Тепловые свойства горных пород

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°С:

. (1.43)

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости.

Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0, 4 - 2 кДж/ (кг× К).

Коэффициент теплопроводности ( удельного теплового сопротивления) l характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

. (1.44)

Коэффициент температуропроводности (α) характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ.

Коэффициенты линейного (a_L) и объёмного ( a_V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

, (1.45)

где L и V - начальные длина и объем образца.

Взаимосвязь тепловых свойств горных пород выражается соотношением:

, (1.46) . (1.47)

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

2. Абсолютная и открытая пористости горных пород. Формулы.

Пористость горной породы – это наличие в ней пор, не заполненных твердым веществом. Различают полную (абсолютную) и открытую пористость.

Полная пористость – это объем всех пор, находящихся в горной породе.

Открытая пористость – это объем пор, сообщающихся между cобой. Количественно та и другая пористость выражается коэффициентом пористости, который представляет собой отношение объема пор к объему образца породы:

коэффициент полной пористости равен:

коэффициент открытой пористости равен:

где Кп.п. и Ко.п. – соответственно коэффициенты полной и открытой пористости;

Vп.п. и Vо.п. — объем полной, открытой пористости, м³;

Vобр. – объем образца породы, м3³.

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы (например, Кп=0, 15) или в процентах (Кп=15 %).

В нефтегазопромысловой геологии более важен коэффициент открытой пористости, т.к. он характеризует объем УВ, содержащийся в породе. На практике коэффициент открытой пористости определяется в лабораторных условиях по методу Преображенского или по данным геофизических исследований в скважине (ГИС).

Метод Преображенского основан на насыщении пористого образца керосином под вакуумом. Определив объем керосина, заполнившего поры, и объем всего образца, получим возможность расчета коэффициента открытой пористости.

3. Абсолютная, фазовая и относительная проницаемости. Формулы.

· Абсолютная проницаемость характеризует только физические свойства породы. Поэтому для её определения через проэкстрагированную пористую среду пропускает флюид, чаще газ – инертный по отношению к породе (на практике для этой цели используется азот или воздух).

· Фазовой (эффективной) проницаемостью называется проницаемость породы по отношению к данному флюиду при движении в порах многофазных систем (не менее двух). Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газами и от их физико-химических свойств.

· Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной:

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений чаще всего в породе присутствуют и движутся две или три фазы одновременно. В этом случае проницаемость породы для какой-либо одной фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости. Эффективная и относительная проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей.

4. Удельная поверхность горных пород. Формула.

Удельная поверхность пород - суммарная поверхность частиц или поровых каналов в единице объема образца, зависит от степени дисперсности этих частиц. Вследствие небольших размеров зерен песка и большой плотности их укладки поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы.

Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и др. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Работами М.М. Ку- сакова, Б.В. Дерягина, К.А. Зинченко, Ф.А. Требина установлено, что, кроме объем­ных свойств жидкостей и газов (например, плотности, вязкости), на характер фильтра­ции нефти влияют и молекулярные явления на контактах жидкости и породы. Объем­ные свойства жидкостей обусловлены действием молекул внутри жидкой фазы. Поэто­му поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значитель­ное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.

Таким образом, удельная поверхность - одна из важнейших характеристик горной породы.

Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, сложно точно определить ее величину. Дело в том, что диаметры пор варьируют от десятков и сотен микрометров до размеров молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенного значения, а зависит от размера адсор­бируемых молекул. Только для молекул одинакового размера можно по опытным дан­ным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.

У мелкопористых сред при адсорбции существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул веществ наблюдаются значительные отклонения в размерах удельной поверхности (ультрапористость).

Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму (фик­тивный грунт), то поверхность всех частиц в 1 м³ породы составила

где - удельная поверхность, м²/м³; т - пористость, дол. ед.; d - диаметр час­тиц, м.

Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее значений по каждой фракции гранулометрического состава:

Здесь Р - масса породы, кг; Р, - масса данной фракции, кг; d, - средние диаметры фракций (в м), определяемые по формуле

(1.27)

где d', d” - ближайшие стандартные размеры отверстий сит.

5. Виды залежей.

Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по крайней мере, три условия.

1. Нужен коллектор. Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, из­вестняки.

2. Нужен природный резервуар – естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.

3. Нужна ловушка – часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изолированным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка экономически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.

Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испытание временем.

Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

На рис. 5.1 приводится схема пластовой сводовой залежи. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта (ВНК) с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности.

Р и с. 5.1. Принципиальная схема сводовой пластовой залежи

Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, стратиграфически, литологически.

Тектоническое экранирование связано с разрывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нарушение – непроницаемое.

Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залеганием одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограничен поверхностями размыва.

Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в результате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницаемости и т.д. (рис. 5.3).

Рис.5.3.Принципиальная схема пластовыхлитологически экранированных залежей

Массивные залежи. Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формирования массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности резервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ловушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.

Литологически ограниченные со всех сторон залежи.
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.

Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчаников. Запасы

Высота литологически ограниченных ловушек обычно невелика, толщина песчаных пластов составляет несколько метров.

Пластовые сводовые и массивные залежи в структурных выступах связаны с антиклинальными формами ловушек. Для остальных ловушек экранирование определено другими факторами. Все ловушки можно разделить на антиклинальные и неантиклинальные.

Залежь нефти, связанная со структурами соляной тектоники, показана на рис. 5.7. В соляно-купольной структуре соляной массив находится на глубине, сверху он прикрыт слоем ангидрита или гипса, а они, в свою очередь, перекрыты пористым известняком. Верхнюю покрышку американцы, по свидетельству Губкина, называют «шапкой» (кепрок). Над каменной солью имеется антиклиналь. Нефть имеется в «шапке», в вышележащих слоях и по бокам на месторождениях США. Они широко развиты в Мексиканском заливе. Каменная соль под давлением вышележащих пород мощностью
700 м (170 кг/см³) вытекает в своды куполов.

Р и с. 5.7. Идеализированный разрез соляно-купольного нефтяного
месторождения в бассейне Галф-Кост (по А.Леворсену)

Соляной шток – это массив цилиндрической формы, когда высота в несколько раз превышает ширину массива.

Ниже приводится классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову (рис. 5.8-5.15).

Р и с. 5.8. Сводовые залежи:

а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 1 – нефть в профиле; 2 – нефть в плане; 3 – стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 – нарушения;
5 – известняки; 6 – вулканогенные образования; 7 – соляной шток; 8 – пески; 9 – глины; 10 – грязевой вулкан и диапиры; 11 – мергели

Р и с. 5. 9. Висячие залежи структур:

а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением;
в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Р и с. 5.10. Тектонически экранированые залежи:

а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом;
г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Р и с. 5.11. Приконтактные залежи:

а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма;
в – с вулканогенными образованиями

Р и с. 5. 1 2. Залежи моноклинальных структур:

а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;
в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Р и с. 5. 1 3. Литологически экранированные залежи:

а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев;
б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Р и с. 5.14. Литологически ограниченные залежи:

а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные);
б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые);
в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями

5.15. Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями:

а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа;
г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов