Коллекторские свойства продуктивного пласта. Пористость, трещиноватость, проницаемость. Насыщенность нефтью, газом и др. Методы определения (по керну, по ГДИ, по ГИС). Анизотропия коллекторов.

Емкос­тные свойства коллекторов нефти и газа обусловливаются порис­тостью, кавернозностыо и трещиноватостью.

Под пористостьюгорной породы понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор. Различают пористость пол­ную (абсолютную) и открытую, Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и от­крытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость обра­зуется сообщающимися порами.

По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные диаметром 2-0,5мм; 2) капиллярные 0,5-0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут, породы практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы плотные известняки и др.).

Коэффициентом полной пористости k_п называется отноше­ние суммарного объема всех пор V_пор в образце породы к видимому его объему V_обр.

k_п = V_пор/ V_обр. = (V_обр-V_зер)/V_обр

где V_зер - суммарный объем зерен.

Коэффициентом открытой пористости k_п.оназывается отно­шение суммарного объема открытых, сообщающихся пор V_п.о к види­мому объему образца:

k_п.о = V_п.о/ V_обр.

При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости k_п.о , который опреде­ляется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизичес­ких исследований скважин (методов сопротивления, нейтронных и акустического). Существует несколько способов опре­деления k_п.о по образцам. Наи­более широко применяются методы И.А. Преображенского и с ис­пользованием газового порометра. Поровыми в основном являются терригенные коллекторы и переотложенные карбонатные.

Кавернозностьгорных пород обусловливается существова­нием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свой­ственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы мик­рокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым - с рассеянными в породе более крупными кавернами - вплоть до нескольких сантиметров.

Коэффициент кавернозности K_кравен отношению объема ка­верн V_кк видимому объему образца V_обр

K_к= V_к/ V_обр

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность оценивается по геофи­зическим данным.

Трещиноватостьгорных пород (трещинная емкость) обус­ловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым ве­ществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, при­урочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора оп­ределяется густотой и раскрытостью трещин.

Интенсивность трещиноватости горной породы характеризу­ется объемной Т иповерхностной П плотностью трещин: Т= S/V; П= l/F,

где S - суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; l-суммарная длина следов всех тре­щин, пересекаемых поверхностью площадью F.

Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин.

Г =

где - число трещин, пересекающих линию длиной , перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность гу­стоты трещин - 1/м.

Трещинная емкость Кт по данным исследования шлифа под микроскопом равна

Кт = bl/F

где b - раскрытость трещин в шлифе; l - суммарная протяжен­ность всех трещин в шлифе;F - площадь шлифа.

Ин­тенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зависят от литологического состава пород.

По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 - 50 мкм и микротрещины шириной до 40 - 50 мкм.

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.

Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографи­ям, полученным с помощью глубинных фотокамер или телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин. Из геофизических методов изучения трещиноватых пород применяют метод двух растворов, согласно которому в скважине дважды с двумя разными промывочными жидкостями определяют удельное сопротивление пластов по данным бокового каротажа.

Микротрещиноватость изучают на образцах на больших шли­фах с площадью до 2000 мм² или крупных образцах кубической фор­мы со стороной куба 5 см.

Трещиноватая порода представляет собой совокупность ог­ромного количества элементарных геологических тел, ограничен­ных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей.

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их спо­собность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемос­тью, Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к некол­лекторам.

Под абсолютной проницаемостьюпонимается проницае­мость, определенная при условии, что порода насыщена однофаз­ным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказы­вают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной про­ницаемости выражается коэффициентом проницаемости k_пр .

Значение k_пр в лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:

v = (k_{пр ,}

где v - скорость фильтрации; - вязкость газа (жидкости); - перепад давления; - длина образца. В этом уравнении коэффициент пропорциональности k_пр представляет собой коэф­фициент абсолютной проницаемости.

Скорость фильтрации v можно определить следующим образом:

v = Q/F где Q - объемный расход газа (жидкости) через образец в еди­ницу времени, приведенный к давлению и температуре газа в образ­це; F- площадь фильтрационного сечения образца.

Для определения абсолютной проницаемости пользуются формулой, полученной из (1) и (2):

k_пр = (Q )/( F)

Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.

В Международной системе единиц (СИ) за единицу проницае­мости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде дав­ления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м³/с Раз­мерность единиц -м². Физический смысл размерности k_пр (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь се­чения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

Фазовойназывается проницаемость k_пр.ф пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве много­фазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного простран­ства каждой из фаз и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостьюk_пр.о пород называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолют­ной. Проницаемость пород можно оп­ределить путем исследования их образцов, а также по результатам гидродинамических исследований скважин.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной час­ти пустот.

Определение коэффициентов нефтегазоводонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.

Коэффициентом нефтенасыщенности K_н (газонасыщенности K_г) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотно­го пространства.

Коэффициентом водонасыщенностиK_вколлектора, со­держащего нефть или газ, называется отношение объема остаточ­ной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Иногда K_н,K_г, K_в выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношени­ями:

для нефтенасыщенного коллектора K_н + K_в = 1

для газонасыщенного коллектора K_г + K_в = 1

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме оста­точной воды еще и остаточную нефть

K_г + K_н + K_в = 1

Значения коэффициентов нефтегазонасыщенности нахо­дят, определив содержание остаточной воды, из соотношений:

K_н = 1 - K_в

K_г = 1 - K_в

Коэффициент водонасыщенности может быть наиболее на­дежно определен, если керн выбуривается при использовании про­мывочной жидкости, не проникающей в пласт, например на нефтяной основе.

Количество остаточной воды может быть определено спосо­бами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в при­борах С. Л. Закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. Быстро и просто количество свя­занной воды определяется методом центрифугирования. По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасыщен­ности определяют через величину Рн, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:

Рн = p_н.п/ p_в.п

где p_н.п -удельное электрическое сопротивление продуктив­ного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и оста­точной водой; р_вп -удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.

Между параметрами иефтегазонасыщения и коэффициентом водонасыщения существует зависимость

Рн = 1/

где п - показатель, зависящий от литологической характерис­тики пород и свойств нефти и воды; он может меняться в диапазо­не 1,73 - 4,33, в большинстве случаев принимается равным 2.

Определив значение K_в, находят значения K_н и K_г

Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покры­вать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхно­сти зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобными.

По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует от­носить породы, содержащие менее 10% остаточной воды (К < 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 поро­ды считают гидрофильными.

Для подсчета запасов, определения нефтегазоотдачи:Эффективная пористостьK_п.эф , - это доля пор, занятая не­фтью или газом, т.е. значение открытой пористости за вычетом ко­эффициента остаточной водонасыщенности. Динамическая пори­стость K_п.д -это объем пор, в которых возможно движение нефти или газа при их извлечении из пласта. При этом следует иметь в виду, что нефть и газ извлекаются при разработке не полностью, в результате чего по окончании эксплуатации пласт содержит неко­торую остаточную нефтенасыщенность К_он (или газонасыщенность К_ог)

K_п.эф = K_п.о(1- K_в)

K_п.д = K_п.о(1- K_в- K_о.н)

Под геологической неоднородностью (анизотропия) понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки:

моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа

выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между

пластами при разработке залежи;

определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;

обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;

прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;

подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости.

Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа –вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.

Изучение микронеоднородности позволяет:

определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;

прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой про-

дукции из залежи в целом;

оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.

Вопрос 3.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: