Динамическая и эффективная пористость и их значение для характеристики граничных значений ФЕС

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЖРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Кафедра геофизических методов исследования скважин

КУРСОВАЯ РАБОТА

по физике горных пород

Тема: Динамическая и эффективная пористость и их значение для характеристики граничных значений ФЕС

Тюмень, 2016



Содержание

Введение

1. Пористость горных пород

1.1 Происхождение пор горных пород

1.2 Общее представление о пористости, виды пористости

2. Динамическая и эффективная пористость и их значение для характеристики граничных значений ФЕС

2.1 Динамическая пористость пород

2.2 Определение величины динамической пористости на примере Западной Сибири

2.3 Определение эффективной пористости пород

2.4 Обоснование модели эффективной пористости на примере Западной Сибири

Заключение

Список использованной литературы



Введение

На сегодняшний день к важнейшим результатам геологоразведочных и промысловых работ следует относить не только информацию о геологическом строении залежи и ее свойствах, необходимых для подсчета запасов, но и возможность количественного прогноза поведения залежи в процессе разработки, определения добывных характеристик коллекторов и состава притока. Отсюда следует необходимость определения характеристик, определяющих фильтрационные и емкостные способности коллектора по флюидам, находящимся в пласте, динамических параметров коллекторов (фазовых проницаемостей, эффективной пористости), капиллярных давлений и других свойств в условиях естественного залегания.

Многие промышленно продуктивные коллекторы относятся к категории «сложных» - глинистых с полиминеральным составом матрицы и цемента, сложной структурой емкостного пространства. Проблема количественного определения динамических ФЕС таких коллекторов (в частности, эффективной и динамической пористости) до сих пор не имеет надежного решения. Прежде всего, эти задачи должны быть рассмотрены для существенно неоднородных гранулярных коллекторов, к которым приурочены значительные запасы углеводородов.

Для оценки ФЕС коллекторов нефти и газа традиционно оперируют такими параметрами как общая пористость, объемная глинистость и абсолютная проницаемость. Ни одна из названных характеристик не является однозначным атрибутом коллектора. Открытая пористость характеризует лишь емкость коллектора, не отражая его отдающие способности.

Величина общей пористости у глинистых неколлекторов зачастую выше, чем у коллекторов. Абсолютная проницаемость отражает фильтрационные свойства коллектора в сухом состоянии для воздуха или инертного газа (последний не взаимодействует с поверхностью коллектора). Эта проницаемость не отражает фильтрационных возможностей коллектора, насыщенного нефтью или газом потому, что проницаемости нефти, газа и воздуха даже для сухой породы не могут быть одинаковыми.

Поэтому для количественного описания коллекторов следует использовать их характеристики - эффективную и динамическую пористость по нефти и воде, которые являются базисными параметрами в концепции эффективного порового пространства (ЭПП).

Целью курсовой работы является изучение динамической и эффективной пористости и их значения для характеристики граничных значений ФЕС.

Названные цели позволяют сформулировать следующие задачи для исследования:

1. Изучить пористость горных пород, происхождение и виды пористости.

2. Рассмотреть динамическую пористость пород.

3. Рассмотреть определение эффективной пористости пород.

4. Разобрать определение величины динамической пористости и рассмотреть обоснование модели эффективной пористости на примере Западной Сибири.



1. Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1) поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические) - это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы;

2) поры растворения - образовались в результате циркуляции подземных вод;

3) пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста;

4) поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, например, превращение известняка (СаСО₃) в доломит (МgСО₃) - при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12 %;

5) пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания [15].

1.1 Происхождение пор горных пород

Пористостью называется совокупность, пространств между твердой фазой абсолютно сухой породы. Поры подразделяются по происхождению на первичные и вторичные. Первичные поры формируются при образовании пород. Изменение горных пород, происходящее после их образования (в результате уплотнения, цементации, метаморфизации), приводит к изменению объема и формы пор. При этом объем первичных пор может сокращаться. Наряду с уменьшением объема первичных в породе образуются новые - вторичные - поры. Возникновение вторичных пор является следствием выщелачивания, деформации под давлением (тектонических процессов), кристаллизации, перекристаллизации, дегидратации, доломитизации, выветривания и биохимических процессов. При выщелачивании возникают поры растворения, или карстовые. Они наблюдаются чаще всего в известняках, доломитах и гипсах; образование их является следствием движения вод, насыщенных угольной или серной кислотами, в первичных или вторичных (трещинах) порах этих пород. Из известняков вода удаляет часть кальцита, а из доломитов оолиты карбоната кальция, в связи с чем образуются закарстованные и мучнистые известняки и доломиты [4].

Деформация под давлением (тектонические процессы) ведет к образованию серии трещин у пород с жесткой связью (плотных песчаников и карбонатов, гипсов и магматических пород). Поры могут быть взаимосвязанными - открытыми (поры сообщаются друг с другом) и изолированными - закрытыми (поры по сообщаются между собой) [10, 21].

1.2 Общее представление о пористости, виды пористости

Пористость породы - это её свойство, которое определяет ёмкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную. В практике используются также различные коэффициенты пористости [7, 19].

Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.

Пористость осадочных пород меняется в широких пределах. В несцементированных песках общая пористость достигает 45 %, а открытая - 40 %, у глин пористость лежит в пределах 45-50 %. Нижний предел пористости у нефтеносных песчаников обычно составляет 6-8 %. При меньшем значении они теряют коллекторские свойства.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом, такая пористость носит название полной пористости. Полная (общая, абсолютная) пористость включает абсолютно все поры горной породы (открытые и закрытые) независимо от их формы, величины и взаимного расположения.

Количественно полная пористость характеризуется коэффициентом полной пористости m_п, который представляет собой отношение суммарного объема пор в образце к видимому его объему:

m_п = , (1.1)

V_п - объем полостей, заключенных в породе;

V_о - объем пор.

Измеряется коэффициент пористости в долях или процентах объема породы. Пористость породы весьма важный параметр, необходимый для оценки запасов нефти и изучения процессов фильтрации в пористой среде.

Наряду с коэффициентом полной пористости введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора. Открытая пористость - это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы.

Коэффициентом открытой пористости принято называть отношение объема открытых, сообщающихся между собой, пор к объему образца.

m_о = , (1.2)

V_оп - объем открытых пор;

V_о - объем пор.

Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Она определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой связанной водой:

m_ст = , (1.3)

V_оп - объем открытых пор;

V_о - объем пор;

V_св - объем пор, занятой связанной водой.

Наряду с понятиями полной и открытой пористости в нефтяной практике существует понятие эффективной пористости, которая характеризуется коэффициентом эффективной пористости.

Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость - это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи. Неэффективными являются изолированные и сообщающиеся субкапиллярные поры. Коэффициентом эффективной пористости т_в называется отношение эффективного объема пор V_э породы к ее объему V_о:

m_э = , (1.4)

V_э - эффективный объем пор;

V_о - объем пор [9, 20].

Понятие эффективной пористости исходит из предположения, что в породах в некоторой части объема открытых пор при нормальных градиентах давления жидкости или газ практически не движутся. Непроточные поры составляют тупиковые участки сообщающихся между собою пор и субкапиллярные поры. К субкапиллярным относят поры диаметром меньше 0,001 мм, а поры большего диаметра относят к капиллярным. По Ван - Хайзу максимальный поперечный размер субкапиллярных пор равен 0,002 мм для трубкообразных пор и 0,0001 мм - для щелевидных, что следует, очевидно, считать наиболее правильным, так как расстояние, на котором сказывается влияние молекулярных сил, найденное для различных веществ, составляет приблизительно 0,00005 мм. В таких порах действие молекулярного притяжения стенок простирается до их центра, вследствие чего жидкость, заполняющая поры, вся находится под влиянием притяжения и при наблюдающихся в естественных условиях перепадах давления перемещаться не может. Таким образом, эффективная пористость характеризует особенности строения горных пород.

Под коэффициентом динамической пористости понимается отношение объема пор, через которые возможно движение флюидов, к объему образца.

m_д = , (1.5)

V_д - объем открытых пор;

V_о - объем пор.

Определение динамической пористости представляет интерес в том отношении, что ее величина до известной степени может характеризовать извлекаемые запасы нефти при вытеснении ее водой.

При существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении. Та или иная часть жидкости (молекулярно- и капиллярно- удерживаемая жидкость) не движется в порах. Таким образом, динамическая пористость в отличие от полной и открытой пористости характеризует только относительный объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть, газ и вода в условиях, существующих в пласте [11].



2. Динамическая и эффективная пористость и их значение для характеристики граничных значений ФЕС

2.1 Динамическая пористость пород

Динамическая пористость зависит так же, как и проницаемость, от степени открытости поровых каналов, от формы и размера частичек и сложности путей каналов течения. Различие между величиной открытой и динамической пористостью количественно учитывается так называемым структурным коэффициентом, определяемым объемом тупиковых пор и каналов, в которых нефть может находиться, но не принимать участия в фильтрационном потоке.

Динамическая пористость всегда ниже эффективной, поскольку в эффективный объем пор включается также объем неподвижных жидкостей и газов, удерживаемых поверхностно-молекулярными силами.

Для оценки динамической пористости пород в естественных условиях используется неэкстрагированный, хорошо законсервированный образец керна, который продувают воздухом или азотом для удаления из него подвижной части жидкости, а затем взвешивают и насыщают под вакуумом керосином.

Применительно к коллекторам нефти и газа под динамическим объемом пор следует понимать эквивалентный ему объем вещества, вытесняющего нефть и газ из пласта. При вытеснении нефти из пласта такими веществами могут быть вода и газ, а при вытеснении газа - вода [14]. Но объем вещества, вошедший в пористую среду, можно считать эквивалентным динамическому объему пор только в том случае, когда достигнуто предельное вытеснение из нее нефти и газа. При этом в пористой среде будет находиться двух- или трехфазная система, так как до начала вытеснения в коллекторе находились нефть - вода или нефть - газ - вода. Следовательно, если нефть вытеснялась водой, то в конце вытеснения в пористой среде должны находиться вода и нефть. При этом вошедший в породу объем воды V_в равен конечному объему ее в породе V_к минус начальный ее объем V_н. В соответствии с этим коэффициент динамической пористости m_д определяется из выражения:

m_д = , (2.1)

V_к - конечный объем воды в породе;

V_н - начальный объем воды в породе;

V_о - объем образца.

