Субкапиллярные пора

Cтраница 3

Породы нефтяных и газовых залежей в основном имеют капиллярные каналы. Следовательно, при движении нефти и газа в них действуют силы, препятствующие ему. Непроницаемые перекрытия нефтяных и газовых пластов, обычно состоящие из глинистых пород, имеют субкапиллярные поры и каналы, и движения жидкости в них не происходит. [31]

Установлено, что проницаемость повышается с увеличением пористости горных пород. Однако у различных пород с одной и той же пористостью проницаемость может быть разной. Это обусловлено прежде всего, размерами пор ( например, у глин, имеющих субкапиллярные поры, пористость может быть до 40 %, а проницаемость практически равна нулю), величиной удельной поверхности пор, степенью сцементированности породы и водонасыщением пористой среды. [32]

В настоящее время существует у многих геологов-нефтяников неверное представление о том, что подвижные вещества в горных породах находятся либо в свободном состоянии, позволяющем перемещаться по законам силы тяжести, либо в связанном, не допускающем абсолктю никакого перемещения. Свободноперемещающиеся подвижные вещества заключены в сверхкапиллярных норах, а связанные вещества облекают каждую минеральную частицу породы. Кроме этих двух состояний, существует полусвязанное ( или слабосвязанное) состояние подвижных веществ, насыщающих субкапиллярные поры. Для воды перемещение в нолусвя-занном состоянии при уплотнении пластичных глиннстоалеврптовых и мергелистых пород констатировано давно. Для битуминозных веществ положение о наличии процесса молекулярного перемещения их в субкапиллярных порах было сформулировано нами еще в 1946 - 1947 гг. при разработке классификации миграционных процессов. Тогда же было высказано ныне доказанное положение о том, что битуминозные вещества, перемещающиеся вместе с водой в субкапиллярных порах, превращаются в нефть лишь при переходе их из полусвязанного состояния в свободное. Такой переход в лабораторных условиях совершается при извлечении битумов из субкапиллярных пор растворителями. В природе этот процесс происходит при переходе битуминозных веществ из субкапиллярных пор в сверхкапиллярные поры и трещины как в одной и той же породе, так и из одной породы в другую. [33]

В настоящее время существует у многих геологов-нефтяников неверное представление о том, что подвижные вещества в горных породах находятся либо в свободном состоянии, позволяющем перемещаться по законам силы тяжести, либо в связанном, не допускающем абсолютно никакого перемещения. Свободпоперемещающиеся подвижные вещества заключены в сверхкапиллярных порах, а связанные вещества облекают каждую минеральную частицу породы. Кроме этих двух состояний, существует полусвязанное ( или слабосвмзанное) состояние подвижных веществ, насыщающих субкапиллярные поры. Для воды перемещение в полусвязанном состоянии при уплотнении пластичных глшшстоалсврптовых и мергелистых пород констатировано давно. Для битуминозных веществ положение о наличии процесса молекулярного перемещения их в суб-капиллярпых порах было сформулировано нами еще в 1940 - 11) 47 гг. при разработке классификации миграционных процессов. Тогда же было высказано ныне доказанное положение о том, что битуминозные вещества, перемещающиеся вместе с водой в субкапиллярпых порах, превращаются в нефть лишь при переходе их из полусвязапного состояния в свободное. Такой переход в лабораторных условиях совершается при извлечении битумов из субкапиллярпых пор растворителями. В природе этот процесс происходит при переходе битуминозных веществ из субкапиллярных пор в сверхкапиллярные поры и трещины как в одной и той же породе, так и из одной породы в другую. [34]

Зависимость размеров жпдких частиц, наиболее. [35]

Из рисунка видно, что чем больше размеры поровых каналов, тем мельче частицы, находящиеся наиболее долго во взвешенном состоянии. Используя условную классификацию поровых каналов по их размерам [4], можно отметить, что данная зависимость не распространяется на область субкапиллярных пор, где диаметр конденсирующихся частиц превосходит диаметр поровых каналов. [36]

Причины подобного расхождения могут заключаться как в разной степени влияния капиллярных сил в насыпных и природных средах, так и в различии условий проведения экспериментов. В частности, в экспериментах, приведенных в [11], вполне вероятно присутствие в керне остаточного содержания самых тяжелых углеводородов ( C2S и выше) в сверхтонких капиллярах. Малое количество таких углеводородов может оставаться после промывки и образце, причем это количество должно возрастать при уменьшении проницаемости образца вследствие увеличения доли порового объема, приходящегося на тупиковые субкапиллярные поры. Содержание этих углеводородов практически невозможно зарегистрировать при хроматографическом анализе газовой фазы, однако они могут оказывать определенное влияние на фазовое поведение газоконденсатной смеси, особенно в области давления начала конденсации. Дополнительным обстоятельством в пользу такого предположения является изменение цвета конденсата при промывке модели растворителем после проведения опытов. [37]

