Гранулометрический состав горных пород способы его определения

Гранулометрический состав горных пород, способы его определения

Содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах, называется гранулометрическим (механическим) составом.

От гранулометрического состава зависят не только пористость, но и другие важнейшие свойства пористой среды: проницаемость, удельная поверхность и др.

На основании результатов механического анализа, проводимого в процессе эксплуатации месторождения, для оборудования забоев нефтяных скважин подбирают фильтры, предохраняющие скважину от поступления в нее песка, подбирают режимы промывок песчаных пробок и т.д. Анализ механического состава широко применяется не только для изучения свойств, их происхождения, но и в нефтепромысловой практике. Механический состав определяют ситовым анализом (a > 0,05 мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.

Результаты замера представлены на рис. 2.2.

Рис. 2.2. Гранулометрический состав породы

Коэффициент неоднородности К_н = , где d₆₀ — Æ частиц, при котором сумма масс всех фракций, включая этот Æ = 60% от массы всех фракций, тоже d₁₀ (от нуля до этого диаметра ).

Для нефтяных и газовых месторождений К_н = 1,1 ¸ 20,0.

Проницаемость горных пород — важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при наличии перепада давления.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или, скажем, их смеси. В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, пропорциональность одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютная проницаемость — проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).

Фазовая (эффективная) проницаемость — проницаемость породы для одного газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем.

Относительная проницаемость — отношение фазовой проницаемости данной пористой среды к абсолютной ее проницаемости. За единицу проницаемости принимается — проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 м 2 и длиной 1 м, при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1Па·с составляет 1м 3 /с.

В промысловых исследованиях для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей – мкм 2 ·10 -3 (микрометр квадратный).

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широком диапазоне значений даже в пределах одного и того же пласта. Приток нефти и газа к забою скважин наблюдается в пластах с высоким пластовым давлением даже при незначительной проницаемости пород (10¸20 мкм 2 ·10 -3 и менее). Проницаемость большинства нефтеносных и газоносных пластов составляет обычно несколько сот мкм 2 ·10 -3 .

На проницаемость влияет характер напластования пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть или газ (при наличии в порах воды), или многофазные системы (вода, нефть и газ одновременно). В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда будет меньше абсолютной проницаемости этой породы. При этом величина эффективной (фазовой) проницаемости зависит от нефте-, газо- и водонасыщенности породы. Так, при водонасыщенности примерно 20% проницаемость породы для нефти падает, в то время как движение воды в порах почти не наблюдается. При водонасыщенности 80% движение нефти (газа) практически прекращается и фильтруется только вода.

Вывод: необходимо предохранять нефтяные пласты от преждевременного обводнения и предотвращать прорыв вод к забоям нефтяных скважин.

Некоторое влияние на относительную проницаемость различных фаз оказывают физико-химические свойства жидкостей, проницаемость пород, градиент давления.

Карбонатность нефтегазосодержащих пород — это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО₃, CaMg(CO₃) — ₂ определяется путем растворения навески породы в НСl.

Чем выше карбонатность, тем ниже проницаемость пород и в целом хуже коллекторные свойства.

По мере роста карбонатности песчаников постепенно снижается их пористость, а когда карбонатность достигает 10%, снимается и проницаемость. При карбонатности 25¸30% песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.

Удельная поверхность – отношение общей поверхности открытых поровых каналов к объему породы. Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверхность превышает 20 000 м 2 /м 2 ). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.

Горно-геологические параметры месторождений:

геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания);

свойства коллекторов (емкостные — пористость, нефтенасыщенность; фильтрационные — проницаемость; литологические — гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические — механические, теплофизические и др.;

физико-химические свойства флюидов;

энергетическая характеристика месторождения;

величина и плотность запасов нефти.

Размеры месторождений в среднем составляют: длина 5¸10 км, ширина 2¸3 км, высота (этаж нефтегазоностности) 50¸70 м.

Нефтяные залежи составляют 61 %, нефтегазовые — 12 %, газовые и газоконденсатные — 27 %.

По величине извлекаемых запасов (млн. т) залежи нефти условно делят на мелкие (менее 10), средние (10¸30), крупные (30¸300) и уникальные (более 300).

По начальному значению дебита (т/сут) различают низко- (до 7), средне- (от 7 до 25 ), высоко- ( от 25 до 200 ) и сверхвысокодебитные (более 200) нефтяные залежи.

Источник

Гранулометрический (механический) состав горных пород

Гранулометрия (от лат. granulum — зернышко и . метрия), гранулометрический анализ, механический анализ — совокупность приёмов определения гранулометрического состава горных пород. Обломочные горные породы состоят из минеральных и органических частиц различного размера. Эти частицы разделяются по их размеру на определённые комплексы, или фракции. Под гранулометрическим (механическим) составом породы (кернов) понимают количественное содержание в них частиц различной величины в процентах по весу. Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Разделение песчаных фракций (с размерами частиц от 0.074 мм до 2-3 мм) производится просеиванием через наборы сит с соответственными отверстиями – так называемый ситовой анализ. Разделение более мелких частиц производится гидравлическими методами, основанными либо на различии скорости осаждения частиц разного размера в спокойной воде, либо на способности струи различной скорости течения увлекать частицы разного размера.

От грансостава зависят такие важные свойства по­ристой среды как пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. Часто гранулометрический состав горных пород, именно терригенных, а их в земной коре в осадочном комплексе до 85-95 %, позволяет решить так называемую обратную задачу, а именно — изучить прошлое суши, что облегчает поиск нефти и газа, а также других полезных ископаемых.

При проведении ситового анализа сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наиболее крупными размерами отверстий (рис. 4.1.1).

Рис. 4.1.1. Сита.

В него насыпают навеску породы и ведут просеивание.После этого взвешивают породу, оставшуюся на каждом сите, а результаты ситового анализа записывают в таблицу. Деление различных фракций терригенных пород по величине обломочного материала в соответствии с классификацией Л.Б. Рухина (Методы изучения осадочных пород) Гостопиздат.-М.-1957. — 611 с.) приводится в таблице 4.1.1.

(b) Таблица 4.1.1

Фракция	Обозначение	Размер зерен, мм
Глинистая мелкопелитовая	Гл м/п	1.0

Размер основной массы зерен песка в нефтяных месторождениях колеблется обычно в пределах 1.25—0.05 мм. Для Пермского Прикамья размер главной массы зерен песка в нефтяных месторождениях — 0.05 — 0.25 мм.

Методы седиментационного разделения частиц по фракциям основаны на различной скорости осаждения зерен разного размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость падения в жидкости частиц сфери­ческой формы равна

, (1)

где d — диаметр частиц в м; u — скорость осаждения частиц в м/сек; r_ж — плотность жидкости в кг /м 3 ; r_п — плотность вещества частицы в кг/м 3 ; g — ускорение силы тяжести в м/сек 2 ; n — кинематическая вязкость в м 2 /сек.

Формула (1) справедлива при свободном нестесненном движении зерен; чтобы не было влияния концентрации частиц на скорость их падения в дисперсной среде, содержание твердой фазы в суспензии не должно превышать по весу 1 % .

Существует большое разнообразие методов седиментационного анализа. Наибольшее распространение в лабораториях по исследованию грунтов получили методы отмучивания током воды, отмучивания сливанием жидкости (метод Сабанина) и метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.

При отмучивании током воды грунт помещают в конический или цилиндрический сосуд, через который создают ток воды, направленный снизу вверх. Регулируя скорость движения воды, добиваются выноса из пределов сосуда частиц определенного диаметра, величина которого также может быть определена при помощи формулы Стокса.

При отмучивании сливанием жидкости частицы разного размера разделяют путем слива после определенного времени отстаивания верхней части столба суспензии с мелкими частицами, не успевшими осесть на дно сосуда.