Отношения V_к и V_н к объему пор породы V_п представляют собой коэффициенты водонасыщенности - конечный б_к и начальный б_н, и выражение можно представить в следующем виде:

m_д = , (2.2)

или, выражая V_n/V_о через открытую пористость m_о,

m_д = m_о Ч (б_к - б_н). (2.3)

Отсюда следует, что для определения динамической пористости породы при вытеснении нефти водой необходимо знать открытую пористость, а также начальный и конечный коэффициенты водонасыщенности.

Для определения динамической пористости газоносных пород образец правильной геометрической формы взвешивают, определяют его открытую пористость, насыщают водой под вакуумом и снова взвешивают. После этого из образца воздухом или азотом вытесняют воду (оставшаяся вода считается связанной), а затем газ - водой.

Таким образом, динамическая пористость в отличие от полной и эффективной пористости характеризует не только самую нефтесодержащую породу, но и физико - химические свойства насыщающих ее жидкостей. Поэтому она зависит не только от свойств породы, но также и от свойств жидкости.

Для определения коэффициента динамической пористости при вытеснении нефти водой могут быть использованы образцы керна, отобранного при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором. Приготовленный в этом случае образец любой формы взвешивают, отгоняют из него воду в одном из упомянутых выше аппаратов сушат до постоянной массы и определяют открытую пористость.

Общепринятого способа определения динамической пористости пород еще не разработано. Метод вытеснения жидкости из пород газом не может быть рекомендован в качестве стандартного метода, так как в упомянутых опытах не были обеспечены условия, сводящие к минимуму влияние концевого эффекта [13].

Для нефтедобычи представляет интерес также динамическая пористость, которая характеризуется объемом пор нефтесодержащей породы, соответствующим объему движущейся в ней жидкости. Абсолютная пористость характерных для нефтяных и газовых месторождений пород колеблется в широких пределах, например: 6 - 48 % для глин и песков, 3 - 39 % для песчаников, 0,6 - 33 % для известняков.

В модели после прокачивания воды динамическая пористость составила 69 % от общей пористости модели, средний радиус пор, по которым происходила фильтрация, равняется 57 мкм. В фильтрации не участвовали поры со средним радиусом 3,08 мкм, которые составляют 31 % от общей пористости [20].

Для учета этих явлений введено понятие динамической пористости, характеризующее относительные объемы пор и пустот, через которые возможна фильтрация нефти и газа в пластовых условиях.

Отсюда следует, что для определения динамической пористости породы при вытеснении нефти водой необходимо знать открытую пористость, а также начальный и конечный коэффициенты водонасыщенности.

Исходя из изложенных выше понятий о полной, открытой, эффективной и динамической пористости легко заметить, что этот способ применим только для определения объема открытых пор и для определения полного объема пор, если есть уверенность, что для данного типа пород открытая и полная пористость совпадают.

На этом же способе основано определение коэффициента динамической пористости. Продувку ведут в течение 2 - 3 минут. После этого образец взвешивают, насыщают керосином под вакуумом и снова взвешивают. Затем вычисляют его объем.

В соответствии с этим для определения коэффициента динамической пористости может быть использовано несколько способов. В случае вытеснения нефти газом могут быть использованы керны, отобранные на безводном растворе, если они сохранили начальную водонасыщенность. Из указанных кернов вырезают по напластованию образцы цилиндрической или кубической формы. Затем до возможного предела вытесняют из них нефть воздухом или азотом на капиллярной установке с полупроницаемой мембраной.

По окончании вытеснения образец взвешивают, отгоняют из него воду в аппарате Дина и Старка или в аппарате ЛП-4, экстрагируют и сушат до постоянной массы при 105 - 107 С [8].

В лабораторных условиях определять m_л при вытеснении газа водой можно лишь путем моделирования процесса накопления газа в пористой среде и последующего его вытеснения водой. Для этого, например, может быть взят образец исследуемой породы правильной геометрической формы с известными массой и пористостью. Образец тщательно насыщают водой в вакуумной установке, взвешивают, а затем вытесняют из него воду воздухом или азотом на капиллярной установке с гидрофильными малопроницаемыми мембранами до постоянной массы. Оставшаяся в образце вода после вытеснения имитирует погребенную воду. После этого газ из образца вытесняют водой при соблюдении основных критериев моделирования. В частности, процесс вытеснения ведется с пористыми насадками на концах исследуемого образца. По полученным данным подсчитываются:

б_н = = , (2.4)

V_в - объем «погребенной» воды;

V_п - объем пор;

P₁ - масса образца после вытеснения из него воды газом;

Р_с - масса сухого образца;

р_в - плотность воды;

m_о - коэффициент открытой пористости;

V_о - объем образца.

в_ог = = , (2.5)

Р₂ - масса образца после насыщения его водой;

Р₃ - масса образца после вытеснения газа водой.

Найдя таким путем б_н и в_ог подсчитывают m_д.

Применительно к вытеснению нефти газом или водой подобный метод определения т_д имеет большие погрешности. Поэтому к нему следует прибегать только при особой необходимости и тщательной постановке эксперимента.

Для характеристики двух - или трехфазных систем применяется понятие динамической пористости. Однако не для всех пород соблюдается такое соотношение между полной, эффективной и динамической пористостью. Так, например, эффективная пористость подавляющего большинства песков и песчаников, особенно в нефтесодержащих породах, совпадает с полной пористостью [2].

Наряду с полной и эффективной пористостями для характеристики пористости нефтесодержащих пород применяется еще понятие динамической пористости, которая характеризуется объемом пор нефтесодержагцей породы, равным объему движущейся в ней жидкости. В отличие от эффективной динамическая пористость не учитывает не только неэффективные поры, но и объем эффективных пор, занятый капиллярно связанной жидкостью и неподвижными пленками жидкости на поверхности частиц породы. При величине поровых каналов более 200 мкм в них возможны кристаллизация гипса и уменьшение динамической пористости коллектора.

Если в породах имеются двух - или трехфазные системы, для их характеристики применяется еще понятие динамическая пористость, которая отождествляется с движущимся в них объемом газов или жидкостей. Согласно этому определению динамическая пористость всегда меньше эффективной, так как из нее исключается некоторая часть эффективного объема пор вследствие неподвижности в ней газов и жидкостей из - за проявления поверхностно-молекулярных сил. Таким образом, динамическая пористость, в отличие от полной, открытой и эффективной, характеризует не только породу, но и физико-химические свойства насыщающих ее газов и жидкостей. Поэтому она зависит не только от свойств породы, но также и от свойств газов и жидкостей.

Если из пористой среды вытесняется водо-нефтяная смесь водой и при этом часть поровых каналов оказывается закупоренной капельками нефти и воды, то динамическая пористость этой среды на участке, занятом водонефтяной смесью, будет меньше динамической пористости m участка, занятого одной водой.

При длительном нагнетании холодной воды в залежь порода и неподвижная (реликтовая) вода могут значительно охладиться, что должно привести к увеличению динамической пористости и проницаемости среды. Излагаются результаты приближенного решения этого вопроса для идеализированных моделей пористой трещиноватой среды при условии, что давление в залежи остается неизменным.

Пористость горных пород определяется путем лабораторных исследований образцов коллекторов, специально отбираемых при бурении скважин. Емкостные свойства коллекторов кавернозного типа обычно характеризуются теми же коэффициентами абсолютной эффективной и динамической пористости. В качестве емкостной характеристики чисто трещинных коллекторов используется коэффициент трещиноватости - отношение суммарного объема трещин в породе к объему всей породы. Для полной характеристики емкостных свойств трещинно - порового коллектора нужно знать и коэффициент пористости, и коэффициент трещиноватости.

Коэффициент трещиноватости К_т можно также представить в виде произведения объемной плотности трещин на раскрытие трещин:

T_тp=S/V, (2.1)

T_тp - объемной плотности трещин, кг/м³;

S - площадь половины поверхности стенок, мкм²;

V - объем породы, мкм³.

К_т = bЧ T_тp, (2.2)

T_тp - объемной плотности трещин, кг/м³;

b - раскрытие трещин, мкм.

Динамическая пористость зависит от степени открытости поровых каналов, от формы и размера частичек и сложности путей каналов течения. Различие между величиной открытой и динамической пористостью количественно учитывается так называемым структурным коэффициентом, определяемым объемом тупиковых пор и каналов, в которых нефть может находиться, но не принимать участия в фильтрационном потоке [12].

2.2 Определение величины динамической пористости на примере Западной Сибири

В продуктивных гранулярных коллекторах величина динамической пористости обусловлена вариацией трех параметров: пористости, объемной остаточной водонасыщенности и объемной остаточной нефтенасыщенности:

К_пд = К_п Ч (1 - К_во - К_но) = К_п - К_п Ч К_во - К_п Ч К_но, (2.3)

К_п - коэффициент пористости;

К_во - остаточная водонасыщенность;

К_но - остаточная нефтенасыщенность.

Каждый из этих параметров, в свою очередь, зависит от изменения характеристических параметров коллекторов (полная водоудерживающая способность коллектора µ, водоудерживающая способность матрицы µ_о и пористость матрицы М). Изменение пористости обусловлено изменением пористости матрицы и содержания цемента. Изменение объемной остаточной водонасыщенности обусловлено изменением водоудерживающих способностей матрицы и цемента. Изменение объемной остаточной нефтенасыщенности обусловлено изменением объема, доступного для движения (фильтрации) флюида. Для терригенных, преимущественно гидрофильных, коллекторов Западной Сибири между величиной произведения К_п Ч К_но и петрофизическим инвариантом обнаруживается тесная корреляционная связь (рис. 2.1), которая моделируется выражением:

К_п Ч К_но = ш Ч (К_п Ч К_но) Ч ш = 1,

(К_п Ч К_но) Чш = 1 = м_n, (2.4)

К_п - коэффициент пористости;

К_но - остаточная нефтенасыщенность;

ш - петрофизический инвариант.

Величина произведение (К_п Ч К_но) Чш = 1 = м_n определяет объемную остаточную нефтенасыщенности матрицы, которую, по аналогии с м_о, целесообразно назвать «нефтеудерживающей способностью матрицы» (или объемной остаточной нефтенасыщенностью при К_п = М). С увеличением глинизации коллектора объемная остаточная нефтенасыщенность убывает, достигая нулевого значения при нулевом значении петрофизического инварианта («вырожденный» коллектор) [6].

Примеры на рисунке 2.1 иллюстрируют увеличение объемной остаточной нефтенасыщенности с увеличением петрофизического инварианта в случае преимущественно капиллярного замещения флюидов для продуктивных коллекторов Западной Сибири по данным анализов керна.

