулканогенно-осадочных породах (туфопесчаники, туффиты) — в пределах 5-20%; в магматических породах — не более 5%. Теоретическая величина пористости зависит от размера, формы и упаковки зёрен и изменяется от 26 до 44,6%.

Осадочные и вулканогенные горные породы (песчаники, известняки, лавы, туфы и др.) характеризуются большим диапазоном значений пористости (от 50 до 10% и менее). Магматические и метаморфические породы обладают, как правило, малой пористостью (0,1—3%). С возрастанием глубины залегания пород П. г. п. обычно уменьшается (особенно осадочных) и на больших глубинах может иметь очень малые значения.

Каверновые характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются преимущественно в карбонатных породах и терригенных с карбонатным цементом. Они в чистом виде встречается редко и отмечены на больших глубинах в плотных карбонатных породах, песчаниках, хрупких сланцах, метаморфизованных и изверженных породах. Чаще можно видеть карбонатные коллекторы смешанного типа – порово-каверново-трещинные. В их формировании принимали участие различные процессы: выщелачивание, доломитизация - увеличивающие емкость; перекристаллизация, окремнение, уплотнение – снижающие емкостные свойства коллекторов. В зависимости от преобладания тех или иных полостей и типа коллектора пористость карбонатных пород колеблется от 0,1 до 30%. Для коллекторов с межзерновыми порами она составляет 16 – 20%. В каверновых коллекторах достигает 30% и выше. Емкость трещинных коллекторов чрезвычайно мала и составляет всего 0,1 – 3%.

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

пористость горных пород. типы пористости и определяющие ее факторы. лабораторные способы определения

Пористость горных пород. Типы пористости и определяющие ее факторы. Лабораторные способы определения ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Пористость осадочных, магматических и метаморфических пород

Общая и открытая пористость зависят от: глубины залегания, падает с увеличением глубины; от плотности пород; количества цемента и др.

Связь пористости и коэффициента насыщенности в долях:

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

Величина пористости тесно связана с вещественным составом горных пород. В илах, лёссах она достигает 80%; в осадочных горных породах (известняки, доломиты, песчаники) изменяется от единиц до 35%; в вулканогенно-осадочных породах (туфопесчаники, туффиты) — в пределах 5−20%; в магматических породах — не более 5%. Теоретическая величина пористости зависит от размера, формы и упаковки зёрен и изменяется от 26 до 44,6%.

Значение коэффициента пористости зависит от размера и формы зерен, степени их отсортированности и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации. Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор — 0,508−2 мм; капиллярные — 0,0002 — 0,508 мм; субкапиллярные — менее 0,0002 мм. Движение нефти и газа в сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных — при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных — движение жидкости практически невозможно. Породы с субкапиллярными порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки. В зависимости от характера полостей выделяют три типа коллектора: поровый, каверновый, трещинный. Поровые коллекторы образованы межзерновой пористостью в терригенных и карбонатных породах.

Каверновые характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются преимущественно в карбонатных породах и терригенных с карбонатным цементом. Они в чистом виде встречается редко и отмечены на больших глубинах в плотных карбонатных породах, песчаниках, хрупких сланцах, метаморфизованных и изверженных породах. Чаще можно видеть карбонатные коллекторы смешанного типа — порово-каверново-трещинные. В их формировании принимали участие различные процессы: выщелачивание, доломитизация — увеличивающие емкость; перекристаллизация, окремнение, уплотнение — снижающие емкостные свойства коллекторов. В зависимости от преобладания тех или иных полостей и типа коллектора пористость карбонатных пород колеблется от 0,1 до 30%. Для коллекторов с межзерновыми порами она составляет 16 — 20%. В каверновых коллекторах достигает 30% и выше. Емкость трещинных коллекторов чрезвычайно мала и составляет всего 0,1 — 3%.

Рис. 1. Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а — менее плотная кубическая укладка, б — более компактная ромбическая укладка Таблица 1 Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород.

Физика нефтяного и газового пласта — это наука, изучающая свойства природных коллекторов и насыщающих их углеводородных систем, воды и газов, а также процессы, связанные с их взаимодействием. Она является основой для понимания процессов, происходящих в нефтяных и газовых пластах, для разработки методов повышения нефтегазоотдачи залежей, улучшения эффективности эксплуатации месторождений.

Синергетический анализ показывает, что поведение систем определяется не только их составом и свойствами. Под влиянием внешних воздействий могут возникать новые, порой неожиданные структуры, упорядоченные состояния.

Разработка и эксплуатация залежей нефти и газа связана фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в коллекторах к забоям добывающих скважин. Закономерности распределения пластовых флюидов в статическом состоянии до процесса нефтеизвлечения в объемах резервуаров определяют начальные запасы их в месторождении, которые контролируются емкостными параметрами пластовой системы. Изучение фильтрационных свойств коллекторов и их изменений в процессе эксплуатации залежей позволяет оценивать продуктивность отдельных скважин и залежи в целом, как на стадии ввода месторождения в разработку, так и на стадии доизвлечения остаточных запасов углеводородов на экономически рентабильном уровне нефтегазоизвлечения.

Важное место при этом имеет физика и физикохимия процессов вытеснения нефти и газа из пористых и пористо – трещиноватых сред.

Следует отметить, что физика пласта как отрасль науки о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях имеет уже 50 – летнюю историю. Впервые курс физики нефтяного пласта был прочитан М.М. Кусаковым для студентов Московского нефтяного института в 1948 г. Базой для построения данного курса и дальнейшего развития его явились результаты исследований многих отечественных и зарубежных ученых: Л.Г.Гурвича, П.А. Ребиндера, Б.В. Дерягина, Г.А. Бабаляна и др.

2 . ПОРИСТОСТЬ И УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Под пористостью породы понимают наличие в ней пустот. Различают общую, открытую и закрытую пористости. Общая пористость это весь объем пустот в породе, открытая — объем связных поровых каналов, по которым может фильтроваться жидкость или газ. Соответственно, закрытая пористость — это объем изолированных пустот. Очевидно, что общая пористость есть сумма открытой и закрытой.

Для количественной характеристики пористости используется коэффициент пористости, равный отношению объема пустот образца породы к объему всего образца

Для оценки коэффициента пористости несцементированных пористых сред используется модель фиктивного грунта, представляющая грунт в виде набора шариков одинакового диаметра. Очевидно, что пористость зависит только от конфигурации шаров. Различают два вида расположения шаров фиктивного грунта (рис 1.1): тесное и свободное. Угол изменяется в пределах 60 0 .

Слихтер показал, что пористость т связана с углом соотношением

Из этой формулы следует, что пористость фиктивного грунта m при изменении угла от 60 до 90° меняется от 0,259 до 0,476. В реальных условиях на пористость нефтеводогазосодержащих пород влияют несколько факторов: размер и форма зерен породы, их расположение, распределение частиц по размерам, процессы цементации, растворения и отложения солей, разрушения минералов и др. Обычно пористость реальных пород не превышает 20—25% (у песков и песчаников). У глин она может достигать 50% и более, у известняков — еще большее значение.

Наряду с пористостью используется еще одна характеристика пористой среды — просветность. Если взять поперечное сечение керна, то под просветностью понимается отношение площади пустот к общей площади поперечного сечения керна, т. е.

Нетрудно показать взаимосвязь пористости и пористости, умножив числитель и знаменатель правой части предыдущей формулы на длину керна L:

Особо важное значение имеет зависимость пористости от давления. Установлено, что с повышением пластового давления пористость возрастает. Причем, если пористая среда обладает пластическими свойствами, то изменения пористости могут иметь необратимый, гистерезисный характер.

Пористость — это основной параметр при подсчете запасов нефти или природного газа в залежи.

Наиболее простым способом определения открытой пористости образца породы является объемный метод. Образец породы насыщают газом, который йе сорбируется породой, например азотом или воздухом. В образце породы создается некоторое давление />_t . Послеустановления в системе равновесия производят выпуск газа из породы, при этом давление снижается до атмосферного р₀ . Затем с помощью газового счетчика замеряют объем газа V , вышедшего из образца.

Запишем уравнение материального баланса для начального и конечного состояний:

где V_nop — поровый объем образца; z _1, z ₀ —- коэффициент сжимаемости, соответственно, при давлении р ₁ и р₀ ; р ₀ — плотность газа при стандартных условиях; V₁ , V ₀ — объем газа в образце, соответственно, при давлении p₁ и р₀ .

Учитывая, что V_пор — тV_обр , где V _обр — геометрический объем образца, v = v ₁ - v ₂ , и вычитая из первого уравнения системы (1.1) второе, получаем

откуда и определяем пористость т.

Внутреннюю структуру пористого пространства изучают на основе результатов исследований сечений кернов, отбираемых в скважине из данного пласта. Восстановление внутреннего строения породы по ее. поверхностным свойствам является единственно возможным, поскольку материал породы коллектора непрозрачен. Такое восстановление основано на методах одной из отраслей прикладной математики—стереологии — науки, рассматривающей исследования трехмерной структуры тел, когда известны только их сечения или проекции на плоскость.

. Применение стереологических методов позволяет оценивать такие параметры, как удельная поверхность, извилистость и т. д. Для уяснения основных положений стереологических. методов обратимся к рис. 1.2, на котором изображены плоское сечение образца породы (в увеличенном масштабе) и секущая прямая определенной длины (отрезок). Оказывается, что, если подсчитать среднее число пересечений этой прямой с линиями границ зерен при многократном случайном бросании указанного отрезка на выделенную плоскость, то можно определить суммарную протяженность линий границ зерен на единице площади шлифа, удельную поверхность породы и ряд других характеристик пористой среды.

Решение этой задачи связано с известной задачей Бюффона об игле, которая заключается в следующем. Пусть горизонтальная плоскость разграфлена системой параллельных прямых, отстоящихЯ Ф

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор, не заполненных твердым веществом. Такая пористость в нефтяной технике носит название полной пористости. Полная (общая) пористость включает в себя абсолютно все поры горной породы (открытые и закрытые) независимо от их формы и взаимного расположения. В соответствии с этим наряду с полной пористостью существует понятие открытой пористости, характеризующей емкость пор, сообщающихся с поверхностью образца. Так же различают понятие динамической пористости – это объём открытых пор, по которым фильтруется газ или жидкость при заданном градиенте давления.

К порам следует относить пустоты исследуемого образца породы, в которых вода или нефть могут удерживаться капиллярными силами, т. е. в которых капиллярные силы преобладают над гравитационными, а к кавернам — пустоты, в которых гравитационные силы преобладают над капиллярными, и поэтому жидкость в них не удерживается. Из такого деления пустот породы на поры и каверны следует, что: 1) содержание капиллярно-связанной воды в кавернах можно всегда принимать практически равным нулю, 2) коэффициенты нефтеотдачи и газоотдачи каверн и пор в этом случае при прочих равных условиях всегда различны и 3) методы определения их емкости также различны.

По происхождению поры подразделяют на первичные – пустоты между зёрнами или пространства между слоями; и вторичные – поры образующиеся в результате последующих процессов дробления, растворения и возникновения трещин в породе.

По величине поровые каналы условно разделяются на

сверхкапиллярные (более 0,5мм). движение жидкости происходит свободно

капиллярные (0,5-0,0002мм) движение жидкости происходит при значительном влиянии капиллярных сил

субкапилярные (менее 0,00002мм) жидкость удерживается силой притяжения стенок каналов, поэтому в природных условиях практически перемещаться не может

Данные о коэффициенте полной пористости нефтесодержащих пород необходимы для характеристики нефтяных залежей, оценки абсолютных запасов нефти и газа, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта.

2 СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОРИСТОСТИ

1) Полная пористость породы характеризуется коэффициентом полной пористости Mn, который представляет собою отношение суммарного объема всех пор Va к объему породы Vo:

Если объем минеральной части образца породы обозначить через Vm, то выражение примет следующий вид:

Выразив объем VM и объем породы Vo соответственно через них массу и плотность рm и р0 , можно представить формулу так:

где р0 — плотность породы; рм — плотность ее минеральной части

2) Открытая пористость соответственно характеризуется коэффициентом открытой пористости — отношением суммарного объема открытых пор к объему образца породы:

3) Коэффициентом динамической пористости Mв называется отношение эффективного объема пор Vэ породы к ее объему Vo

Из формул видно, что коэффициент полной пористости породы можно определить, если известны объем образца и объем содержащихся в нем пор или объем образца и объем твердой фазы, или плотность породы и слагающих ее частиц. Таким образом, каковы бы ни были породы (песчаники, известняки, глины или доломиты), все способы определения полной пористости в конечном итоге сводятся к определению объема их пор или объема слагающих их частиц.

Высокая степень точности определения коэффициентов пористости нефтесодержащих пород не столь необходима, как это может показаться с первого взгляда. Нефтесодержащие породы сильно различаются по пористости не только в разных частях одного и того же пласта, но и в пределах отдельного небольшого образца. Поэтому наилучшее представление о пористости пласта может быть получено при проведении нескольких достаточно точных определений, а не при выполнении какого-то одного, хотя бы и с большой точностью. Обычно разница в результатах определения пористости не превышает 1%.

Исследования Б. Ф. Ремнева по определению пористости сначала целого образца породы, а затем отколотых от него частей показали, что по 14 определениям расхождение между значениями пористости отколотых частей образца составило 0,87%. Разница, превышающая приблизительно 1 %, может быть следствием неоднородности самих пород.

Читайте также: