ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД

Коллекторские свойства горных пород (пористость и проницаемость) можно определить:

1. Лабораторным путём при наличии образцов из скважин (керна) или из естественных обнажений. Имеются специальные установки для анализа плотных и рыхлых пород.

Открытую пористость пород-коллекторов в лабораторных условиях чаще определяют методом Преображенского путем заполнения пустот очищенным керосином и взвешивания предварительно экстрагированного и высушенного образца в воздухе и в керосине. Применяется также метод нагнетания ртути под высоким давлением в образцы породы после предварительной откачки воздуха.

2. По промысловым данным (по производительности эксплутационных скважин).

3. По комплексным данным геофизических исследований скважин (ГИС).

В результате определяются коэффициенты пористости и нефте- и газонасыщенности, которые используются при подсчёте запасов углеводородов и определяется коэффициент проницаемости, необходимый при проектировании разработки месторождения.

Методы определения пористости и проницаемости горных пород

Пористость

Для определения полной (абсолютной) пористости образца горной породы, исходя из формулы (1.3.2), необходимо знать объем пор и объем образца. Для определения объема образца существует несколько различных способов:

1) Метод парафинизации. Предварительно взвешенный образец покрывают тонкой пленкой расплавленного парафина за 1-2 секунды, чтобы парафин не проник в поры и сразу застыл. Затем взвешивают образец с оболочкой и определяют его объем погружением в жидкость и вычитают объем оболочки, учитывая удельный вес (или плотность) парафина. Достоинством метода является возможность его использования для определения объема образцов рыхлых пород, однако, он очень трудоемок и не повышает точности измерений коэффициента пористости.

2) Метод вытеснения. При использовании этого метода образец погружают в жидкость, не проникающую в его поры (чаще всего имеют в виду ртуть) и таким образом определяют объем образца. Недостатком метода является то, что способ применим только к сильно сцементированным кернам (иначе при погружении в ртуть часть зерен может отпасть), а также невозможность учета прилипших к поверхности образца пузырьков воздуха из-за непрозрачности ртути. Кроме того, ртуть токсична.

3) Геометрический метод. Измерение геометрических размеров образцов проводят лишь для специально выточенных кернов идеальной формы без сколов зерен.

4) Метод Преображенского. Наиболее часто используемый метод, заключающийся в насыщении образца жидкостью (чаще керосином или водой) и определения его объема погружением в ту же жидкость.

Методы измерения объема пор образца горной породы определяются видом пористости.

1) Метод Мельчера измерения полной пористости. При определении полной (абсолютной) пористости горной породы исходят из того, что масса проэкстрагированного и высушенного образца породы есть величина постоянная до и после его дробления. Выразим объем твердой части образца породы через V_тв, тогда выражение для полной пористости примет вид:

, (1.3.9)

где r_обр и r_тв – плотность образца и его твердой части (скелета или зерен).

Таким образом, полная пористость образца горной породы может быть определена, если известны плотность образца в целом и плотность слагающих его частиц.

При определении объема образца для расчета его плотности используют метод парафинизации. После чего образец очищают от парафина, измельчают и определяют плотность измельченной твердой части путем взвешивания и погружения в жидкость. В ряде случаев использую два образца: один парафинизируют, другой измельчают для определения плотности. Для измерений могут использоваться специальные пикнометры-порозиметры (рис. 1.3.6).

Порозиметр состоит из градуорованной трубки, имеющей на одном конце камеру, а на другом - расширение, притертое к стаканчику. При этом объем стаканчика до начала шкалы равен объему камеры до конца шкалы. До измерения объема образца его насыщают керосином в вакуумной установке (рис. 1.3.7).

В порозиметр наливают керосин, плотно закрывают стаканчиком, переворачивают и проводят отсчет. Затем переворачивают в первоначальное положение, снимают стаканчик, помещают в колбунасыщенный и поверхностно осушенный образец, плотно закрывают стаканчиком, прибор переворачивают и проводят второй отсчет. Разность отсчетов равна объему образца. Второй кусочек тщательно измельчают и аналогичным образом определяют объем получившегося порошка.

2) Методом насыщения по Преображенскому определяют открытую пористость (см. дополнительный материал к Главе 3 Приложения). Экстрагированный и высушенный образец взвешивают (вес Р). Затем образец насыщается под вакуумом жидкостью (керосином или водой). Насыщенный образец вынимают, освобождают от избытка жидкости, взвешивают в воздухе (вес Р_к).

Рис. 1.3.6. Порозиметр: 1-стаканчик, 2-расширение, 3-камера.

Рис. 1.3.7. Вакуумная установка: 1 – вакуумметр, 2 – делительная воронка, 3 – кран, 4 – склянка Тищенко, 5 – колба Бунзена

Разность весов насыщенного и сухого образцов, деленная на удельный вес керосина g_к дает объем пор:

.

Далее насыщенный образец взвешивают в керосине (Р_кк).

Разность весов насыщенного образца в воздухе и в керосине, деленная на удельный вес керосина, дает его объем:

Отношение V_n и V_обр определяет коэффициент пористости насыщения:

Из полученной формулы видно, что коэффициент пористости не зависит от удельного веса жидкости. В крупнозернистых и особенно слабосцементированных песчаниках коэффициенты абсолютной пористости и пористости насыщения почти совпадают. Метод Преображенского широко применяется для сцементированных пород.

3) Более точное определение открытой пористости можно получить методом насыщения сухого образца не адсорбирующимся на поверхности частиц газом (азотом). Пусть образец насыщен газом при давлении Р₁, а выпущен при снижении до давления Р₂. Считая газ идеальным, запишем уравнения материального баланса:

и .

Здесь и - масса газа в поровом пространстве образца при давлении Р₁ и Р₂, соответственно, и - значение плотности газа при этих давлениях, и - объем газа в образце при насыщении и после того, как часть газа была выпущена из образца при понижении давления. Объем выпущенного из образца газа можно измерить (например, газовым счетчиком). Тогда , откуда легко найти объем пор, а зная объем образца и коэффициент открытой пористости:

.

4) Для определения эффективной пористости после насыщения образца керосином, последний удаляют на капиллярной установке (при этом объемом пленки, покрывающей частицы в образце, пренебрегают).

5) Для определения динамической пористости используют не экстрагированные образцы, которые продувают воздухом или азотом при градиенте давления порядка 0,05МПа/см для удаления подвижной части жидкости.

6) Пористость образца можно представить в виде отношения площади пор к площади всего образца в каком–либо сечении (просветностью). В этом случае пористость оценивается методами, основанными на измерении площадей под микроскопом или определении соотношения этих площадей по фотографиям. Для контрастности при изучении степени взаимосвязанности пор последние иногда заполняются окрашенным воском или пластиками.

При выборе методов измерения пористости необходимо учитывать особенности и свойства коллектора. При оценке пористости пород газовых коллекторов, открытую пористость следует измерять газометрическим способом с помощью газовых порозиметров. В случае сыпучих пород можно воспользоваться формулой, предложенной Б.Ф. Ремневым:

,

где m_c –пористость породы после разрушения.

Общее представление о проницаемости и ее практическое значение

Проницаемость – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями. Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы из-за малых размеров пор в них оказываются практически мало- или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.). Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм. В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей – совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемости. Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость. Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Для ее оценки обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей. Фазовой проницаемостью называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства нефтью, водой или газом и от их физико-химических свойств. Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной. Для оценки проницаемости горных пород используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости

v = Q / F = ( kпр /  ) (p / L), (5.6)

где v – скорость линейной фильтрации, см/с;

Q – объемный расход жидкости в единицу времени, см3 /с;

µ – коэффициент динамической вязкости флюида, мПа∙с;

F – площадь фильтрации, см2 ;

∆ P – перепад давления, Па;

L – длина пористой среды, см;

Kпр – коэффициент проницаемости.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности kпр, который называют проницаемостью. Для расчета коэффициента проницаемости kпр для жидкостей используется формула:

Единицы измерения проницаемости – милипаскаль мПа*с в секунду или дарси (Д).

1Д = 10^-12 м² = 1мкм². Проницаемость пород нефтяных и газовых месторождений меняется от 0,001…3 ÷ 5 мкм² .

Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью от 0,2…1 мкм2 . Породы, имеющие проницаемость менее 0,03…0,5 мкм2 , слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процесс фильтрации при существующих пластовых градиентах давлений. Проницаемость песчаников обычно составляет 0,20 – 1,00 Д. Для алевролитов она изменяется от нескольких десятых до 0,02 – 0,03 Д