Наиболее совершенный метод седиментационного анализа — взвешивание осадка. Хорошо перемешанную суспензию вливают в ци­линдрический сосуд, в который опускают тонкий стеклянный диск, подвешенный на плечо седиментометрических весов Н. А. Фигуровского (рис. 4.1.2).

1- стеклянный стержень (коромысло); 2 – нить; 3 – цилиндрический сосуд;

4 – стеклянный диск; 5 – отсчетный микроскоп.

Рис. 4.1.2. Схема весов Фигуровского.

Хорошо перемешанную суспензию вливают в цилиндрический сосуд 3, в который опускают тонкий стеклянный диск 4, подвешенный на плечо седиментометрических весов Фигуровского Н.А. Выпадающее частицы суспензии отлагаются на стеклянном диске. По мере отложения осадка равновесие весов нарушается и для восстановления его требуется дополнительная нагрузка. Регистрируя время и нагрузки, получают данные, которые затем обрабатывают.

Каждый из указанных видов анализа имеет свою ценность и практическое значение. Так, например, для выбора ширины щелей фильтра и размера зерен гравийного фильтра необходимо проводить ситовой анализ, а для гидравлических расчетов, связанных с выносом и оседанием песка в жидкости, надо проводить седиментометрический анализ.

Результаты определения гранулометрического состава, полученного совместно ситовым и седиментометрическим способами, представляются в виде таблицы и оформляются графически. Наиболее распространёнными графиками являются гистограммы, кривые распределения зерен песка по размерам и суммарного состава (кумулятивные кривые). Кривые распределения строятся так, что по оси абсцисс откладываются размеры фракций, а по оси ординат — содержание каждой фракции в исследуемой породе в % по массе (рис. 4.1.3):

Средний диаметр частиц (d), мм

Рис. 4.1.3. Кривая распределения зерен песка по размерам.

На кумулятивной кривой, в отличие от кривой распределения, по оси ординат откладываются нарастающие массовые, или весовые m, проценты (рис. 4.1.4), а по оси абсцисс — диаметры частиц d_срк:

∙100% (2)

(3)

где n – количество сит, k – количество фракций.

Средний диаметр частиц, мм

Рис. 4.1.4. Кривая суммарного гранулометрического состава.

Анализ можно изобразить также в виде точки на треугольнике (чем ближе точка к какой-либо вершине треугольника, тем больше в данной породе фракции, соответствующей этой вершине).

На кривой второго графика (рис. 4.1.4) надо обратить внимание не только на характер кривой, но и на три характерные точки на кривой.

Точка 1, соответствующая размеру отверстия сита, на котором задерживается 10% более крупных фракций, а 90% более мелких фракций проходит через сито; перпендикуляр, опущенный из этой точки на ось абцисс дает диаметр зерен песка d₉₀, по которому определяется, например, размер щелей фильтра, спускаемого в скважину и служащего для ограничения количества песка, поступающего из пласта.

Ширину наиболее распространенных прямоугольных щелей фильтра ориентировочно находят, удваивая указанный диаметр зерен d₉₀. А диаметр круглого отверстия фильтра получают умножением этого диаметра зерен d₉₀ на три. Чтобы получить диаметр гравия в гравийных фильтрах, надо указанный диаметр зерен d₉₀ умножить на 10¸12.

Точка 2, соответствующая 60%-ному суммарному весовому составу, включая все более мелкие фракции, используется для определения коэффициента неоднородности.

Точка 3, соответствующая 10%-ному суммарному весовому составу, включая все более мелкие фракции, дает так называемый эффективный диаметр частиц. Отношение d₆₀/d₁₀ характеризует коэффициент неоднородности песка.

Для совершенно однородного песка, все зерна которого равны между собой, кривая суммарного состава выразится вертикальной прямой линией, а коэффициент неоднородности будет равен К_н=d₆₀/d₁₀=1. Коэффициент неоднородности пород нефтяных месторождений колеблется в пределах 1,1—20.

Метод отмучивания и ситового рассева наиболее распространен на практике, прост в исполнении и экономичен. Однако точность и информативность его низкая, поскольку позволяет выделять ограниченное (не более 7) количество дискретных классов зернистости. Как подчёркивается в специальной литературе (Методы палеогеографических реконструкций (при поисках залежей нефти и газа)/ Гроссгейм В.А., Бескровная О.В., Геращенко И.Л.-Л.: Недра, 1984. — 271 с.), гранулометрический анализ давно нуждается в кардинальной модернизации.

С целью повышения одновременно точности и экспрессности гранулометрического анализа применяется лазерный дифракционный микроанализатор “Analysette’’ фирмы FRITSCH. Прибор работает на основе оптического сходящегося лазерного луча и принципа рассеивания электромагнитных волн от взвешенных в жидкости частиц. Исследуемая проба вносится в сходящийся лазерный луч, который сканирует пробу и отклоняется на определенный угол в зависимости от диаметра и оптических свойств частиц. Программа математической обработки обеспечивает непрерывный расчёт размера зёрен и выдачу графиков в интегральном и дифференциальном виде, а также полную статистику по любым классам зернистости (среднее арифметическое, геометрическое, гармоническое, мода, медиана, коэффициенты сортировки, асимметрии и др.) и пересчёт в другие виды анализов (рис. 4.1.5).

Рис. 4.1.5. Дифференциальное (f) и интегральное (F) распределения грансостава.

Характерная особенность прибора “Analysette’’- большой диапазон измерения размеров частиц (0.1-1250 мкм). На основании дифференциальных (f) и интегральных (F) распределений оценивались усредненные параметры обломочного материала в целом:

— Мо — модальное значение, соответствующее максимуму на кривой f;

— Ме — медианное значение, соответствующее 50 % на кривой F;

— Срг — среднегеометрическое значение, рассчитываемое по формуле:

где n_i – доля фракции, `d_i — средний диаметр зернистости;

— Кс -коэффициент сортировки:

где Q₃ и Q₁ –квантили размерности на кривой F соответственно при 75% и 25%; при Кс=1-2.5 сортировка считается хорошей, при Кс=2.5-4.5 – средней, при Кс >4.5 – плохой;

— Ка — коэффициент ассиметрии модальной величины относительно медианной согласно формулы:

при Мо 1, при Мо>Ме величина Ка 0 С, размельчают на составляющие его зерна в фарфоровой или агатовой ступке пестиком.

2. Из приготовленного таким образом песка берут навеску, равную 50 г.

3. Установить в встряхивающий аппарат набор из 5 сит, диаметр отверстий в которых составляет 0.8; 0.56; 0.45; 0.2; 0.14 мм. Под ситами внизу установить плотную бумагу, в которую отсеивается фракция с размером частиц меньше 0.14 мм.

4. Индикатором ТАЙМЕР установить время – 15 минут. При меньшей продолжительности рассеивание может быть не полным.

5. Подстроить при необходимости амплитуду вибрации рабочего стола ручкой регулятора АМПЛИТУДА.

6. После автоматической остановки вибростенда, набор сит извлечь из аппарата и содержимое каждого сита и плотной бумаги аккуратно высыпают на глянцевую бумагу и обметают сита от приставших частиц мягкой волосяной кисточкой.

7. Каждую фракцию взвесить и подсчитать ее процентное содержание по массе g_i:

, (7)

где m_i – масса песка, оставшегося на i-ом сите; N – количество сит.

8. По формуле (2) рассчитать нарастающее суммарное содержание фракций.

9. Результаты занести в таблицу 4.1.3.

(d) Таблица 4.1.3

Фракции, мм

0.8

m, г

gi, %

dср, мм

10. Построить кривые распределения зерен песка по размерам и суммарного гранулометрического состава (см. рис.4.1.3 и рис.4.1.4).

1. Определить по данным графика суммарного гранулометрического состава размеры скважинных фильтров, необходимых для ограничения выноса песка из пласта.

