ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пустот, т.е. существованием пустотного (емкостного) пространства, которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекторов нефти и газа обусловливаются пористостью, кавернозностью 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.
Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях единицы. Пористость молено выразить также в процентах от объема породы. Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.
По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные — диаметром 2-0,5 мм; 2) капиллярные - 0,5-0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.
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, пустоты в которых представлены в основном субкапиллярными порами и каналами, независимо от значения коэффициента пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).
Коэффициентом полной пористости kп называется отношение суммарного объема всех пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр:
Kп = Vпор/Vобр = (Vобр – Vзер)/Vобр(V.1)
где Vзер - суммарный объем зерен.
Коэффициентом открытой пористости kпо называется отношение суммарного объема открытых, сообщающихся пор Vпок видимому объему образца:
Кпо =Vпо/Vобр(V.2)
При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости £п ог который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин. Существует несколько способов определения £по по образцам. С ними можно познакомиться в пособиях по подсчету запасов и по физике нефтяного и газового пласта. Наиболее широко применяют методы И.А. Преображенского и с использованием газового порометра. По образцам может быть определена и полная, и открытая пористость.
Поровыми в основном являются терригенные коллекторы и переотложенные карбонатные. Значения открытой и полной пористости песков практически совпадают. В песчаниках и алевролитах, по данным А.А. Ханина, полная пористость на 5-6% больше открытой.
Наиболее тесная связь пористости с показаниями геофизических методов отмечается для методов сопротивления, нейтронных и акустического. Оценка пористости по данным методов сопротивления осуществляется по параметру пористости представляющему собой отношение удельного сопротивления водонасыщенного пласта рвп к удельному сопротивлению насыщающей его воды . Параметр Рп для гранулярных пород может быть выражен через kпо следующим образом:
(V.3)
где а — некоторая постоянная; т — так называемый структурный коэффициент, характеризующий структуру порового пространства. Величина а чаще всего принимается равной 1, а значение m колеблется от 1,3 (для песков) до 2,4 (для песчаников).
Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах — от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12-25 %.
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.
Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними имеются существенные различия (см. § 7 настоящей главы).
Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13-15 %, но может быть и больше.
Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность достигает не более 1 — 2 %. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.
Коэффициент кавернозности Кк равен отношению объема каверн VK к видимому объему образца Vобр.
(V.4)
Если порода целиком кавернозна, то
(V.5)
где - объем минеральной части породы.
Выразив объемы Vмин и Vобр через плотности соответственно минеральной части породы рмин и всего образца робр, получим
(V.6)
Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном могут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макрокавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.
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, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) - и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.
Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин.
Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной Г и поверхностной П плотностью трещин: Г = S/V; П = 1/F, где S — суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; 1 — суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью площадью F.
Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин
где — число трещин, пересекающих линию длиной ΔL, перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность густоты трещин — 1/м.
Трещинная емкость по данным исследования шлифа под микроскопом равна
где b — раскрытость трещин в шлифе; I — суммарная протяженность всех трещин в шлифе; F — площадь шлифа.
Исследованиями Е.М. Смехова и других установлено, что интенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зависят от литологического состава пород. Трещиноватость карбонатных пород обычно выше, чем терригенных.
По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 -50мкм и микротрещины шириной до 40-50мкм.
Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.
Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по этим трещинам. 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. Методика обработки результатов наблюдений описана в пособиях по физике пласта.
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. В этом случае
Где — удельное сопротивление породы при заполнении трещин фильтратом первой промывочной жидкости с удельным сопротивлением рф1; р2 — то же, при заполнении трещин фильтратом второй промывочной жидкости с удельным электрическим сопротивлением рф2.
Микротрещиноватость изучают на образцах - на больших шлифах с площадью до 2000 мм2 или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см.
Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей процента до 1 -2 %.
Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей.
Коллектор является чисто трещиноватым, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит микротрещины. Но матрице часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дренироваться только за счет связи с макротрещинами, а может обладать и собственной достаточно высокой проницаемостью.
Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе.
Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное пространство пород-коллекторов.
При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных.
Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наиболее широко распространены поровые терригенные коллекторы — на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).
Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко. В карбонатных отложениях они характерны, например, для всей залежи в верхнемеловых карбонатных отложениях месторождения Хаян-Корт в Грозненском нефтяном районе. Они часто встречаются в объеме крупных залежей в карбонатных коллекторах, в зонах с наибольшей плотностью пород и обеспечивают гидродинамическую связь всех участков залежи между собой.
Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрокавернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провинция и др.). Макрокавернозные встречаются редко.
Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонатным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Белоруссии и других районов
В табл. 1 приведена промыслово-геологическая классификация пород-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам.
Таблица 1
Промыслово-геологическая классификация нефти и газа (по М.И. Максимову, с изменениями)
Коллектор | Литологический состав | |
Тип | Порода | |
Поровый Каверновый Трещинный Трещинно-поровый Трещинно-каверновый Трещинно-порово-каверновый Каверново-поровый | Пористая Кавернозная Трещиноватая Трещиновато-пористая Трещиновато-кавернозная Трещиновато-пористо-кавернозная Кавернозно-пористая | Гранулярные коллекторы, несцементированные и сцементированные (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные известняки) Карбонатные крупно- и мелкокавернозные породы (известняки, доломитизированные известняки, доломиты) Плотные породы (плотные известняки, мергели, алевролиты, хрупкие сланцы) Гранулярные коллекторы, сцементированные (песчаники, алевролиты, переотложенные карбонатные породы) Карбонатные породы То же То же |
Дата добавления: 2015-10-19; просмотров: 3965;