Физические свойства коллекторов

Пористость. Различают физическую или абсолютную пористость, пористость насыщения, которые не зависят от формы пустот, и эффективную или полезную пористость, зависящую от формы пустот.

Эффективную или полезную пористость характеризует только объем тех поровых пространств, через которые возможно движе­ние жидкости (воды, нефти) или газа под воздействием тех или иных сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Эффективная пори­стость, т. е. отношение объема эффективных пор V_э данной породы к видимому объему этой породы V_П

(III.2)

Пористость пластов может изменяться в вертикальном и в го­ризонтальном направлениях: в горизонтальном направлении или по простиранию пласта значение ее изменяется постепенно и, наоборот, в вертикальном или поперек мощности и слоистости пласта — резко.

По результатам лабораторного исследования образцов пород определяют среднее значение пористости по отдельным скважинам или по мощности пласта в отдельных точках.

На основании полученных средних значений пористости по отдельным скважинам можно получить ясное представление об ее изменении по пласту вкрест простирания и по его прости­ранию. Для этой цели строят специальные карты пористости по пласту, на которых соответствующими изолиниями соединяют участки с одинаковыми значениями пористости.

По данным геофизических исследований при определенных геологических условиях можно получить более подробные и до­статочно точные сведения о пористости и ее изменении в пределах изучаемого месторождения. В некоторых случаях пористость пласта оценивают с помощью методов потенциалов собственной поляризации (ПС), радиоактивных методов и, в первую очередь, нейтронного по плотности надтепловых и тепловых нейтронов, гамма-нейтронного и нейтронного гамма-каротажа (НГК)[5].

В карбонатных породах нейтронный метод позволяет опре­делить коэффициент пористости с достаточной точностью. Большое преимущество этого метода — возможность его применения в сква­жинах, закрепленных обсадными колоннами. Как известно, в таких условиях применять электрические методы нельзя. Не по­лучают необходимого эффекта и при экспериментальном определе­нии пористости по керну вследствие слишком ограниченного выноса его на поверхность.

Более достоверно пористость пород определяют методом рас­сеянного гамма-излучения, акустическим методом и при помощи микрозондов и экранированных микрозондов. Также установлена возможность изучения пористости по данным интенсивности гамма-излучения, созданного изотопами, введенными в пласт в процессе бурения. Этот метод интересен тем, что интенсивность гамма-излучения изотопов в данном случае зависит от коэффи­циента эффективной пористости. При помощи этого метода во время определения трещиноватой пористости пород получают наиболее точные результаты.

К новым методам определения коэффициента пористости пород относится также ультразвуковой, который, вероятно, будет эффективным при изучении карбонатных коллекторов, где в комплексе с мнкроэлектрическими методами возможно решение задачи разделения пористости на трещиноватую и гра­нулярную.

Для определения пористости пород по ультразвуковому ме­тоду целесообразно использовать зависимость[6]

(III.3)

где v_р— скорость продольных упругих волн в однородной и изо­тропной среде в м/с; β ₀ — коэффициент объемной сжимаемости пористой среды в Па^-1; v_п — коэффициент Пуассона пористой среды; ρ _п — плотность пористой среды в Н·с²/м⁴.

Плотность пористой среды выразим через ее пористость

(III.4)

где ρ _тв — средняя плотность твердой фазы; ρ _ж — средняя плот­ность жидкости, заполняющей поры породы; m_п— коэффициент пористости породы.

Объемный коэффициент сжимаемости найдем по формуле[7]:

(III.5)

где β _П, β _ТВ, β _Ж — коэффициенты сжимаемости пор, твердой фазы и жидкости в Па^-1; μ _р — коэффициент, учитывающий относи­тельное содержание и сжимаемость глинистых частиц.

Подставив выражения (III.4) и (III.5) в (III.3), получим:

III.6)

Уравнение (III.6) определяет зависимость между скоростью продольных волн и коэффициентом пористости пород с совершенной связью между твердой и жидкой фазами (дисперсией скорости пренебреженно).

Как видим, пористость пласта можно определить несколькими методами.

Глинистость. Для составления проекта разработки нефтяных месторождений, в котором предусматривается приме­нение законтурного или внутриконтурного заводнения, следует определять глинистость горных пород. Определенное расположение глинистых пропластков позволяет вскрывать водоплавающие залежи, обеспечивая длительную безводную эксплуатацию сква­жин. Учитывая глинистость пород, можно предусмотреть плохую приемистость нагнетательных скважин при закачке в них пресных вод (разбухающие глинистые частицы закупоривают поры коллектора). Глинистые пропластки влияют на точность определения коэффициента пористости методами сопротивления и нейтронными методами. Знать глинистость пород также необ­ходимо во избежание значительных погрешностей при определе­нии коэффициента нефтегазонасыщения песчано-глинистых кол­лекторов.

Глинистость пород наиболее точно можно определить методами потенциалов собственной поляризации и естественной радиоактив­ности, а в некоторых, более частных случаях — методом сопро­тивления и методом потенциалов вызванной поляризации.

Данные, полученные по отдельным скважинам месторождения, используются для составления пластовых карт, отображающих характер изменения содержания глинистого материала как по всему объекту разработки в целом, так и по отдельным его пластам и пропласткам.

Проницаемость коллектора — параметр, характери­зующий его способность пропускать жидкость или газ. Как и по­ристость, проницаемость не постоянная величина и изменяется но мощности пласта и по напластованию. По напластованию значение ее изменяется в больших пределах — от 0, 01 до 3 мкм². Значение этого параметра резко изменяется в пластах, сложенных карбонатными породами; при содержании последних более 10% породы практически становятся непроницаемыми.

Простой зависимости между пористостью и проницаемостью, по-видимому, нет. Однако при помощи метода математической статистики легко показать, что существует корреляционная связь между эффективной пористостью и физической проницаемостью. Эта связь представляется в виде эмпирических выражений. Для различных продуктивных пластов характер связи различен, но вывод остается один — с увеличением пористости пород в общем возрастает и их проницаемость.

Методика вычисления среднего значения проницаемости та же, что и при вычислении средней пористости. По такому же способу строят специальные карты равной проницаемости нефтяных пластов.

Проницаемость пород можно определить при помощи методов промысловой геофизики. В частности, для этой цели используют методы сопротивлений и методы потенциалов вызванной и соб­ственной поляризации пород.

Так как одновременно с коэффициентом проницаемости породы определяется нефтеводонасыщенность, то метод сопротивлений по­зволяет устанавливать не только физическую проницаемость, но и относительные значения этого параметра. Недостаток ме­тода — возможность его использова­ния только в области нефтенасыщенной части коллектора при отсутствии оста­точной воды.

Метод потенциалов вызванной по­ляризации при известных условиях (при проницаемости в пределах 0, 05— 1 мкм²) позволяет определять прони­цаемость с достаточно большой точ­ностью.

Используя зависимость проница­емости пород от их глинистости с естественной радиоактивностью, можно определить проницаемость горных по­род по данным гамма-каротажа.

Проницаемость трещиноватых коллекторов в некоторых слу­чаях определяют по графику (рис. III. 1) или по результатам исследования скважин глубинными дебитомерами и расходомерами[8] (в виде профилей продуктивности и приемистости).

В отличие от профиля проницаемости, составленного по данным анализа керна, профиль продуктивности отражает проницаемость частей пласта во всей зоне дренажа, т. е. таким образом соста­вленный профиль учитывает диалогическую неоднородность в направлении напластования.

Изучение фактических данных по многим месторождениям показывает, что распределение проницаемости пластов носит случайный, вероятностный характер и может быть описано раз­личными теоретическими функциями распределения.

Пьезопроводность — параметр, характеризующий скорость перераспределения давления в упругом пласте в связи с изменением пористости и проницаемости, он изменяется в раз­личных направлениях. В зоне насыщенной нефтью, она имеет меньшее значение, чем в зоне, насыщенной водой. Так, по данным И. Г. Пермякова пьезопроводность девонского песчаника Д1 Туймазинского месторождения изменяется в пределах от 1, 22 м²/с в нефтеносной части пласта до 3, 02 м²/с — в водоносной, а для девонского песчаника Д2 того же месторождения — в пределах от 0, 80 м²/с в нефтеносной части пласта до 2, 15 м²/с — в водо­носной части.

Пьезопроводность — это комплексный коэффициент:

(III.7)

где k— коэффициент проницаемости в м²; μ _ж — динамическая вязкость жидкости в Па·с; β _ж и β _с — коэффициенты объемной упругости или коэффициенты сжи­маемости жидкости и пласта (пори­стой среды) в Па^-1; β ^* — коэф­фициент упругоемкости пласта в Па^-1

Коэффициенты _ж, _с, * опреде­ляют в зависимости от давления и температуры.

Коэффициент объемной упругости жидкости, и в частности коэффи­циент объемной упругости нефти н, зависит от ее состава и количества газа, растворенного в ней. По данным П. Д. Джонса[9], коэффициент объем­ной упругости нефти изменяется в широких пределах — от 0, 7 до 14 ГПа^-1.

В значительно меньших пределах колеблется коэффициент объемной упругости воды; среднее значение его равно 0, 4 ГПа^-1.

Еще меньше коэффициент объемной упругости породы. Зна­чение его можно определить по кривой Хоукинса (рис. III.2). Для различных пород коэффициент объемной упругости различен. Тщательно поставленные многочисленные эксперименты Д. А. Ан­тонова показывают, что этот коэффициент для девонских песча­ников Туймазинского нефтяного месторождения колеблется в сред­нем от 0, 096 до 0, 126 ГПа: ¹.

Наиболее достоверное значение пьезопроводности пласта можно получить при исследовании взаимодействия скважин. Этот коэф­фициент, как и все другие, определяют для каждого изучаемого месторождения.