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 k_п называется отно­шение суммарного объема всех пор V_пор в образце породы к видимому его объему V_обр:

Kп = Vпор/Vобр = (Vобр – Vзер)/Vобр(V.1)

где Vзер - суммарный объем зерен.

Коэффициентом открытой пористости k_по 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 р_вп к удельному сопро­тивлению насыщающей его воды . Параметр Р_п для грану­лярных пород может быть выражен через k_по 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 К_к равен отношению объема каверн V_K к видимому объему образца V_обр.

(V.4)

Если порода целиком кавернозна, то

(V.5)

где - объем минеральной части породы.

Выразив объемы V_мин и V_обр через плотности соответст­венно минеральной части породы р_мин и всего образца р_обр, 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 р_ф1; р₂ — то же, при заполнении тре­щин фильтратом второй промывочной жидкости с удельным электрическим сопротивлением р_ф2.

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

Поиск по сайту: