Сделай Сам Свою Работу на 5

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ(ОФП)





Существуют прямые и косвенные методы определения ОФП. К прямым относятся лабораторные методы: 1) стационарной (установившейся) фильтрации и 2) вытеснения. К косвенным: расчетные методы по кривым капиллярного давления; по про­мысловым данным; по данным геофизических исследований .скважин. Для соблюдения геометрического подобия лабораторного моделирования Д. А. Эфрос рекомендует соблюдать, соотноше­ние:

где L — длина.

В экспериментах по стационарной фильтрации условие (6.33) может быть соблюдено применительно к элементу пласта (трубке тока), где существуют те же условия фильтрации, что и в лаборатории.

В лабораторных опытах по методу вытеснения приближен­ное подобие соблюдается экспериментальным подбором скоро­сти вытеснения так, чтобы сделать выполнимым условие (6.33). Выбранная скорость вытеснения будет зависеть от осо­бенностей изучаемого объекта.

На основании изучения образцов керна получают значения ОПФ, отображающие свойства конкретной породы. На рис. 29, а изображены усредненные кривые ОФП, полученные методом установившейся двухфазной фильтрации на коллекции образцов полимиктового песчаника АВ2-3 Самотлорского нефтяного мес­торождения.




Соответствующие нормированные значения ОФП:


В силу специфического строения порового пространства кри­вые ОФП для нефти в этих породах разделились по абсолютной проницаемости. Зависимости ОФП для воды характеризуются одной кривой. Для того чтобы убедиться, что все кривые ОФП для нефти принадлежат одному литотипу, перестраивают кри­вые в нормированных координатах по способу, предложенному Р. Коллинзом. Нормированные значения водонасыщенности определяют:

где kпр.нво и kпр.вно — относительные проницаемости для нефти и воды соответственно при остаточных водо- и нефтенасыщении.

Кривые ОФП для нефти в нормированных координатах (см. рис. 29, б) описываются единой кривой. Сохранилась единой за­висимость ОФП для воды, что является признаком единого ли-тотипа изученной породы, имеющей одинаковую структуру пе­рового пространства. Последнее обстоятельство позволяет ис­пользовать лабораторные зависимости в нормированных коор­динатах для расчета ОФП образцов с различной абсолютной проницаемостью, но обладающих подобной структурой порового пространства.



На характер экспериментальных кривых ОФП помимо струк­туры порового пространства оказывают влияние также ряд дру­гих факторов: поверхностное и межфазное натяжения; гидро-фобность коллектора, температура; скорость фильтрации; изме­нение направления насыщения и др.

При снижении межфазного натяжения σфазовые проницае­мости незначительно возрастают и кривые ОФП поднимаются. Проницаемость для нефти существенно возрастает лишь при очень низких значениях о (менее 10-3 Н/м). Увеличение σсу­жает диапазон совместного течения флюидов (Д. О. Амаефул, Л. Л. Хэнди, 1982 г.).

Гидрофобизация коллекторов в природных условиях обу­словлена адсорбцией на поверхности породы полярных компо­нентов нефти и битумоидов. С увеличением гидрофобности по­верхности пересечение кривых ОФП смещается влево, в сторо­ну более низких водонасыщений (рис. 30). В соответствии с этим относительная проницаемость для воды существенно воз­растает, а для нефти — снижается. Кроме того, отношение отно­сительной проницаемости для нефти при остаточном водонасы­щений (kпр.нво) к относительной проницаемости для воды при остаточном нефтенасыщении (kпр.вно), равно 0,3 в гидрофиль­ных коллекторах и близко к I в гидрофобных (С. Г. Раза, Л. Е. Трейбер, Д. Л. Арчер).

С увеличением температуры уменьшается поверхностное на­тяжение, изменяется межфазное натяжение, увеличивается гидрофильность. породы. С увеличением температуры ОФП для нефти растет, а для воды изменяется в ту или другую сторону (кривые ОФП смещаются в сторону повышенных водонасыще­ний, особенно при низком межфазном натяжении), ОФП для газа практически не изменяются от температуры.



Значения ОФП с увеличением скорости фильтрации возрас­тают. И хотя физическая сторона этого явления не совсем ясна, опыты по определению ОФП рекомендуется проводить на ско­ростях фильтрации, близких к пластовым условиям конкретно­го месторождения.

Cо скоростью фильтрации связано возникновение так назы­ваемых концевых эффектов — повышение насыщенности кернов смачивающей фазой (водой) на выходном конце, а также на стыках составного образца. С увеличением скорости фильтра­ции концевой эффект снижается (Т. Т. Ричардсон и др.). Эти обстоятельства требуют использования длинных образцов (в ко­торых концевые образцы играют роль насадок, а измерение производится в центре) и тщательной пришлифовки образцов.

Процесс вытеснения несмачивающей фазы (нефти) смачи­вающей (водой) называют впитыванием жидкости, обратный процесс — вытеснение воды нефтью — дренированием. При по­следовательном проведении этих двух процессов на кривых ОФП наблюдается гистерезис, объясняющийся неадекватным распределением нефти в порах при течении этих процессов. Особенно заметен гистерезис кривых ОФП для несмачивающей фазы (нефти).

Трехфазная фильтрация (нефть, газ и вода) может иметь место при разработке месторождений нефти на поздней стадии, газовых месторождений с нефтяной оторочкой, при закачке га­за или водогазовых смесей в нефтяной пласт.

Результаты экспериментальных исследований трехфазной фильтрации весьма немногочисленны (М. К- Леверетт, В. Б. Левис, 1941 г.; Б. Н. Коудел и др., 1951 г; С. А. Кундин, 1960 г.; С. Н. Пирсон и др., 1964 г.; В. А. Иванов, 1965 г.).

Результаты измерений относительных проницаемоетей при трехфазной фильтрации принято изображать в виде треуголь­ных диаграмм (рис. 31) или задавать в виде таблиц.

Результаты большинства из указанных выше авторов каче­ственно согласуются с первыми данными М. К- Леверетта на насыпном грунте, которые сформулированы следующим обра­зом:

проницаемость для воды зависит только от водонасыщенности;

проницаемость для нефти и газа зависит от насыщенности всех трех фаз;

проницаемость для газа в трехфазной системе несколько ни­же, чем при той же газонасыщенности в двухфазной системе;

проницаемость для нефти в трехфазной системе может быть больше или меньше ее проницаемости в двухфазной системе при тех же коэффициентах нефтенасыщения;

фазовые проницаемости для нефти, газа и воды не зависят от вязкости нефтяной фазы;

существует сравнительно небольшая область, в которой про­исходит фильтрация всех трех фаз.

В количественном отношении результаты разных авторов существенно отличаются. Очень много еще неясного в механиз­ме трехфазной фильтрации.

Таким образом, для повышения достоверности лаборатор­ных определений ОФП исследования необходимо проводить с соблюдением всех критериев подобия натурных и лаборатор­ных условий. С этой целью должны использоваться естествен­ные керны пород, натуральная нефть и модель пластовой воды, природные давление и температура.

В расчетных методах используется уравнение У. Пурсела, устанавливающее связь между проницаемостью kпр пористо­стью kп и кривой капиллярного давления pK = f(kB):

где σ — поверхностное натяжение; θ — угол смачиваемости; λ —- литологический коэффициент, определенный Н. Бурдайном как относительная извилистость поровых каналов.


На этой основе получены расчетные формулы для расчета относительной проницаемости для смачивающей (вода) и несмачивающей (нефть) фаз:

Методика расчета ОФП по кривым капиллярного давления сводится к следующему. Экспериментально определенные кри­вые капиллярного давления pK=f(kB) перестраиваются графи­чески в функцию 1/p2K = f(kB) (рис. 32).

Для выбранных значений kB рассчитывают значения интег­ралов в формулах (6.37). Значения искомых интегралов соот­ветствуют площади под кривой 1/р2к=/(kв) для заданных пре­делов интегрирования. Затем, задаваясь величинами kв.ои kн.о, определяют ОФП.

Капиллярные кривые можно использовать для вычисления ОФП по более сложным трехмерным сеточным моделям (Фэтт, Ентов и Чен-Син, Саффман, Николаевский). Однако в этом случае требуются вычислительные программы.

В методах определения ОФП по промысловым и геофизи­ческим данным много неоднозначности и они не получили ши­рокого распространения.

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Проводимость среды — способность пропускать электричес­кий ток, сопротивление — способность препятствовать прохож­дению тока. Удельная электрическая проводи­мость среды σ и ее удельное электрическое со­противление ρ1 равны соответственно проводимости Σ и сопротивлению R единицы объема (1 м3) среды. Размерность σ и ρ соответственно Сим/м и Ом∙м.

Проводимость среды обусловлена переносом электрических зарядов сквозным током — электронов, ионов, дырок. В веще­ствах с электронной проводимостью (металлы, графит) ток рас­пространяется благодаря движению электронов. В диэлектри­ках природа проводимости ионная, в полупроводниках — дыроч­ная. Растворы электролитов обладают ионной проводимостью.

В высокочастотном поле в средах с низкой проводимостью, представленных диэлектриками и полупроводниками, наряду со сквозным током jскв появляется релаксационная составляющая тока jрел, обусловленная поляризацией частиц среды. В резуль­тате поляризации наряду с основным полем возникает допол­нительное, направленное противоположно основному, поляризу­ющему. Поляризация Р пропорциональна поляризующему по­лю: Р = άЕ, где ά —поляризуемость среды. Поляризуемость ха­рактерна, как правило, для сред с низкой проводимостью — ди­электриков. Любое вещество способно быть проводником и по­ляризоваться; в общем случае его относительная диэлектричес­кая проницаемость определяется как ε=1+4πά. Различают по­ляризации смещения, ориентационную, структурную.

1. Поляризация смещения состоит в упругом сме­щении зарядов под действием внешнего поля. К этой группе относят электронную, ионную и атомную поляризацию.

Электронная поляризация заключается в смеще­нии электронов атома относительно его ядра, характеризует­ся временем т смещения и релаксации порядка 10-15 с, не за­висит от частоты поля со вплоть до оптических частот, наблюда­ется в твердых, жидких и газообразных веществах.

Ионная поляризация происходит в твердых телах с ионной кристаллической решеткой, выражается в упругом сме­щении ионов относительно узлов решетки, характеризуется τ 10-12—10-13 .

Атомная поляризация наблюдается в веществах с валентными кристаллами, у которых атомы соединены в моле­кулы благодаря обменному взаимодействию валентных электро­нов. Времена смещения и релаксации τ=10-11 - 10-13 с. Веще­ства с поляризацией смещения характеризуются за редким ис­ключением значениями ε от 4 до 12.

7.3. УДЕЛЬНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД

Поскольку удельное сопротивление большинства породооб­разующих минералов осадочных пород на 5—10порядков выше удельного сопротивления пластовой воды рв, то удельное со­противление породы зависит в основном от рв, насыщающей, породу, объемной влажности wB и геометрии пространства, за­нимаемого в породе водой.

 

7.3.1. УДЕЛЬНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ПОЛНОСТЬЮ ВОДОНАСЫЩЕННОЙ ПОРОДЫ

Чистые (неглинистые) породы. Рассмотрим удельное сопро­тивление рв.ппороды, полностью насыщенной водой, с простей­шей геометрией пор, представленных пучком параллельных ци­линдрических капилляров постоянного сечения. В направлении», совпадающем с направлением осей капилляров, удельное со­противление составит:

 

 
 

где Тэл — отношение длины капилляра к кратчайшему расстоя­нию между соответствующими гранями куба породы.

Аналогично выражение для удельного сопротивления ρв.п породы с извилистыми капиллярами (рис. 36), длина которых в Тэл раз больше длины капилляров с прямой осью. Величину Тэл называют электрической извилистостью капилляров в отли­чие от извилистости гидродинамической, рассматриваемой при течении жидкости и газа. Всегда Тэл≥1. Для породы с простей­шей геометрией пор Тэл=1; с усложнением геометрии пор Тэл растет, при этом ρв.п при неизменной пористости возрастает пропорционально Т2 эл.