а б



в г

Рисунок 2.1 - Сопоставления объемной остаточной нефтенасыщенности с петрофизическим инвариантом для продуктивных коллекторов четырех месторождений Западной Сибири:

а - юрские отложения; б - пласт П; в - меловые отложения; г - пласт БП

Анализы приводились в зависимости объемных начальной и остаточной нефтенасыщенности от пористости и газопроницаемости для карбонатных коллекторов одного их месторождений Пермского Прикамья. Для этих карбонатных пород также отмечается увеличение объемной остаточной нефтенасыщенности с улучшением ФЕС [22].

С учетом (2.3) и (2.4) величина динамической пористости описывается следующими уравнениями:

К_пд = К_пэф - ш Ч (К_п Ч К_но) Ч ш = 1, (2.5)

К_пд = ш Ч (М - м_о - м_n), (2.6)

К_п - коэффициент пористости;

К_но - остаточная нефтенасыщенность;

ш - петрофизический инвариант;

К_пэф - коэффициент эффективной пористости;

М - пористость матрицы.

Решение уравнения (2.7) относительно петрофизического инварианта имеет вид:

ш = К_пд / (М - м_о - м_n). (2.7)

Таким образом, с учетом выполнения тесной корреляции (2.3), петрофизический инвариант, представляющий собой эффективную пористость, нормированную на ее максимальное значение, в случае нефтенасыщенного коллектора допускает обобщение, и представляет собой динамическую пористость, нормированную на ее максимальное значение:

ш = К_пэф / (М - м_о) = К_пд / (М - м_о - м_n), (2.8)

или

ш = К_пэф / К_пэф^max = К_пд / К_пд^max. (2.9)

Равенство (2.9) выражает нетривиальное свойство петрофизического инварианта, которое состоит в сохранении его величины при текущих значениях эффективной и динамической пористостей [3].

2.3 Определение эффективной пористости пород

Как уже отмечалось, эффективная пористость характеризует объем проточных пор. Следовательно, газопроницаемость породы не должна зависеть от заполнения неэффективных пор какой - либо жидкостью, поскольку они не участвуют в фильтрации. Поэтому, если из образца породы, насыщенного какой-либо жидкостью, вытеснить подвижную часть этой жидкости, то освободившийся от нее объем пор, при совпадении газопроницаемостей образца до насыщения его жидкостью и после предельного ее вытеснения, можно считать эффективным. В последующих главах будет показано, что в действительности это так и есть, если адсорбционная пленка жидкости на поверхности частиц исчезающе мала и не влияет на расход газа в пористой среде. На этом положении основано излагаемое ниже определение эффективной пористости пород.

Для определения эффективной пористости берут хорошо про- экстрагированный и высушенный до постоянной массы образец породы цилиндрической или кубической формы с известными полной пористостью и проницаемостью. Выбранный образец породы взвешивают с точностью до 0,01 г. тщательно насыщают керосином в вакуумной установке, и снова взвешивают. Вначале вакуумирование образца и керосина ведется раздельно, затем керосин перепускают в колбу Бунзена с испытываемым образцом, продолжая вакуумирование до полного прекращения выделения пузырьков. Согласно исследованиям Д. В. Кутовой вакуумирование образцов пород с пористостью менее 5% должно продолжаться не менее 16 часов [18].

Большое значение имеет также продолжительность насыщения образца после прекращения вакуумирования под атмосферным или дополнительным избыточным давлением, к которому следует прибегать для ускорения и полноты насыщения образца керосином. Подобная тщательность насыщения необходима также и при определении динамической и открытой пористости. Применение керосина в качестве насыщающей жидкости обусловлено тем, что он не вызывает разбухание глин, хорошо проникает в породу и имеет низкое поверхностное натяжение по сравнению с водой. Керосин вытесняется из образца породы воздухом на капиллярной установке с малопроницаемой мембраной (рис. 2.2). Для этого образец устанавливается на мембране так, чтобы вытеснение керосина шло параллельно напластованию. В зависимости от плотности пород давление вытеснения керосина воздухом доводят до 1,5 - 2 кгс/см². Вытеснение ведут до постоянной массы образца и пока его газопроницаемость не станет равной или близкой к газопроницаемости его до насыщения керосином.



Рисунок 2.2 - Установка для изучения распределения пор по размерам методом полупроницаемых мембран:

1- образец породы; 2 - камера прибора; 3 - мембрана;4 - дифференциальный манометр; 5 - градуированная бюретка; 6 - пружина

По полученным данным подсчитывают объем вытесненного керосина V_к, равный эффективному объему пор в образце:

V_к = , (2.10)

P₁ - масса образца после насыщения керосином;

Р₂ - масса образца после вытеснения керосина;

р_к - плотность керосина.

Объем образца обычно заранее известен или его определяют одним из описанных выше способов. Эффективная пористость определяется как отношение V_к к объему образца. Пока это единственный точный способ определения эффективной пористости пород прямым путем, если адсорбированной пленкой можно пренебречь.

