Питома поверхня гірських порід

Питома поверхня порід - це сумарна поверхня частинок або порових каналів, які містяться в одиниці об'єму породи. Її величина залежить від ступеня дисперсності частинок (подрібненості породи), з яких складається.

Завдяки невеликим розмірам окремих зерен (частинок породи) та великої їх кількості площа поверхні порового простору пласта може досягати значних розмірів (до десятка гектарів і більше на 1м³ породи), що значно ускладнює протікання процесів, які відбуваються в пласті та досягнення задовільної повноти нафтовилучення під час видобування нафти з пласта.

Від величини питомої поверхні породи залежать такі властивості породи, як пористість, проникність, вміст залишкової води, адсорбційна здатність, а звідси і молекулярно-поверхневі явища, які відбуваються на контактах рідина-порода при фільтрації.

Адсорбція - концентрування речовини (адсорбата) з об'єму фаз на поверхні розділу між ними - на поверхні мікропористого твердого тіла (адсорбента) або на поверхні рідини.

Як бачимо, питома поверхня - одна з важливих характеристик (властивостей) гірської породи.

Визначення величини питомої поверхні є складною справою. У фіктивному грунті, коли всі зерна (частинки породи) вважати кульками, то площа поверхні всіх частинок такої породи складала б:

(3.51)

де - питома поверхня, м²/м³;

m- пористість, долі одиниці;

- діаметр частинок фіктивного грунту.

З іншого боку, питому поверхню можна виразити через гідравлічний радіус (δ):

.

(3.52)

Якщо зазначити, що , тоді

.

(3.53)

Підставляючи , отримаємо

.

(3.54)

Це один з варіантів формули Козені - Кармана.

У загальному вигляді ця формула має вигляд:

.

(3.55)

де k- проникність, м²;

Т - звивистість порових каналів, яка рівна статичній довжині каналів, поділеній на довжину керна (може досягати 6 і більше);

j - структурний коефіцієнт, що враховує форму порових каналів;

m - відкрита пористість, а точніше - динамічно корисна ємність.

Величину питомої поверхні можна визначати за гранулометричним складом, величинами пористості та проникності, а також фільтраційним, адсорбційним методами та методом мічених атомів. В цьому напрямку працювали такі вчені, як Котяхов, Кусаков, Дерюгін, Зінченко, Требін та ін.

За даними досліджень Ф.І.Котяхова питома поверхня порід-колекторів може змінюватись від 38·10³ до 113·10³ м²/м³. Для її визначення використовують фільтраційний (пропускання через породу зрідженого повітря) та адсорбційний (метод барвників, метод поверхневого обміру з допомогою радіоактивних індикаторів, метод мічених атомів) методи.

Контрольні запитання

1 Що таке проникність?

2 Назвіть види проникності та охарактеризуйте їх.

3 Лінійний закон фільтрації – закон Дарсі (формулювання та формула).

4Яка розмірність коефіцієнта проникності технічна та в системі СІ?

5 Поясність фізичний смисл проникності.

6 Що характеризує абсолютна проникність?

7 Запишіть формулу для визначення коефіцієнта водопроникності при лінійній фільтрації води та поясніть параметри, що входять в неї.

8 Запишіть формулу для визначення коефіцієнта газопроникності при лінійній фільтрації газу.

9 Чому існує відмінність в формулах по визначенню коефіцієнтів водо- та газопроникності?

10 Запишіть формулу дебіту видобувної нафтової свердловини, розміщеної в центрі кругового покладу, та поясніть його залежність від параметрів, що входять в формулу.

11 Запишіть формулу дебіту видобувної газової свердловини, розмішеної в центрі кругового покладу, та поясніть вплив на дебіт параметрів, що входять в неї.

12 Запишіть формули для визначення тріщинної проникності.

13 Чи існує зв'язок між тріщинною пористістю і проникністю?

14 Запишіть формулу Козені-Кармана.

15 Що характеризує фазова (ефективна) проникність?

16 Як впливає збільшення водонасиченості порового простору на фазові проникності вуглеводнів?

17 Що характеризує відносна проникність?

18 Як залежить відносна проникність колектора від насиченості (при наявності 2-х фаз)?

19 Нарисуйте графічну залежність відносної проникності від насиченості при наявності 3-х фаз і поясніть її..

20 Що таке питома поверхня породи?

21 Як пов’язані питома поверхня породи з коефіцієнтами пористості та проникності?

22 Як залежить питома поверхня породи від радіусу порових каналів?

ПЛАСТОВІ ВУГЛЕВОДНІ

У поровому просторі порід-колекторів можуть знаходитись як вода, нафта, газ, газовий конденсат, так і тверді вуглеводні, але в цьому курсі ми їх не розглядаємо.

Нафта, газ і газовий конденсат акумулюються в колекторах порового, кавернового, тріщинного та змішаного типів, утворюючи природні скупчення - поклади.

Поклад - це будь-яке природне скупчення нафти або газу в пастці, яка утворена породою-колектором під покришкою зі слабопроникних і непроникних порід. Поклад може бути утворений одним або кількома пластами-колекторами з єдиною гідродинамічною системою.

Родовище - це ділянка земної кори, з якою закономірно пов'язані один або більше покладів вуглеводнів, які за кількістю, якістю та умовами залягання є придатними для промислового використання. Родовище може бути одно і багато покладовим. Межі родовища визначаються контурами розвіданих і попередньо розвіданих запасів.

Залежно від фазового стану в стандартних умовах і складу основних вуглеводневих сполук в надрах, родовища (поклади) нафти і газу поділяються на:

- нафтові, які містять нафту і розчинений в ній газ;

- газонафтові та нафтогазові (двофазові): у перших основна частина родовища (покладу) нафтова, а газова (газова шапка) займає менший об’єм; у других – газова частина (газова шапка) за об’ємом перевищує нафтову;

- газові, які містять тільки газ;

- газоконденсатні, в газі яких міститься конденсат;

- нафтогазоконденсатні, які містять нафту, газ і конденсат.

Область використання нафти і газу визначається згідно з вимогами державних та галузевих стандартів і технічних вимог до складу вуглеводнів.

Промислова цінність вуглеводневих та невуглеводневих компонентів, що містяться в нафті і газі, визначається на основі вимог кондицій згідно з техніко-економічними розрахунками рентабельності їх вилучення та використання.

За величиною запасів р одовища нафти і газу поділяються на:

- унікальні - понад 300 млн. т нафти; понад 300 млрд. м³ газу;

- дуже великі - 100 - 300 млн. т нафти; 100 - 300 млрд. м³ газу;

- великі - 30 - 100 млн. т нафти; 30 - 100 млрд. м³ газу;

- середні - 10-30 млн. т нафти; 10-30 млрд. м³ газу;

- невеликі - 5 - 10 млн. т нафти; 5-10 млрд. м³ газу;

- дрібні - І - 5 млн. т нафти; 1 - 5 млрд. м³ газу;

- дуже дрібні - до 1 млн. т нафти; до 1 млрд. м³ газу.

За складністю геологічної будови, фазового стану вуглеводнів, умовами залягання та мінливістю властивостей продуктивних пластів виділяються, незалежно від величини запасів родовища, такі поклади або експлуатаційні об'єкти:

- простої будови, що пов'язані з непорушеними або слабо порушеними структурами; їхні продуктивні пласти містять однофазовий флюїд і характеризуються витриманістю товщин та колекторських властивостей у плані і в розрізі (коефіцієнт піскуватості 1 більший 0,7, а коефіцієнт розчленування 2 менший 2,6). Примітка:

1 Коефіцієнт піскуватості - відношення об'єму пористої (піщаної) частини продуктивного горизонту до його всього об'єму.

2 Коефіцієнт розчленування - відношення числа пластів пісковиків (просумованих у всіх свердловинах) до загальної кількості пробурених свердловин.

- складної будови, що мають одно- або двофазовий флюїд і характеризуються значною мінливістю товщин та колекторських властивостей продуктивних пластів у плані і в розрізі, літологічними заміщеннями колекторів слабопроникними породами або наявністю тектонічних порушень (коефіцієнт піскуватості менший 0,7, а коефіцієнт розчленування більший 2,6);

- дуже складної будови, для яких характерні як наявність багатофазних флюїдів, літологічні заміщення, тектонічні порушення, так і невитриманість товщин та колекторських властивостей продуктивних пластів.

За умовами геологічної будови покладів, фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів, пластових флюїдів та інших природних факторів, що впливають на продуктивність свердловин, виділяються важковидобувні запаси нафти і газу.

Ступінь складності геологічної будови родовища встановлюється за відповідними характеристиками основних покладів, які вміщують (складають) переважну частину (понад 70 %) запасів родовища.

За промисловим значенням запаси нафти, газу, конденсату та наявні в них корисні компоненти поділяються на групи:

- балансові (нормально економічні) запаси, які на момент підрахунку можна, відповідно до техніко-економічних розрахунків, економічно ефективно видобути і використати із застосуванням сучасної техніки та технології видобутку і переробки вуглеводневої сировини, з дотриманням вимог раціонального використання надр і охорони навколишнього середовища;

- умовно балансові (обмежено економічні) запаси, ефективність видобутку та використання яких на момент оцінки не може бути однозначно визначена, а також запаси, що відповідають вимогам до балансових запасів, але з різних причин не можуть бути використані на момент оцінки. Зокрема, використання цієї групи запасів можливе в разі надання пільгових умов видобутку або іншої підтримки інвесторів з боку держави;

- позабалансові (потенційно економічні) запаси, видобуток та використання яких на момент оцінки є економічно недоцільним, але в майбутньому вони можуть стати об'єктом промислового значення;

- з невизначеним промисловим значенням (можливо економічні) запаси, для яких виконано тільки початкову геолого-економічну оцінку з використанням припущень в технологічних та економічних вихідних даних.