Соотношения (7.16), (7.17) можно записать в виде

где Рп — электрический параметр пористости, или просто пара­метр пористости, предложенный В. Н. Дахновым, который за­висит от коэффициента пористости и геометрии пор.

Для пород с размером пор больше 0,1 мкм, когда можно пренебречь влиянием ДЭС на поверхности твердой фазы на электропроводность поровых каналов, параметр пористости Рп является константой данной породы:

 

которая не зависит от минерализации Св и удельного сопротив­ления ρв воды, насыщающей породу.

Для параметра Рп пористых сред с различной геометрией порового пространства получены теоретические выражения [1].

Однако геометрия порового пространства реальных осадоч­ных пород настолько сложна и разнообразна, что целесообраз­ность применения теоретических выражений для описания ха­рактера связи между Рп и kn весьма ограничена. Для практи­ческих целей удобнее выражать связь между Рп и kn эмпири­ческими формулами

где а и т — константы, которые определяют экспериментально для коллекции образцов, представляющей изучаемый геологи­ческий объект.

Величину т называют показателем цементации породы. При а=1 и т=1 выражения (7.20), (7.27) тождественны (7.16). С усложнением геометрии пор т становится больше 1; отличие m от 1 тем больше, чем сложнее геометрия пор.

Зависимости, описываемые выражениями (7.17) и (7.21) изображают прямыми в двойном логарифмическом масштабе. Наклон прямых растет с усложнением геометрии пор, т. е. с ростом т и Т. Зависимости Pn = f(kn), описываемые формула­ми (7.17) и (7.21), образуют пучок прямых, проходящих через, точку с координатами Рп=1, kn=1.

На практике чаще используют зависимость Pn = f(kn) в виде (7.21). При отсутствии влияния глинистости наиболее характер­ными являются следующие значения т: для хорошо отсорти­рованных песков и слабосцементированных песчаников т=1,3--1,4; для терригенных и карбонатных пород с межзерновой по­ристостью хорошо сцементированных т=1,8--2; для пород с каверново-межзерновой пористостью m>2, причем величина т тем больше, чем выше каверновая составляющая величины ka и чем больше размеры каверн; для плотных сцементированных пород, содержащих трещины, величина т существенно ниже значения т=1,8--2, характерного для таких пород при отсутст­вии трещин, в пределе т→1.

Удельное сопротивление воды, насыщающей породу, нахо­дят, используя зависимости и приемы, изложенные в подразде­ле 7.2, для известных минерализации, химического-состава рас­творенных солей и температуры раствора.

Минерализация пластовых вод в разрезах нефтяных и газо­вых месторождений изменяется от 5 до 400 г/л. Низкие концент­рации характерны для районов, разрезы которых представлены отложениями эоценового возраста при активном питании их ат­мосферными водами (эоценовые отложения Восточной Грузии).

Средние концентрации 15—50 г/л типичны для обширных тер­риторий Западной Сибири, частично Якутии, Северного Кавка­за, Средней Азии, где основную часть разреза представляют мезозойские, частично кайнозойские отложения. Высокие кон­центрации (более 100 г/л) характерны для палеозойских отло­жений на территории Русской и Сибирской платформ. Основ­ным компонентом пластовых вод при любой их минерализации является NaCl. Для вод небольшой концентрации характерно также наличие NaHC03 и Na2S04. В водах средней и высокой концентрации появляются СаС12, MgCl2, абсолютное и относи­тельное содержание которых тем больше, чем выше общая ми­нерализация.

Температура пластовых вод изменяется в пределах 10— 230 °С, удельное сопротивление от 0,01 до 1 Ом-м. Примерно в тех же пределах изменяется ρк в разрезах угольных месторож­дений.