Использование этого способа, например, при исследовании керна продуктивных песчаников девонских отложений Туймазинского нефтяного месторождения показало, что эффективная пористость их составляет в среднем m_э = 0,214 (полная пористость m_п ~ = 0,230), то есть примерно 95% полной пористости. Пределы колебания ее составили 0,119 - 0,253 при границах полной пористости 0,188 - 0,260, то есть 62 - 97% полной пористости.

Определение эффективной пористости иногда производят по шлифам породы. Этот способ основан на том, что отношение суммарной площади пор, заполненных окрашенным бакелитовым лаком, в плоском сечении образца ко всей площади сечения принимается равным коэффициенту эффективной пористости. Определение ее по шлифам проводят следующим образом. Образец породы под вакуумом насыщают окрашенным бакелитовым лаком. После просушки образца и затвердения в нем лака из него изготавливают тонкий шлиф перпендикулярно направлению потока жидкости. Под микроскопом выделяется участок шлифа, который при помощи специального устройства зарисовывается на бумаге. Затем на зарисованном участке измеряют планиметром площадь сечения окрашенных пор, отношение которой к площади всего участка принимают за эффективную пористость.

В принципе этот способ, как и рассмотренные выше, основан на насыщении образца жидкостью. Но этим способом в действительности определяется открытая пористость, а не эффективная, так как при насыщении образца породы бакелитовым лаком происходит заполнение им непроточной части поровых каналов. Исследования автора в этой области показали, что величина пористости, найденная по шлифам, отклоняется от пористости насыщения образцов песчаников, из которых готовились шлифы, в среднем на ±3%, а отдельные отклонения достигают ± 32%. Полученные расхождения не так уж велики, если учесть, что открытая пористость насыщением определялась на образцах объемом 20 - 22 см³, объем которых в 700 - 800 раз больше объема шлифа. Хотя из каждого образца в рассматриваемом случае изготавливалось четыре шлифа, указанное расхождение при такой разнице объемов образца и шлифа свидетельствует о высокой однородности использованного песчаника. Таким образом, метод шлифов для определения эффективной пористости совершенно не применим. Что же касается использования его для определения открытой пористости, то он слишком трудоемок и менее точен, чем способ насыщения. Поэтому им можно пользоваться только в исследованиях, где одновременно изучается и форма пустотного пространства пород [8, 16].

2.4 Обоснование модели эффективной пористости на примере Западной Сибири

При изучении глинистых полиминеральных коллекторов необходимо учитывать, что для глинистых отложений общая или открытая пористость не является петрофизически информативным параметром: глинистые пласты могут обладать высокой, но неэффективной пористостью. Наличие эффективной пористости является критерием («петрофизическим фильтром»), надежно выявляющим пласты-коллекторы как в терригенных, так и в карбонатных отложениях. Поэтому очевидный интерес представляет возможность определения по данным ГИС непосредственно эффективной пористости.

Вода капиллярно-удержанная, углов пор и физически связанная составляют остаточную воду, содержание которой в объеме пор характеризуется коэффициентом остаточной водонасыщенности К_во. При пористости К_п доля объема, которую могут занять углеводороды в гидрофильном коллекторе, (эффективная пористость К_пэф), составляет:

К_пэф = К_п Ч (1 - К_во) = К_п Ч К_нг (2.11)

К_п - открытая (общая) пористость;

К_во - остаточная водонасыщенность в долях объема открытых пор;

К_нг - предельное значение коэффициента нефтегазонасыщенности.

В продуктивных коллекторах возможно неполное вытеснение углеводородами воды из коллектора при образовании залежи, тогда действительное значение К_в > К_во.

Для продуктивного коллектора эффективная пористость заменяется на динамическую

К_пд = К_п Ч (1 - К_фо), (2.12)

К_пд - коэффициент динамической пористости;

К_п - коэфффициент пористости;

К_фо - остаточная флюидонасыщенность.

К_фо = К_во + К_но, (2.13)

К_фо - остаточная флюидонасыщенность;

К_во - коэффициент водонасыщенности;

К_но - содержание остаточной нефти.

Обе характеристики коллектора (К_во и К_но) зависят не только от общей пористости, но также от содержаний и состава глинистых минералов, минерализации пластовой воды, степени гидрофобизации поверхности, структуры емкостного пространства, состава флюида и его свойств, и так далее.

Прямым дифференцированным гидродинамическим признаком коллектора является получение из него при испытании или опробовании геофизическими приборами на кабеле (ОПК и ГДИС - гидродинамические исследования скважин) притока пластовых флюидов. Достоверность выделения коллекторов и точность определения их эффективной толщины зависят от детальности проведенных ГДИС. Задача определения эффективной пористости по данным ГИС решается с помощью ядерно-магнитного метода (ЯМР) или по данным комплекса ГИС.

Непосредственно определить величину К_пд возможно только с помощью специальной технологии динамического воздействия на пласт. При этом решается задача прямой оценки важнейших фильтрационных характеристик коллекторов - проницаемости и динамической пористости с классификацией коллекторов по структуре емкостного пространства (межзерновые, трещинные, кавернозные, смешанные).

Для комплекса ГИС, включающего гамма - спектрометрию, пористость и минералогическая глинистость определяются одновременно с другими компонентами в результате адаптивного компонентного анализа (АКА). Величина динамической пористости может быть рассчитана по соответствующей петрофизической модели для каждого пласта в изучаемом разрезе. Как показал опыт выделения коллекторов в тюменской свите, при соответствующей настройке такой петрофизический фильтр действует надежно [17].

В тюменской свите Западной Сибири петрофизическая фильтрация однозначно выявляет пласты - коллекторы (ЮК2, ЮК3, ЮК4, ЮК_5а, ЮК_5б, ЮК6, ЮК7, ЮК8 и так далее). Коллекторы обладают различными кондиционными значениями пористости и минералогической глинистости (здесь под кондиционными понимаются значения К_п и К_гл, соответствующие заданному порогу чувствительности по динамической пористости), а также различными значениями К_пд. В частности, для горизонтов ЮК3 и ЮК7 кондиционные значения пористости составляют соответственно около 13% и 6%. Наибольшими величинами К_{п дин} обладают пласты ЮК4 и ЮК8 (5,4% и 5,7% соответственно).

В изменении минерального состава глинистой компоненты с уменьшением пористости и ростом К_во прослеживаются закономерное уменьшение содержания каолинита от 100 - 90% до 40 - 50%; увеличение содержания хлорита от 0 - 1% до 20 - 30%; гидрослюды от 5 - 9% до 20 - 25% и смешанослойных образований (ССО) от 2 - 5% до 15% с одновременным уменьшением зернистости (ростом гранулометрической глинистости). Качество коллекторов определяется содержанием каолинита. Наилучшие коллекторы существуют в области, в которой отмечается относительное содержание каолинита более 60 % и значения минералогической глинистости от 20% до 40% (приведены % относительно объема тонкодисперсной фракции).

Методика определения эффективной пористости, основанная на использовании модели и пористости по данным ГИС, по вышеуказанным данным сопоставления с эффективной пористостью коэффициента продуктивности и среднего дебита при испытании пластов на трубах (рис. 2.3). Они установили наличие корреляционной связи между этими параметрами (r = 0,82 для коэффициента продуктивности и r = 0,77 для среднего дебита).

Эти выводы подтверждают обоснованность использования эффективной пористости, как одного из важнейших фильтрационно - емкостных параметров коллекторов.

Опыт применения петрофизической фильтрации для выделения и оценки коллекторов, необходимость учета процессов в прискважинной зоне коллекторов при интерпретации данных ГИС, сделали актуальной проблему построения петрофизических моделей и глубокого понимания механизмов формирования зависимостей остаточного водонасыщения и флюидонасыщения от общей пористости [5, 8].

В гранулярном коллекторе (вторичная пористость отсутствует) пористость матрицы (скелета) вмещает объем связанной воды матрицы и цемент, который состоит из твердой компоненты и связанной с цементом воды. Объем, не занятый этими компонентами, представляет эффективную пористость:

V_пэф = (V_пск - V_воск) - (V_вогл + V_гл), (2.14)



V_пск - пористость матрицы (скелета);

V_воск - объем связанной воды матрицы;

V_гл - твердые компоненты;

V_вогл - объем связанной с цементом воды.

Разность (V_пск - V_воск) представляет максимальный возможный объем эффективной пористости в коллекторе (при отсутствии цемента), а сумма (V_вогл + V_гл) - общий объем влажного цемента.

а б

Рисунок 2.3 - Сопоставление среднего дебита (а) и коэффициента продуктивности (б) с эффективной пористостью при испытании пластов на трубах (по И.Ф. Перельману)

По определению В.Н. Дахнова коэффициент набухания представляет отношение общего объема цемента к объему его твердой части:

В = (V_вогл + V_гл)/V_гл, (2.15)

V_гл - твердые компоненты;

V_вогл - объем связанной с цементом воды.

Этот коэффициент (В ? 1) показывает во сколько раз объем влажного (набухшего) цемента больше объема сухого цемента.

Тогда,



V_пэф = (V_пск - V_воск) - В Ч V_гл, (2.16)

V_пск - пористость матрицы (скелета);

V_воск - объем связанной воды матрицы;

В - коэффициент набухания;

V_гл - твердые компоненты.

или, отнеся все объемы к объему породы, переходим к коэффициентам:

К_пэф = К_{пэфмакс} - В Ч К_гл. (2.17)

Песчаная и алевритовая фракции формируют матрицу гранулярного коллектора, который характеризуется пористостью скелета или максимальной пористостью коллектора (обозначим К_пск = M). Пористость в коллекторе уменьшается за счет цементации (или «глинизации») объема матрицы тонкодисперсной фракцией, то есть К_п = M - К_гл. Тогда,

К_пэф = К_{пэфмакс} - В Ч (M - К_п). (2.18)

При отсутствии эффективной пористости с максимальным содержанием цемента в пласте (V_пэф = 0) пористость матрицы (скелета) имеет вид:

V_пск = V_воск + V_{воглмакс} + V_{гл макс}. (2.19)

Коэффициент набухания остается неизменным:

В = (V_{воглмакс} + V_глмакс)/V_глмакс = (V_пск - V_воск)/V_глмакс, (2.20)

V_глмакс = V_пск - (V_воск + V_{воглмакс}). (2.21)

Сумма (V_воск + V_{воглмакс}) - это объем порового пространства, занятый связанной водой при отсутствии эффективной пористости (относительно объема породы обозначим этот объем µ), то есть это поровый объем, соответствующий максимальному содержанию цемента в объеме пористости матрицы коллектора. Этот объем характеризует величина общей пористости, при которой К_во=1 и К_пэф=0. Тогда К_глмакс = M - µ и выражение для коэффициента набухания можно записать в виде:

В = К_{пэфмакс} / (M - µ), (2.22)

К_{пэфмакс} - коэффициент максимальной эффективной пористости;

М - максимальная пористость коллектора;

µ - полная водоудерживающая способность коллектора.