Понятие эффективной пористости исходит из предположения, что в породах в некоторой части объема открытых пор при нормальных градиентах давления жидкости или газ практически не движутся. Непроточные поры составляют тупиковые участки сообщающихся между собою пор и субкапиллярные поры. По Ван-Хайзу максимальный поперечный размер субкапиллярных пор равен 0 002 мм для трубкообраз-ных пор и 0 0001 мм - для щелевидных, что следует, очевидно, считать наиболее правильным, так как расстояние, на котором сказывается влияние молекулярных сил, найденное [186] для различных веществ, составляет приблизительно 0 00005 мм. [38]

Установлены основные закономерности и в значительной мере выявлены процессы и факторы изменения нефтей в литосфере. Выявлены общие закономерности пространственного распределения зон нефтегазонакопления и связь их с геоструктурными и фациально-литологическими характеристиками изучаемых территорий. В числе недостаточно изученных продолжают оставаться вопросы о факторах преобразования исходного органического вещества, о геолого-геохимических критериях диагностики нефтематерипских толщ, о механизме, факторах, времени миграции жидкостей и газов из субкапиллярных пор материнских осадков, видах и факторах миграции при формировании нефтяных и газовых залежей, о геолого-геохимических условиях существования и разрушения залежей нефти и газа. [39]

Установлены основные закономерности и ь значительной мере выявлены процессы и факторы изменения нефтей в литосфере. Выявлены общие закономерности пространственного распределения зон нефтегазонакопления и сиязь их с геоструктурными и фациально-литологическимн характеристиками изучаемых территорий. В числе недостаточно изученных продолжают оставаться вопросы о факторах преобразования исходного органического вещества, о геолого-геохимических критериях диагностики нефтематеринских толщ, о механизме, факторах, времени миграции жидкостей и газов из субкапиллярных пор материнских осадков, видах и факторах миграции при формировании нефтяных п газовых залежей, о геолого-геохимических условиях существования и разрушения залежей нефти и газа. [40]

Субкапиллярные трубки и промежутки имеют еще меньшие размеры: они соответственно менее 0 0002 и 0 0001 мм. Жидкости по отверстиям подобного рода циркулировать не могут, так как силы сцепления и прилипания, превращаясь уже из движущего фактора в противодействующий, становятся столь значительными, что сила гидростатического давления победить их не в состоянии. Поскольку поверхностное натяжение нефти в три раза меньше, чем поверхностное натяжение воды, зависящие от этого капиллярные силы воды ( сцепление и прилипание) в три раза превосходят таковые у нефти. В силу этого, если нефть сопровождается водой, то нефть займет те части пласта, которые имеют более крупные поры, а вода, наоборот, проникнет в более мелкие поры. Если мелкие капиллярные или субкапиллярные поры раньше были заняты нефтью, то при последующем доступе воды последняя может вытеснить нефть из мелких пор и занять ее место. Например, если имеются два пласта ( один - глинистый, в котором мельчайшие поры заняты нефтью, а другой - перекрывающий, или подстилающий первый, песчаный, содержащий воду), то считается возможным, что нефть будет вытеснена водою из глинистого пласта в песчаный. [41]

Капиллярные поры имеют размер от 0 508 до 0 0002 мм. Движение жидкостей в таких порах затруднено вследствие сил молекулярного сцепления. Проницаемость уменьшается пропорционально квадрату уменьшения размера пор. Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водоупорами. [42]

В настоящее время существует у многих геологов-нефтяников неверное представление о том, что подвижные вещества в горных породах находятся либо в свободном состоянии, позволяющем перемещаться по законам силы тяжести, либо в связанном, не допускающем абсолютно никакого перемещения. Свободпоперемещающиеся подвижные вещества заключены в сверхкапиллярных порах, а связанные вещества облекают каждую минеральную частицу породы. Кроме этих двух состояний, существует полусвязанное ( или слабосвмзанное) состояние подвижных веществ, насыщающих субкапиллярные поры. Для воды перемещение в полусвязанном состоянии при уплотнении пластичных глшшстоалсврптовых и мергелистых пород констатировано давно. Для битуминозных веществ положение о наличии процесса молекулярного перемещения их в суб-капиллярпых порах было сформулировано нами еще в 1940 - 11) 47 гг. при разработке классификации миграционных процессов. Тогда же было высказано ныне доказанное положение о том, что битуминозные вещества, перемещающиеся вместе с водой в субкапиллярпых порах, превращаются в нефть лишь при переходе их из полусвязапного состояния в свободное. Такой переход в лабораторных условиях совершается при извлечении битумов из субкапиллярпых пор растворителями. В природе этот процесс происходит при переходе битуминозных веществ из субкапиллярных пор в сверхкапиллярные поры и трещины как в одной и той же породе, так и из одной породы в другую. [45]

Страницы: 1 2 3 4