![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
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 Vэ данной породы к видимому объему этой породы VП
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]
где vр— скорость продольных упругих волн в однородной и изотропной среде в м/с; β 0 — коэффициент объемной сжимаемости пористой среды в Па-1; vп — коэффициент Пуассона пористой среды; ρ п — плотность пористой среды в Н·с2/м4. Плотность пористой среды выразим через ее пористость
где ρ тв — средняя плотность твердой фазы; ρ ж — средняя плотность жидкости, заполняющей поры породы; mп— коэффициент пористости породы. Объемный коэффициент сжимаемости найдем по формуле[7]:
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:
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.
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 Пьезопроводность — это комплексный коэффициент:
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 Коэффициент объемной упругости жидкости, и в частности коэффициент объемной упругости нефти В значительно меньших пределах колеблется коэффициент объемной упругости воды; среднее значение его равно 0, 4 ГПа-1.
Наиболее достоверное значение пьезопроводности пласта можно получить при исследовании взаимодействия скважин. Этот коэффициент, как и все другие, определяют для каждого изучаемого месторождения.
|