По удельному сопротивлению
Рассмотрим физические предпосылки наличия связи между удельным сопротивлением и коэффициентом проницаемости продуктивного коллектора на примере простейшей модели — идеального грунта.
Коэффициент проницаемости идеального грунта с n параллельными цилиндрическими каналами радиусом r, приходящимися на единицу площади фильтрации, по Пуазейлю, определяется выражением
. (VI.33)
Можно показать, что пористость идеального грунта ; введя понятие о гидравлическом радиусе , получим уравнение Козени
, (VI.34)
где kп - коэффициент пористости; Sф - удельная поверхность фильтрующих каналов идеального грунта.
Постоянный множитель f = 2 в знаменателе правой части (VI.34) соответствует каналам кругового сечения. Если каналы имеют извилистость Т>1, а сечение их отлично от кругового, уравнение (VI.34) для фильтрации неполярного флюида примет вид
(VI.35)
Значение f >2 соответствует некруговому сечению. Если учесть наличие в реальной пористой среде пленки связанной воды на поверхности пор коллектора и ввести понятие гидродинамической извилистости каналов фильтрации Тг, получим более общее выражение
где - эффективная пористость, характеризующая объем пор за вычетом объема связанной воды.
Для чистых песков, слабосцементированных песчаников и алевролитов величину kв св можно выразить так:
(VI.37)
где τв св - средняя толщина пленки связанной воды.
Учитывая близость значений извилистости каналов фильтрации Тги каналов прохождения электрического тока Тэл для рассматриваемых чистых коллекторов, а также выражение для параметра пористости
(VI.38)
можно, подставив значения Sф из уравнения (VI.37) и Тг2 из (VI.38) в (VI.36), получить
(VI.39)
Подставляя в (VI.39) , приходим к выражению
. (VI.40)
Равенсво (VI.40) справедливо лишь для определения неподвижной остаточной воды песчано-алевролитовых слабоглинистых коллекторов, предельно насыщенных нефтью.
При n = 2.
, (VI.41)
Выражение (VI.41) является физической основой определения kпpпо геофизическим параметрам Рн и, рассчитываемых по формулам, приведенным в гл. I, § 7, на основе известных Удельного сопротивления ρп коллектора в зоне предельного нефте-газонасыщения, коэффициента пористости kпколлектора и удельного сопротивления ρв пластовой воды. Величину τв св задают на основе экспериментальных данных для изучаемого объекта. Так, можно вычислить τв св из уравнения (VI.41), подставив в него значения Рн, Рпи kпp, для пластов с известной по данным гидродинамических исследований или анализа представительного керна проницаемостью, а затем использовать среднее значение τв св для данного объекта или зависимость между τв св и kпp. При расчетах принимают обычно 0,4 мкм<τв св<0,7 мкм.
Уравнение (VI.41) показывает, что должна быть связь между параметрами Рн и kпp. Это подтверждается практикой проведения работ в различных нефтедобывающих районах. Разными авторами были получены аналитические или графические зависимости между Рн и kпp для слабоглинистых терригенных продуктивных коллекторов. Так, для песчаников и алевролитов: Татарии и Башкирии В.М. Добрыниным и С.А. Султановым предложена формула
. (VI.42)
Если τв св в формуле (VI.42) выразить в см, то kпp·10-3 получим в мкм2.
Для слабоглинистых коллекторов предложена формула фирмы Шлюмберже
(VI.43)
Для ряда нефтеносных объектов используют формулу
, (VI.44)
где эмпирические константа а и b принимают различные значения для конкретных объектов. Так, по данным Е.И. Леонтьева, для пластов БВ8-10 Самотлора а = 1,369, b = 0,99.
Изложенный способ определения kпр позволяет с достаточной для практики точностью определять kпр в зоне нефтяной или газовой залежи, где отсутствует подвижная остаточная вода. В приконтурной части залежи этот способ дает заниженные значения kпр и поэтому неприменим.
Определение коэффициента проницаемости коллектора
По диаграммам геофизических методов
Глинистости (СП и ГМ)
Невозможность использования данных метода сопротивлений для определения kпр &пр в водонасыщенных, частично нефте-газонасыщенных коллекторах, а также в предельно нефте-газонасыщевных коллекторах, глинистость которых изменяется в широком диапазоне, заставила разработать более универсальные, хотя и менее точные геофизические способы определения kпр по данным методов ГМ и СП. Предпосылкой этих способов явилось наличие корреляционной связи между коэффициентом kпр и параметрами kгл и Т1гл, характеризующими глинистость коллектора (рис. 88). Поскольку геофизические параметры осп и А/у связаны соответственно с т)гл и и™, естественно предположить наличие связи между параметрами асп, A/v с одной стороны, и &пр, с другой (рис. 89, 90). Корреляционная связь между асп и kпр knp установлена для продуктивных отложений нефтегазодобывающих районов, в частности, для месторождений Западной Сибири и Южного Мангышлака. Эта связь выражается уравнением регрессии
|
|
Рис. 88. Корреляционная связь между £пр и т)гл для терригенных отложений девона Татарии
/ — коллектор; 2 — неколлектор; 3 — линия регрессии
| Рис. 88. Корреляционная связь между £пр и т)гл для терригенных отложений девона Татарии
/ — коллектор; 2 — неколлектор; 3 — линия регрессии
| Рис. 88. Корреляционная связь между £пр и т)гл для терригенных отложений девона Татарии
/ — коллектор; 2 — неколлектор; 3 — линия регрессии
где значения эмпирических констант а и Ь различны для разных геологических объектов. Наиболее надежна эта связь для кол-
лекторов, у которых параметры осп и knp изменяются в основном под влиянием глинистости. В слабоглинистых и чистых коллекторах, для которых значение «сп близко к единице и которые характеризуются высокой проницаемостью, связь междуосп и knp практически отсутствует, поскольку параметр knp таких коллекторов зависит главным образом от гранулометрического состава псаммитовой фракции.
Корреляционная связь между параметрами A/v и &Пр характеризуется уменьшением A/v с ростом &Пр для пород, проницае-
Рис. 89. Корреляционная связь между асгт и fenp для терригенных пород (построена по экспериментальным точкам)
мость которых контролируется глинистостью. В области высоких значений &пр параметр A/v близок к нулю и коэффициент &пр по величине А/7 определить невозможно. Эта область также представлена породами с минимальной глинистостью, проницаемость которых зависит от медианного диаметра- и степени отсортиро-ванности псаммитовой фракции.
Л. П. Долиной показано, что при изучении отдельных геологических объектов для определения &Пр целесообразно использовать комплексный параметр «cn/A/v=5 (рис. 91). Связь параметра В с &Пр оказывается более тесной, чем между осп и knp или А/у и &Пр. Для основных продуктивных горизонтов месторождения Узень связь между параметром В и &пр выражается полиномом
где а, Ь с, d — эмпирические постоянные.
Определение параметра &пр по величине В по сотням скважин месторождения Узень позволило составить карты проницаемости основных продуктивных горизонтов этого месторождения, дающие возможность понять особенности процесса разработки месторождения. Ценность карт &пр, составленных на основании корреляционной связи &щ> с комплексным параметром В, заключается в том, что они охватывают весь пласт, включая его при-
и законтурную части, следовательно, их можно использовать не только для анализа хода разработки, но и для выбора мест оптимального заложения законтурных скважин.
Рис. 90. Корреляционная связь между A/v и fenp для терригенных отложений Южного Мангышлака.
1 — линия регрессии; 2 — границы доверительного интервала
| Рис. 91. Корреляционная связь между комплексным параметром ас.п/Д/7 и /гпр для терригенных отложений Южного Мангышлака (по Л. П. Долиной).
/ — линия регрессии; 2 — границы доверительного интервала
Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.
|