Глинистые породы. Породы, содержащие глинистые и другие минералы, находящиеся в высоко дисперсном состоянии в при­роде, например, лимонит, цеолиты и др., характеризуются наличием в общем объеме пор субкапиллярных поровых кана­лов, радиус г которых соизмерим с толщиной ДЭС на поверх­ности пор. Поэтому удельное сопротивление полностью водонасыщенных глин и глинистых пород зависит не только от рас­смотренных выше факторов, но и от величины адсорбционной поверхности породы S и соотношения удельных электропроводностей ДЭС σсл и свободного раствора σв (рис. 37).

Удельная электропроводность цилиндрического канала σКан, заполненного водой с удельной электропроводностью σв, опре­деляется выражением

где ξ— доля объема канала, занимаемая свободным раствором (рис.37).

Величина σв= {u+v)CB. Величина σсл подобно σв определя­ется как произведение средней эффективности подвижности uдэс катионов ДЭС на концентрацию поглощенных катионов в объ­еме ДЭС q/{1—ξ):


которое не является константой породы и зависит от величины ρв. Отношение фиктивного параметра пористости Рп.ф к истин­ному Рп

называют коэффициентом поверхностной проводимости. Вели­чина П зависит от соотношения значений σв и σсл и от доли объема пор, занимаемой ДЭС. Рассмотрим частные случаи.

1. Чистая неглинистая порода, размер пор намного больше σдэс, поэтому ξ=1, Рп.ф=Рп, П=1, поверхностная проводимость отсутствует.

2. Глина, поровое пространство которой представлено ка­пиллярами с r≈δдэс. ДЭС целиком заполняет капилляры, ξ = 0, Рп.ф = Рп σвсл, П= σвсл - В этом случае П=1 только при σвсл , при σв > σсл П>1; при σв < σсл П<1.

В электрохимии ДЭС дисперсных систем рассматривается только условие σв < σсл, когда наличие ДЭС создает дополни­тельную проводимость поровых каналов; в этой области влия­ние ДЭС приводит только к снижению удельного сопротивле­ния пористой среды. Существуют две области значений кон­центрации растворов, в которых соотношение σсл и σв различ­но [8].

Назовем условно точку пересечения графиков оДэс = /(Св) и σв=f(Св) инверсионной с координатами σин и Син (рис. 38). Об­ласть Свин соответствует σсл> σв, при котором справедливы закономерности, установленные в электрохимии дисперсных систем. В области СВИН справедливо соотношение ослв, при котором наличие ДЭС на поверхности каналов, заполнен­ных свободной водой, приводит к снижению их проводимости σкал и росту удельного сопротивления по сравнению со значениями σв и рв соответственно. Эта закономерность соотношения св и σсл была в дальнейшем подтверждена рядом исследователей

Удельное сопротивление в точке инверсии по данным различных авторов составляет 0,2—0,8 Ом-м, поэтому можно говорить о наличии зоны инверсии отношений ρвДэС и σв/σДэс.

При температуре 20—100 С, характерной для разрезов-большей части известных месторождений нефти и газа, ука­занная область значений рсл соответствует удельному сопротив­лению растворов NaCl с концентрацией Св = 0,2—0,5 н (при­мерно 10—25 г/л). Таким образом, области СВин, σслв, ρслв

соответствуют условия, характерные для пород нефтя­ных и газовых месторождений, насыщенных пластовыми вода­ми, минерализация которых обычно выше 20 г/л. Следует от­метить, что для значительной части продуктивных отложений Западной Сибири характерны условия, соответствующие инвер­сионной зоне, когда можно принять σсл≈σв, ρсл≈ρв . Для зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в породах-коллекторах при бурении скважин на пресном глинистом рас­творе напротив будут типичны условия, характерные для «клас­сической» области поверхностной проводимости: Сфич, σсл> σв, ρслв.

Особенности поведения удельного сопротивления ρп.гл и фик­тивного параметра пористости Рп.ф глинистых пород и суспензий при изменении в широких пределах коэффициента пористости kn (для суспензий — объемной влажности), концентрации свобод­ного раствора Св, размера частиц а и, следовательно, адсорб­ционной способности глинистого материала Q рассмотрим на примере расчетных графиков Рп.ф=f(kп) для различных Св = = const при а = const для каждого семейства и Рп.ф=f(kп) для. различных a = const при CB = const для каждого семейства (рис.39).

Расчетные графики Рп.ф=f(kп) получены для модели «моно­минеральной глины», образованной кубическими частицами по-
стоянного размера а, расположенными по кубической сетке с постоянной шириной щелевидных пор, разделяющих слои куби­ков. Величина kn изменяется в пределах 1>kп>kп min, Где kп min — предельно уплотненная «глина», для которой ширина щелей h между рядами кубиков уменьшаясь достигает двойной толщины монослоя hmin=2δсл- Изменение kn в таких пределах охватывает весь спектр глинистых дисперсных систем, включа­ющий глинистые суспензии, глинистый неуплотненный осадок, уплотненные в разной степени глины. Величина kп min, опреде­ляемая отношением hmin/a, тем больше, чем меньше размер частиц а. Изменение а в пределах 5<а<5000 нм позволяло имитировать глинистые минералы с различной дисперсностью и обменной адсорбционной способностью твердой фазы 2,3<Q< <23 мг-экв/r. Модели «насыщались» раствором NaCl, кон­центрация которого изменялась в пределах 0,001—4 н., а значе-

ния ρв и σв при Т=20°С соответственно в пределах 0,05— 94 Ом•м и 0,106—200 Ом-1•см-1.

Значение ρп.гл рассчитывалось по формуле

Величина Рп вычислялась в соответствии с заданным kп по формуле В. Н. Дахнова для модели пористой среды с кубиче­скими зернами [1, 13]. Величина ρКАН рассчитывалась по фор­муле (7.25), в которую подставлялось значение ξ, вычисленное в соответствии с отношением σсл/h. Величина σсл определялась по графику σсл = f(Св) (см. рис. 38).

Значение Рп.ф вычислялось по формуле

Несмотря на упрощающие предположения о форме глинистых частиц, геометрии порового пространства и т. д., расчетные гра­фики Рп.ф = f(kп) находятся в удовлетворительном соответствии с экспериментальными, полученными различными исследова­телями на искусственных образцах мономинеральных глин (см. рис. 39 и 40).

Анализ расчетных кривых позволяет отметить следующее.

1. Во всем диапазоне изменения kn с уменьшением концент­рации Св свободного раствора, насыщающего глину или явля­ющегося водной фазой суспензии, величина Рп.ф уменьшается. Степень снижения Рп.ф тем больше, чем выше дисперсность глины.

2. Большая часть кривых Рп.ф = f(kп) характеризуется моно­тонным ростом Рп.ф с уменьшением kn при Св = const. Кривые

3. Рпф = f(kп) для значений Св≤0,002 н и глин низкой дисперсно­сти, для значений Св≤0,02 н и глин высокой дисперсности име­ют аномальную форму: в области высоких kп (суспензии и гли­нистые неуплотненные осадки) с уменьшением kп значение Рпф уменьшается, достигая минимума, после чего растет. При этом значительная часть кривой расположена в области Рпф <1. Такое явление «сверхпроводимости» глинистых частиц в пресных растворах объясняется тем, что при определенных со­отношениях дисперсности глины и концентрации свободного раствора снижение удельного сопротивления дисперсной систе­мы за счет высокой электропроводности σсл>>σв ДЭС на поверх­ности частиц преодолевает противоположное влияние, обуслов­ливающее рост удельного сопротивления системы по сравнению с рв благодаря замещению части объема практически непрово­дящими частицами глины.

4. 3. Закономерность изменения Рпф с изменением дисперснос­ти глины при Св = const различна в зависимости от области концентрации Св. Так, при Св = 4н и 1н графики зависимости Рпф = f(kп) для глины с меньшей дисперсностью располагаются ниже зависимости Рпф = f(kп) для глины с большей дисперсно­стью. При Св≤0,1 н., напротив, графики Рпф = f(kп) для высо­кодисперсных глин расположены ниже графиков для глин мень­шей дисперсности. При Св≈0,2 н. значения Рп.ф≈Рп. Поэто­му для глин любой дисперсности график Pn = f(k„) практически один и тот же. Вид его определяется влиянием только геометрии пор, влияние электрохимического фактора отсутствует.

5. Получены также расчетные графики для модели глинистой породы, в частности глинистого коллектора с рассеянной глини­стостью. Параметр Рпф рассчитывали по формуле

6. где Рп.ск — параметр пористости чистого минерального скеле­та, не содержащего глинистых частиц; р3 — удельное сопротив­ление среды, заполняющей неактивный скелет, образованной смесью агрегатов глинистых частиц (глинистый цемент) и сво­бодной воды. Величина р3 зависит от удельного сопротивления глинистых агрегатов и свободного раствора рв, степени заполне­ния глинистым материалом пространства между скелетными зернами, а также от геометрии участков, занимаемых глиной и водой, и их взаимного расположения.

7. В качестве модели чистого скелета принят трехмерный иде­альный грунт с расположением капилляров в трех взаимно-перпендикулярных направлениях; величину Рп.ск рассчитывали по соответствующей формуле для заданных kп.ск. Модель за­полнения скелета представлена обособленными участками, за­нимаемыми глинистыми агрегатами и свободной водой; часть

 

8. глинистого материала расположена параллельно участкам, за нимаемым водой, часть — последовательно с ними (рис. 41). Величину р3 рассчитывали по формуле

9.

10.где α — доля глинистого материала, размещенного последова­тельно с раствором; а — степень заполнения глинистым мате­риалом пустот чистого скелета. В формулу (7.30) подставляли

11. расчетные или экспериментальные значения ρгл для заданных ρв, kп.гл, Qгл

12.Величина коэффициента пористости модели глинистого кол­лектора с рассеянной глинистостью

13.

14.Расчетные зависимости Рпф= f(kп) для kп.ск=0,3 и глинисто­го материала различной дисперсности, полученные при различ­ных ρв = const, охватывают интервал kп=0,18--0,3 для пород-коллекторов с различным содержанием глинистого материала, которое имитируется изменением а в пределах 0—1, соответст­вующих чистому коллектору и глинистой породе-неколлектору.

15.Зависимости Рпф= f(kп) характеризуются следующими осо­бенностями (рис. 42).

16.Наблюдается закономерное снижение Рпф с уменьшением Св при постоянной дисперсности глинистого материала, как и для моделей чистых мономинеральных глин. Степень снижения тем больше, чем больше активность Q глины. В области Св> >0,2н. дисперсия зависимостей Pn = f(k„) для различных Св и Q невелика. Эта дисперсия существенно возрастает при Св< <0,2н., а при Св<0,01 н. величина Pn уменьшается при сни­жении kn, что объясняется рассмотренным выше эффектом сверхпроводимости глинистых частиц в пресных растворах. В области Св>0,2н. значения Рпфп.ск, в области Св<0,2н. значение Рпфп.ск Следовательно, при Св>0,2 н. присутст-


вие в породе глины вызывает увеличение Рпф по сравнению с Рп.ск для чистой породы, а при Св<0,2н — уменьшение РПф по отношению к Рп.ск. Влияние глинистости тем больше, чем выше ее дисперсность.

Рассмотренные закономерности поведения зависимостей Рпф= f(kп) подтверждены обширным фактическим материалом, полученным для реальных глинистых пород-коллекторов. Ин­версионное значение Св и соответствующее ему рв для коллекто­ров с различным составом глинистого цемента, обменного катионного комплекса глин и при различной температуре меняют­ся в пределах: Св = 0,24-0,5 н. и ρв= 0,2—0,8 Ом-м [8, 25, 36].

Учитывая это обстоятельство, рекомендуется в качестве коэффициента поверхностной проводимости породы как характе­ристики влияния глинистости на связь Рпф= f(kп) использовать параметр П:

П = Рпф /Рп.пред(7.32)

где Рп.пред — предельное (максимальное) значение параметра пористости, соответствующее удельному сопротивлению породы при насыщении ее высокоминерализованной водой. Рассчитан­ная по формуле (7.32) величина П≤1. Значение П тесно связа-

но с приведенной емкостью обмена qn и диффузионно-адсорбци­онной активностью Ада породы (рис. 43).

Все три параметра характеризуют адсорбционную способ­ность породы. Для пород с различным содержанием глинистого материала постоянного минерального состава наблюдается так­же тесная связь П и ηгл. Для определения величины П состав­лены палетки в виде семейства кривых П = f(ρв) для различных qn = const или ηгл = const, позволяющие найти П при известных ρв и характеристиках глинистости породы qn или ηгл (рис. 44). Для использования при интерпретации материалов ГИС удоб­ны палетки, представленные семейством графиков П = f(ρв) для различных αсп = const, где относительная амплитуда αсп играет роль параметра глинистости.


Трещиноватые, кавернозные и трещиновато-кавернозные по­роды. Рассмотрим породу, где все трещины имеют границы в виде гладких параллельных плоскостей. Если блоки породы, между которыми расположены трещины, представлены непро­водящим минеральным скелетом, коэффициент пористости та­кой породы равен отношению суммарного объема трещин к объему породы, т. е. коэффициенту трещиноватости kт. Удель­ное сопротивление полностью водонасыщекной трещиноватости породы с одной системой параллельных трещин, расположен­ных по направлению тока,

Расчет Рпт по формуле (7.38) для 0,5<А<1показывает, что графики зависимостей Рпт = f (kп) для различных kT = = const располагаются ниже графиков зависимостей Рп.бл = f(kп.мз)-Причем отличие Рп.т от Рп.бл тем больше, чем выше kT. Величина kT реальных трещиноватых пород не превышает 0,01.Поэтому расчеты выполнены для 0<kт<0,01.Влияние трещин существенно для низкопористых пород при kп<0,1и при kT = const возрастает с уменьшением kn. В породах средней и высокой пористости влияние трещин при реальных значениях kr пренебрежимо мало (рис. 45).

При заполнении трещин водным раствором более пресным, чем вода, насыщающая блоки, так, что удельное сопротивле­ние раствора в трещинах ρф ≥10ρв,величина рп.т определяется выражением

Влияние трещин на величину рп.т уменьшается и при ρф →ρп.бл исчезает. Те же закономерности справедливы и при за­полнении трещин смесью воды и углеводородов с удельным со­противлением ром.

Породу с каверновой пористостью можно представить как минеральный скелет, в котором регулярно по определенной сис­теме или хаотически распределены каверны, заполненные рас­твором с удельным сопротивлением рв. Такая порода имеет рпк = ∞, поскольку проводящие участки среды — каверны — разобщены непроводящим материалом. В геологических разре­зах присутствие такой породы маловероятно. Реальные каверновые породы представлены обычно блоками с межзерновой пористостью kп.мз содержат каверны различного размера, боль­шего размеров межзерновых пор. Каверны и межзерновые поры насыщены водным раствором с удельным сопротивлением рв. Удельное сопротивление такой породы определяется выраже­нием

где kкав — коэффициент каверновой пористости или кавернозности, равный суммарному объему каверн в единице объема породы.

поскольку коэффициент межзерновой пористости блоков указы­вается по отношению к объему блоков, а не к всему объему по-

Коэффициент общей пористости такой породы

 
 

роды. При малых значениях kп величина Рп.к>>1 и величине ρв.п.к применимо приближенное выражение:

Параметр пористости кавернозной породы Рп.к = ρп.кв выше значения Рп для породы с межзерновой пористостью, значение kn которой определяется выражением (7.41). Расчетные кривые Рп.к =f(kп) для различных kкав = const располагаются выше за­висимости Рп.бл = f (kп.мз)- При ПОСТОЯННОМ ЗНЭЧеНИИ kкав отличие Рп.к от Рп возрастает с уменьшением kn. Такое влияние ка­верн на величины ρв.п.к и Рп.к объясняется усложнением геомет­рии токовых линий в каверне и, следовательно, возрастанием их извилистости Тэл по сравнению с извилистостью линий тока в межзерновых порах.

 








Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.