Методы измерения пористости горных пород

                   Федеральное агентство по образованию

      Тюменский государственный нефтегазовый  университет

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ  МЕСТОРОЖДЕНИЙ 
 

                                     Курсовая работа

по предмету

«Физика пласта»

Тема:  «Методы измерения  пористости горных пород»

 
                                                                                                                              Выполнил:

Студент гр. НР-05-2

                                                                                                                                                        Грицюк С.С.

                                                                                                                              

                                                                                                                              Проверила:

                                                                                                                              Листак М.В.

  
 
 
 
 
 
 
 

Тюмень 2008 г.

СОДЕРЖАНИЕ:

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………..…..стр.3

ПОРИСТОСТЬ  И УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД………………………………………………………………………….…………...стр.5

ВИДЫ ПОРИСТОСТИ……….…………….……………………………………………………...стр.12

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД…………………………………………….……………………………………….стр. 14

4.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ  ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ                       ПОРОД…………………………................................................................................................стр.18

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………….стр.21 

 

Введение 

     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.

     Традиционно в курсе физики нефтяного и  газового пласта изучаются коллекторские, механические и тепловые свойства горных пород, закономерности фильтрации жидкостей и газов, состав и физические свойства воды, нефти, газа и конденсата, фазовые состояния углеводородных систем, поверхностно-молекулярные свойства пластовых смесей, а также процессы, связанные с вытеснением нефти и газа из пористых сред. Развитие этой отрасли науки и полученные в последнее время результаты показали, что такой «описательный» подход оказывается недостаточным. Это стало понятным при анализе протекающих в пластах процессов с позиций синергетики —молодой науки о самоорганизации сложных систем, возраст которой всего около двух десятков лет.

     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

      m = V_пор /V_обр 

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 60⁰ .    

а б

 
 
 
 

      Рис. 1.1.

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:

 

                       (1.1) 

где V_nop — поровый объем образца; z_1, z₀ —- коэффициент сжимаемости, соответственно, при давлении р ₁ и р₀ ; р ₀ — плотность газа при стандартных условиях; V₁ , V₀ — объем газа в образце, соответственно, при давлении p₁ и р₀.

Учитывая, что V_пор — тV_обр , где V_обр — геометрический объем образца, v=v₁-v₂, 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

друг  от друга на расстоянии а. На эту плоскость случайным образом бросается игла длиной l<а. Говоря о случайном бросании, мы подразумеваем, что средняя точка иглы может с равной вероятностью оказаться на любом расстоянии от какой-либо линии на плоскости, а любой угол между иглой и линией является равновероятным. Брошенная описанным образом игла в каждом случае может не пересечь ни одной линии или пересечь только одну, поскольку l<а. Требуется определить среднее, число пересечений иглы с какой-либо прямой линией при многократном бросании.

Исходя  из элементарных геометрических соображений можно показать, что эта вероятность

Р =21/ (па). (1.2) 
 

      a b

  

   

        a

 l

 
 

   

рис 1.2

Рассмотрим рис. 1.3, а, где через х обозначено расстояние от центра иглы до ближайшей параллели и через φ —угол, составленный иглой с этой параллелью. Величины х и φ полностью определяют положение иглы. Всевозможные положения иглы определяются точками прямоугольника со сторонами а и π (рис. 1.2, а). Из рис. 1.2, б видно, что для пересечения иглы .с параллелью необходимо и достаточно, чтобы . Точки указанного прямоугольника, соответствующие данному неравенству, находятся в заштрихованной на 10этом   рисунке   области.   Очевидно,   что   искомая   вероятность   равна отношению  заштрихованной области к площади  прямоугольника