Подставляя формулу 2.22 в формулу 2.18, получаем аналитическую модель эффективной пористости:

К_{п эф} = К_{п эф макс} (К_п - µ) / (M - µ) = В (К_п - µ),

µ < Кп < M. (2.23)

Своего максимального значения К_пэфmax эффективная пористость достигает при пористости, равной пористости матрицы К_п = М:

К_пэфmax= М - µ_о. (2.24)

В частном случае однородного гранулярного коллектора, характеризующегося функциональной зависимостью между К_пэф и К_п, уравнение (2.23) преобразуется к виду:

К_пэф = К_{пэф max} Ч . (2.25)

Так как если К_п>К_пmax, то К_{п эф} >К_пэфmax.

В данном случае делаем допущение, что µ= К_пгр, которое одинаково для всех рассматриваемых коллекторов на рисунке 2.4 и равно 8,79 %. Величина максимальной эффективной пористости при максимальной пористости 23,6 % составляет 16,55 %.

К_пэф = . (2.26)

Уравнение (2.26) является частным случаем уравнения (2.22) при условии

К_пэфmax = 1 при К_п = 1, µ_к - общая (открытая) пористость при К_во = 1 и К_пэф = 0 [1].

При таком подходе водоудерживающую способность коллектора (без разделения на матрицу и цемент) характеризует коэффициент В_к, который определяется соотношениями:

В_к = (1 - К_пэф ) / ( 1 - К_п ) = 1/(1- µ_к) (2.27)

Аналогично формуле (2.26) получены выражения для определения эффективной пористости для коллекторов, результаты отображены на рисунке 2.5 (б).

Рисунок 2.4 - Связь К_п и К_пэф для коллекторов БС16, БС18, ЮС1 в скважине одного из малой Западной Сибири

На рис. 2.5 (а) приведено сопоставление измеренной на керне и расчетной К_пэф для коллекторов на рис. 2.4 по уравнению (2.25). Если пористость определяется по данным плотностного гамма-гамма метода, то уравнение (2.25) может быть использовано для определения К_пэф.

На рис. 2.5 (б) приведено сопоставление измеренной и расчетной К_пэф по уравнению (2.26) по величине объемной плотности (на керне) для коллекторов на рис. 2.4. Можно констатировать, что в области 70 реальных значений К_п результаты расчетов по выражениям (2.25) и (2.26) достаточно близки. Отметим, что уравнение (2.26) предполагает экстраполяцию связей К_пэф(К_п) в область неизмеримых и неконтролируемых значений К_п. Имея модель (2.23) можно оценить допущения и ограничения различных уравнений. При этом на вход алгоритмов подаются параметры, для которых четко определен их физический смысл.



а б

Рисунок 2.5 - Сопоставление измеренной на керне и расчетной К_пэф для коллекторов: а - по уравнению (2.25), б - по уравнению (2.26)

пористость горный порода

Рисунок 2.6 - Связь К_п и К_пэф для неоднородного коллектора БС4 одного из малой Западной Сибири (результаты лабораторных исследований по ряду скважин)

На рис. 2.6 показана связь К_п и К_пэф для неоднородного коллектора БС4 одного из малой Западной Сибири (результаты лабораторных исследований по ряду скважин). В этом случае диапазон изменения µ существенен и требует специального учета [8].



Заключение

Многие промышленно продуктивные коллекторы относятся к категории «сложных» - глинистых с полиминеральным составом матрицы и цемента, сложной структурой емкостного пространства. Проблема количественного определения динамических ФЕС таких коллекторов (в частности, эффективной и динамической пористости) до сих пор не имеет надежного решения. Прежде всего, эти задачи должны быть рассмотрены для существенно неоднородных гранулярных коллекторов, к которым приурочены значительные запасы углеводородов.

Коллектор - это горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти, газа и водыв ее пустотном пространстве. Наибольшую часть залежей относят к терригенным коллекторам. Емкостные свойства обуславливаются наличием в породах пустот (пор, каверн, трещин).

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней первичных межгранулярных или межзерновых пор, гранулометрического состава пород и степени сцементированности. Пористость подразделяется на полную (абсолютную), открытую, эффективная и динамическую. Количественно выражается через коэффициент пористости.

Эффективная пористость - объем пространства, способного вместить нефти и газа за вычетом остаточной нефтенасыщенности.

Динамическая пористость - объем пор, в котором возможно движение нефти и газа при извлечении из пласта.

Динамическая пористость зависит от степени открытости поровых каналов, от формы и размера частичек и сложности путей каналов течения. Различие между величиной открытой и динамической пористостью количественно учитывается так называемым структурным коэффициентом, определяемым объемом тупиковых пор и каналов, в которых нефть может находиться, но не принимать участия в фильтрационном потоке.

Эффективная пористость зависит от многих литологических факторов, из которых наиболее важными являются неоднородность размера зерен, характер укладки зерен, цементация, выветривание и выщелачивание, содержание и тип глин и состояние их гидратации.