Коллекторские свойства пород коллекторов

Под пористостью горной породы понимается совокупность пустот (пор) между частицами ее твердой фазы в абсолютно сухом состоянии.

По размерам поры условно подразделяются на сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

Сверхкапиллярные, r (радиус) пор – 0,1 мм и выше.

Капиллярные, r от 0,0002 до 0,1 мм.

Субкапиллярные, r < 0,0002 мм.

Поры горных пород могут быть взаимосвязанными и изолированными. Первые соответствуют открытой, а вторые – закрытой частям порового пространства породы. Общая (абсолютная) пористость породы равна суммарному объему открытых и закрытых пор.

Количественно пористость оценивается коэффициентом, численно равным отношению объема пор V_пор к объему образца породы V_обр и выражается в долях единицы или процентах.

Коэффициент общей пористости:

(1)

где V_{пор.общ} – общий объем пор в образце породы.

Коэффициент открытой пористости:

(2)

где V_пор.о – объем открытых пор в образце породы.

Коэффициент закрытой пористости:

(3)

где V_пор.з – объем закрытых пор в образце породы.

Полезная емкость пород-коллекторов определяется объемом пор, которые могут быть заняты нефтью или газом. Величина этой пористости характеризуется коэффициентом эффективной статической пористости.

(4)

или

(5)

где V_пор.св – объем порового пространства, занятый связанной водой;

k­_В.СВ – коэф­фициент связанной водонасыщенности.

2. Влияние различных факторов на коэффициент пористости

Величина пористости обломочных пород зависит от формы и размера породообразующих частиц, степени их отсортированности, сцементированности и уплотненности.

Породы с низкой пористостью (меньше 5%) при отсутствии трещин и каверн обычно не являются промышленными коллекторами.

Породы с пониженной пористостью характеризуются k_П = 5-10%, со средней – k_П = 10-15%, с повышенной – k_П = 15-20%, высокопористые – k_П>20%.

Увеличение глинистого и другого по вещественному составу цементирующего материала снижает пористость пород.

Массовая глинистость K_гл.м, выражает отношение массы глинистой фракции (частиц размером меньше 0,01 мм) М_гл к полной массе жесткого скелета породы М:

(6)

Объемная глинистость K_гл, характеризует отношение объема глинистого материала (объема глинистых частиц с прочно связанной с ними водой) к объему всей породы:

(7)

где V_гл, V_ск, V_пор – объемы соответственно глинистой фракции, скелета и пор.

Относительная глинистостьη_гл, показывает степень заполнения глинистым материалом пор неактивного скелета:

(8)

или

(9)

где K_п.ск – пористость скелета породы; k­_П – открытая пористость. Если порода не содержит глинистого материала, то k_П=K_п.ск.

Разность между горным давлением p и пластовым (поровым) p_пор называется эффективным давлением(напряжением) p_эф, действующим на скелет породы:

(10)

Геостатическое давление с учетом изменяющейся плотности пород определяется как

(11)

где δ_п.ср – средневзвешенное значение плотности вышележащих пород до глубины H определения геостатического давления; g – ускорение свободного падения.

Содержание воды в горных породах называется их влажностью, а способность удерживать в себе то или иное количество воды в определенных условиях – влагоемкостью.

3. Водонасыщенность

Вода, содержащаяся в породах, в зависимости от характера ее взаимодействия с твердыми частицами имеет различное состояние и подразделяется на две основные категории: связаннуюи свободную.

Содержание связанной воды в породах обусловлено химическими и физико-химическими (адсорбционными) процессами. В связи с этим различают химически связанную и адсорбционно связанную воду.

К химически связанной относится вода кристаллизационнаяи конституционная.

Кристаллизационная вода входит на ряду с другими молекулами и ионами в кристаллическую решетку некоторых минералов в виде H₂O и, как правило, удаляется из них при t =100ºC.

Конституционная вода образуется при нагревании ряда минералов из входящих в их кристаллическую решетку гидроксильных ионов OH^-, H⁺, H₃O⁺ и часто называется гидроксильной.

Некоторая часть воды в пористых средах подвержена влиянию физико-химических (адсорбционных) сил, которые по своей природе являются электрическими и проявляются на поверхности гидрофильных частиц. Эту часть воды принято называть адсорбционной.

Породы, твердая фаза которых смачивается водой, считаются гидрофильными, если твердая фаза не смачивается водой – гидрофобными.

Содержание связанной воды в поровом пространстве пород количественно оценивается коэффициентом связанной водонасыщенности:

(12)

где V_в.св – объем связанной воды, соответствующий доле объема пор, занятого связанной водой; V_пор – общий объем пор породы.

Связанная и условно подвижная вода обуславливает остаточную водонасыщенность, характеризуемую коэффициентом k_в.ост остаточного водонасыщения.

Количество подвижной (извлекаемой) воды в породах, оценивается коэффициентом k_в.подв подвижной водонасыщенности

(13)

а общее содержание воды в поровом пространстве – коэффициентом k_в водонасыщенности

(14)

4. Нефтегазонасыщенность

Твердая фаза обломочных пород сложена в основном гидрофильными минералами, что обуславливает распространение в природе преимущественно гидрофильных коллекторов нефти и газа.

В общем случае

(14)

(15)

где V_н, V_г, V_в – доли объемов порового пространства, занятых соответственно нефтью, газом и водой; k_н, k_г, k_в – коэффициенты нефте-, газо- и водонасыщенности.

5. Вязкость

Вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении, характеризуются коэффициентом динамической вязкости.

В международной системе единиц (СИ) динамическая вязкость μ измеряется в Па·с (Паскаль в секунду) и определяется как вязкость среды, в ко­то­рой при градиенте скорости 1 м/(с·м) на 1 м² слоя действует сила трения 1 Н.

В нефтепромысловой практике вязкость измеряют в пуазах (П) или (сП). 1 сП = 0,01 П = 0,001 Па·с.

Вязкость газа с повышением температуры увеличивется.

Кинематическая вязкость ν представляет собой отношение динамической вязкости μ к плотности ρ. Единица измерения в СИ – м²/с или мм²/с; 1 мм²/с = 10^-6 м²/с.

В нефтепромысловой практике кинематическую вязкость измеряю в стоксах (Ст) или сантистоксах (сСт): 1 Ст = 10^-4 м²/с, 1 сСт = 10^-6 м²/с = 1 мм²/с.

При пересчетах абсолютной вязкости в кинематическую, значения плотности ρ или удельного веса γ берутся при рассматриваемых давлениях и температурах.

Вязкость нефти измеряется в . Различают пластовые нефти с незначительной вязкостью - ; маловязкие - , с повышенной вязкостью - , высоковязкие .

6. Плотность

Плотность δ – физическая величина, которая для однородного вещества определяется его массой (Масса – величина, характеризующая количество вещества в теле, и равная весу тела, деленному на ускорение свободного падения g). Для жидких и твердых веществ она устанавливается по отношению к плотности дистиллированной воды при 4ºС, для газов – по отношению к плотности сухого воздуха при нормальных условиях (p=101325 Па, T=0 К).

(16)

Удельный вес равен отношению веса тела к его объему и может быть определен как произведение плотности δ на ускорение свободного падения g.

Если плотности твердой фазы и пластовой жидкости постоянны, то при полном насыщении δ_п­ является функцией пористости породы (рис. 1):

(17)

Зависимость δ_п=f(k_п) позволяет определить k_п по плотности.

В глинистых породах твердая фаза состоит из основных породообра­зующих минералов, составляющих скелет породы с плотностью δ_м и глинистого цемента с плотностью δ_гл, заполняющего частично поровое пространство между зернами скелета.

Тогда

(18)

где k_гл – объемная глинистость.

Откуда

(19)

С увеличением глубины залегания плотность пород, как правило, возрастает, что связано с их уплотнением и, как следствие этого, уменьшением пористости под давлением вышележащих толщ.

7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Свойство пород пропускать через себя жидкость, газы и их смеси при перепаде давлений называется проницаемостью.

Физическая проницаемость соответствует проницаемости породы при фильтрации через нее однородной жидкости или газа, химически инертных по отношению к твердой фазе. Закон Дарси для оценки проницаемости запишем в следующем виде:

(20)

где Δp – перепад давления, Па; L – длина пористой среды, м; μ – динамическая вязкость жидкости (газа), Па·с; Q – объемный расход жидкости (газа) в единицу времени (в м³/с) через сечение F (в м²) пористой среды.

Из (20) следует

(21)

где k_пр – коэффициент проницаемости, м².

Основным фактором, влияющим на коэффициент проницаемости пород, является структура их порового пространства, характеризуемая формой и размером пор, извилистостью и удельной поверхностью каналов фильтрации. Эти параметры определяют объем фильтрующего агента, траекторию его отдельных струй и силы поверхностного взаимодействия, препятствующие фильтрации.

Теоретически, согласно уравнению Козени-Кармана,

(22)

где k_п.д – динамическая пористость образца породы, доли единицы; S_ф – удельная поверхность каналов фильтрации, м²/м³; T_г – гидравлическая извилистость каналов фильтрации, равной отношению средней статистической длины поровых каналов L_к к длине образца породы L; f – коэффициент, учитывающий форму сечения пор и изменяющийся для гранулярных коллекторов от 2 до 3, чаще всего 2,5.

Способность пород, насыщенных водонефтегазовыми смесями, проводить отдельно нефть, газ, воду называют фазовой (эффективной) проницаемостью.

Отношение фазовой проницаемости к физической называют относительной проницаемостью

которую выражают безразмерной величиной в долях единицы или процентах.

8. УДЕЛЬНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ

Свойство горных пород проводить электрический ток характеризуется их удельной электропроводностью σ или величиной, обратной ей, - удельным электрическим сопротивлением

(23)

где R – полное электрическое сопротивление образца породы, Ом; S – площадь поперечного сечения образца, м²; L – длина образца, м.

8.1. Удельное сопротивление неглинистых пород

Горные породы проводят электрический ток в основном за счет наличия в их поровом пространстве водных растворов солей. В связи с этим удельное сопротивление неглинистой породы ρ_вп гранулярного строения, поры которого полностью насыщены водой, зависит от ρ_в этой воды, ее количества и характера распределения в породе, определяемых соответственно коэффициентом пористости k_п и структурой порового пространства.

Для исключения влияния удельного сопротивления пластовой воды вместо ρ_вп для водонасыщенных пород принято рассматривать величину:

(24)

называемую относительным сопротивлением. Для чистых (неглинистых) пород P не зависит от удельного сопротивления насыщающих вод, а связано с величиной пористости и структурой порового пространства. В связи с этим его называют также и параметром пористости.

Для пород с однородной структурой, сложенных частицами правильной формы, связь между относительным сопротивлением и пористостью может быть рассчитана аналитически.

Анализ теоретических расчетов, выполненных для идеальных пород, подтверждает, что относительное сопротивление зависит не только от коэффициента пористости, но и от структуры порового пространства, обуславливающий характер распределения воды в породе. Расчеты и экспериментальные исследования показывают, что зависимость P=f(k_п) имеет обратный степенной характер и может быть апроксимирована в диапазоне средних значений k_п (от 3-5% до 30-40%) уравнением общего вида

(25)

где a – некая постоянная; m – структурный показатель, зависящий от формы поровых каналов.

На практике широкое применение находят и частные виды этого уравнения (рис. 2):

(26)

где структурный показатель m изменяется от 1,3 (для слабосцементированных пород) до 2,3 (для крепких хорошо сцементирован­ных пород); для средне сцементированных песчаников часто используют выражение:

(27)

В слоистых породах удельное сопротивление в направлении, параллельном наслоению ρ_{вп.парал}, отличается от его значения, измеренного в направлении, перпендикулярном наслоению ρ_{вп.перп}­. Такие породы называются анизотропными по удельному сопротивлению.

Степень анизотропности породы оценивается коэффициентом анизотропии

(28)

а величина ее удельного сопротивления характеризуется

(29)

В нефтегазонасыщенной породе нефть или газ, частично замещая в поровом пространстве воду, повышают ее удельное сопротивление. В этих условиях ρ_нг зависит от содержания в ее порах нефти, газа и воды, характера их распространении в поровом пространстве, минерализации пластовой воды, пористости и структуре порового пространства и т.п. Для полного или частичного исключения факторов (минерализации пластовых вод, пористости и структуре порового пространства), влияющих на величину ρ_нг, вместо него рассматривают отношение

(30)

где ρ_нг – удельное сопротивление породы, поры которой заполнены нефтью (газом) и остаточной водой; ρ_вп – удельное сопротивление той же породы при условии 100%-ного заполнения ее водой.

Величина P_н показывает, во сколько раз увеличивается удельное сопротивление породы, насыщенной нефтью или газом при частичном заполнении ее пор водой, и называется коэффициентом увеличения сопротивления. Для неглинистых пород P_н зависит не только степени их насыщения водой, не и от характера распределении в поровом пространстве воды, нефти и газа. В связи с этим величина P_н часто называется параметром насыщения. Между P_н и k_в существует обратная степенная зависимость

(31)

где n – показатель, характеризующий структуру токопроводящих каналов нефтенасыщенной породы, зависящий от ее литолого-петрографических особенностей и структуры порового пространства, физико-химических свойств нефти (газа) и воды и их распределения в порах.

Так как k_в=1 - k_нг (где k_нг – коэффициент нефтегазонасыщенности), то

(32)

8.2. Удельное сопротивление глинистых пород

Для глинистой водонасыщенной породы пропорциональности между ее удельным сопротивлением ρ_вп.гл и удельным сопротивлением насыщающей воды ρ_в нарушается. Это связано с тем, что электропроводность такой породы определяется не только проводимостью воды, но и поверхностной проводимостью глинистых частиц (гидратационной пленки), покрывающей их поверхность. Поверхностная проводимость проявляется тем значительнее, чем выше глинистость породы и меньше минерализация насыщающей воды. Относительное сопротивление глинистой породы, соответствующее насыщению высокоминерализованной водой, при которой поверхностная проводимость минимальна, называют предельным P_п. Учет влияния поверхностной проводимости глин на относительное сопротивление осуществляется при помощи коэффициента поверхностной проводимости

(33)

где P_к – кажущееся относительное сопротивление пород, насыщенных не менее минерализованной водой.

Электропроводность глинистой породы с рассеянным глинистым материалом

(34)

9. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ АКТИВНОСТЬ

Электрохимические процессы, протекающие в горных породах, вызывают их поляризацию. К ним относятся диффузно-адсорбционные, фильтрационные, окислительно-восстановительные процессы и процессы, связанные с действием внешнего электрического поля. В зависимости от фактора, вызывающего поляризацию, различают диффузно - адсорбционную, фильтрационную, окислительно-восстановительную электрохимические активности пород.

При растворении какого-либо вещества в растворителе, молекулы растворившегося вещества диссоциируют на положительные и отрицательные ионы. Диссоциация растворившегося вещества обусловлена воздействием на них молекул растворителя и происходит от наличия электрического тока. Действие тока на раствор заключается лишь на перемещении ионов к электродам, где они разряжаются.

На контакте двух электролитов разной концентрации, вследствие разной электрической подвижности их ионов, возникают диффузионные потенциалы.

ЭДС диффузии этих потенциалов в случае контакта простых и не отличающихся по химическому составу электролитов оценивается уравнением Нернста

(35)

где R – универсальная газовая постоянная [R=8,314 Дж/(моль·Кл)]; F – число Фарадея [F=96500 Кл/моль]; T – абсолютная температура, К; n_к и n_а – число катионов и анионов; z_к и z­_а – валентности катиона и аниона; u и v – электрохимические подвижности катиона и аниона, Ом·см²/моль; C₁ и C₂ – концентрации контактирующих электролитов, моль/л. Если C₁> C₂, тогда E_д определяет потенциал второго электролита по отношению к потенциалу первого.

Из формулы (35) следует, что обязательным условием ЭДС является подвижность катионов и анионов. В растворе NaCl анион Cl в 1,5 раза подвижней аниона Na. Если C₁=C₂, то диффузная ЭДС отсутствует. Для одновалентного электролита, когда валентности равны z_a, z_к=1 и n_a, n_к=1, формула (35) принимает вид

(36)

где E_д – ЭДС диффузии, В.

Если подставим в уравнение (36) значение при T=293 К и, заменив натуральный логарифм десятичным, и выразив ЭДС в мВ, получим:

(37)

(38)

где - числа переноса катиона и аниона.

При постоянстве T в (36, 37), выражение (38) примет вид (обозначим выражение перед логарифмом через K_д):

(39)

где K_д – коэффициент диффузной ЭДС, который зависит от T и химического состава контактирующих электролитов.

Если два раствора различной концентрации разделены тонкопористой перегородкой (мембраной), то через нее будет происходить диффузия солей и возникнет мембранная или диффузионно-адсорбционная ЭДС.

Лабораторными исследованиями установлено, что мембранная ЭДС отличается по величине от диффузной ЭДС

(40)

где E_да – диффузионно-адсорбционная ЭДС; z – валентность электролита.

Уравнение (40) получено из уравнения (35) при допущении, что анионы неподвижны v = 0, валентности катионов и анионов равны, z_к=z_а, если N_к=1, а N_а=­0, то

(41)

(42)

Величина E_да зависит от структуры перегородки и не зависит от ее толщины. При применении глины в качестве мембраны для раствора NaCl более концентрированный раствор заряжен отрицательно и величина диффузионно-адсорбционного потенциала K_да для мембраны из глины достигает 45 мВ. Основная причина изменения величины и знака E_да, это изменение чисел переноса в поровых каналов капиллярной системы, вызванное влиянием двухэлектродного слоя. Двойной электрический слой возникает на границе раздела различных фаз в частности на поверхности твердой частицы при контакте с электролитом и является электрически нейтральной системой. По данным электрохимии, объем капиллярно-поровой системы заполненной водным электролитом может быть распределен на несколько частей.

Широкий капилляр

1-слой адсорбционный, подвижность анионов очень мала, т.к. они входят в состав стенок капилляров. Поверхность твердой фазы заряжена отрицательно и составляет внутреннюю обкладку двойного слоя.

2-слой диффузионный, в этой части двойного слоя катионы и анионы обладают некоторой подвижностью, но меньшей, чем в свободном растворе. При отрицательном заряде твердой фазы, концентрация ионов в диффузном слое убывает в направлении от поверхности к свободному раствору, а концентрация анионов возрастает. Однако в целом количество катионов в объеме диффузного слоя превышает значительное количество анионов.

3-слой. Объем заполнен свободным раствором, причем концентрация электролита равна концентрации такого раствора, которым насыщены поры мембраны. Свободный раствор в порах предполагается быть электрически нейтральным, содержащим одинаковое количество анионов и катионов. В широком капилляре, радиус которого больше толщины диффузного слоя, объем занимаемый свободным раствором во много раз больше объема диффузного слоя.

Узкий капилляр

В узком капилляре радиус которого несколько превышает толщину двойного слоя или равен ей, большая часть объема капилляра занята диффузионным слоем с преобладающим содержанием подвижных катионов. Электропроводность, диэлектрическая проницаемость, вязкость и другие свойства существенно отличные от таких же свойств свободного раствора. Поэтому физические свойства горных пород существенно зависят от соотношения занимаемых объемов свободным и диффузионным растворами. Толщина двойного диффузионного раствора уменьшается с ростом концентрации раствора. В качестве параметра количественной характеристики диффузионно-адсорбционной активности принимают коэффициент диффузионно-адсорбционной активности:

(43)

Под диффузионно - адсорбционной активностью породы понимается ее способность вызывать превышение ЭДС диффузионной адсорбции. Для ЭДС диффузионной адсорбции для одной и той же пары растворов A_да­=K_да-K_д. Диффузионно-адсорбционная активность A_да изменяется от 0 до 70 мВ. В чистой неглинистой породе A_да стремится к нулю, а высокопористой плотной глине – к 70 мВ. Диффузионно-адсорбционная активность возрастает с уменьшением размеров пор в породе. Установлена связь между диффузионно-адсорбционной активностью A_да и ионно-сорбционной способностью пород, характеризуется приведенной емкостью объема g_п. приведенная емкость обмена (поглощения) характеризует число молей поглощенных катионов, приходящихся на единицу объема (м³, см³) порового пространства породы.

Лекция 4

Общие сведения

Участок скважины с увеличенным диаметром называют каверной.

Удельное электрическое сопротивление ρ­­­_с промывочной жидкости меняется в широких пределах – от сотых долей до единиц Ом·м. Промывочную жидкость с удельным сопротивлением, превышающим 0,2 Ом·м, называют пресной, с ρ­­­_с меньшим 0,2 Ом·м – соленой. В отдельных случаях скважина бурится на нефтяной эмульсии или с продувкой воздухом (скважина сухая), что с точки зрения электрического каротажа соответствует непроводящей скважине.

Геологический разрез месторождений нефти и газа обычно представлен осадочными отложениями. В осадочной толщине горные породы залегают в виде прослоев, ограниченных поверхностями раздела, которые в пределах небольшой области, исследуемой при каротаже, можно считать параллельными. Нижняя поверхность раздела называется подошвой, верхняя – кровлей. Свойства пород в прослое постоянны. Прослой или несколько смежных прослоев с одинаковыми свойствами при каротаже получили название пласта, а породы, залегающие выше и ниже пласта, получили название – вмещающих пород.

Столб ПЖ, заполняющей скважину, оказывает гидростатическое давление на ее стенки. Поэтому при пересечении пласта-коллектора скважиной наблюдается проникновение фильтрата ПЖ в пласт. Часть пласта, в которую проник фильтрат, называется зоной проникновения, а ближайшая к скважине часть ее – промытой зоной. В результате фильтрация ПЖ на стенке скважины против пласта оседает слой глинистых частиц – глинистая корка.