2. Охарактеризовать фракции, определить степень неоднородности кривой распределения зерен по размерам.

3. Сделать вывод о фильтрационных (низко-, средне-, высокопроницаемый) свойствах исследуемого образца керна.

Карбонатность.

Под карбонатностью понимают содержание в породе солей углекислоты (Н₂СО₃): известняка СаСо₃, доломита CaMg(CO₃)₂, соды кальцинированной (Na₂CO₃), поташа K₂CO_3, сидерита FeCO₃ и др. Содержание этих солей, т.е. карбонатность коллекторов, колеблется в широких пределах:

– терригенные породы либо не содержат их совсем, как кварцевые песчаники, либо содержание карбонатов может изменяться от долей до десятков процентов (0.1-30) в виде цемента;

– в карбонатных породах, в частности в известняках, содержание СаСО₃ более 50 %.

По упрощенной схеме Ноинского М.Э. карбонаты делятся на:

Наименование	Содержание СаСО3, %
Известняк	95-100
Доломитовый известняк	50-95
Известковый доломит	5-50
Доломит	0-5

Карбонатность пород имеет важное значение для промысловой практики. Породы продуктивных пластов, содержащие значительное количество карбонатов, могут быть с успехом подвергнуты обработке соляной кислотой для увеличения проницаемости призабойной зоны.

Измеряется карбонатность (К) в процентах или долях единицы.

Ккарб=

(1)

здесь m – масса навески пористой среды (0.1-1 ) г; m_карб – масса карбонатов в навеске, г.

Формула для расчета карбонатности выводится в предположении, что кальцит CaCO₃ составляет основную часть карбонатов породы.

При взаимодействии кальцита с 14-% соляной кислотой при температуре 20 0 С реакция протекает в течение 60 сек по следующей схеме:

CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + Н2СО3 = CaCl2 + H2O + CO2 ↑

(2)

где Н₂СО₃ – углекислота, которая сразу разлагается на воду (H₂O) и углекислый газ (CO₂), CaCl₂ – хлорид кальция.

Пусть V – объем выделившегося углекислого газа СО₂, см 3 ; ρ – плотность СО₂ в условиях опыта, г/см 3 . Тогда масса m выделившегося СО₂ равна:

Молекулярная масса СО₂ равна 44 (12+2·16), молекулярная масса СаСО₃ – 100 (40+12+3·16), т.е. на 100 весовых единиц СаСО₃ приходится 44 весовые единицы СО₂. Обозначив через х массу прореагировавшего карбоната СаСО₃, составим пропорцию отношения молекулярной массы к массе вещества:

(4)

и подставляя (3) в (4) имеем:

(5)

подставим (5) в (1):

(6)

В химических таблицах плотность углекислого газа дается в граммах на литр (г/л) или, что то же самое, в миллиграммах на см3 (мг/см3) (проверить самостоятельно). Обозначим плотность из таблиц — ρ_г. Из таблицы плотность углекислого газа при температуре 20 0С и барометрическом давлении Рбар=760 мм рт. ст. равняется 1.878 г/л. Это значит, что в одном литре содержится 1.878 г углекислого газа. Тогда в 1 см3 объема углекислого газа находится в 1000 раз меньше, т.е. плотность в размерности (г/см3) будет в тысячу раз меньше табличной (г/л):

ρ(г/см 3 )=10 3 ρ(г/л).

(7)

Подставим (7) в (6):

(8)

здесь m — масса навески в г, V — объем газа в cм 3 , ρ— плотность газа СО₂ в условиях опыта в мг/см 3 (г/л).

При взаимодействии доломита реакция протекает в течении 20-25 мин по схеме:

CaMg(CO3)2 + 4HCl = CaCl2 +MgCl2 +2H2O +2 CO2.

(9)

При расчете кальцита в формулу (8) подставляется значение объема газа V, выделившегося за первые 60 сек реакции, при расчете доломита – остальной объем выделившегося газа.

Источник