ВЛИЯНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИИ НА ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД

При разведке и промышленной оценке нефтегазовых месторождении методами ГИС возникает необходимость учета влияния термобарических условий —горного и пластового давления и температуры — на физические свойства коллекторов. Учет пластовых условий осуществляется при этом с помощью введения поправок в значения параметров породы, полученные по общепринятым методикам в атмосферных условиях [2, 29, 64]. В общем случае термобарические поправки определяются обратимыми (упругими) и необратимыми (остаточными) деформациями. Последние при соблюдении соответствующей технологии отбора, хранения и обработки керна в большинстве случаев играют подчиненную роль. В настоящем справочнике приведены данные только по упругим (обратимым) деформациям осадочных коллекторов с межзерновым типом структуры порового пространства.

Величина объемной упругой деформации зависит от среднего нормального напряжения р, пластового давления р_пл и температуры Т в породе. Среднее нормальное напряжение р определяется массой вышележащих пород и тектоническими силами. Прямые методы определения р в скважинах пока не разработаны, и обычно пользуются приближенными схемами деформации. Если считать гравитационные силы основными, то можно получить. р=1/3(1+2k)gHδ_пср, где H — глубина, на которой определяют среднее нормальное напряжение; δ_{п ср} — средняя плотность вышележащих пород; k — коэффициент бокового распора, k = n(1—n) (n — коэффициент Пуассона); g — ускорение свободного падения.

Часто при определении среднего нормального напряжения в осадочных породах предполагают, что в силу релаксации главные нормальные напряжения равны между собой. Для этого случая k—>1 и

 

где р_z — вертикальное главное нормальное напряжение; h_i — мощность i-гo литологически однородного интервала разреза, имеющего плотность δ_пi.

Давление жидкости в порах породы р_пл противодействует среднему нормальному напряжению, приложенному к сцементированному скелету. Поэтому на деформацию породы оказывает влияние разность р — р_пл, которая носит название эффективного напряжения:

 

где δ_{п i} и δ_{в i} — плотность породы и жидкости, насыщающей поры i-го литологически однородного интервала разреза. Это уравнение можно преобразовать, если воспользоваться средними по разрезу значениями плотности осадочных пород и пластовых жидкостей δ_{п с р} и δ_{в ср}: р_эф = g(δ_{dп iп.ср}—δ_{в ср})/h.

Температуру на глубине залегания пласта определяют путем прямых измерений в скважине либо расчетным путем с использованием данных о среднем геотермическом градиенте в районе исследования.

Обратимые изменения физических свойств коллекторов при кратковременном всестороннем сжатии или растяжении, которые можно воспроизводить в лабораторных условиях, зависят от трех аргументов: эффективного напряжения h_эф, абсолютной величины порового давления р_пл и температуры Т [2, 29]. Указанные аргументы в общем случае могут независимо измеряться.

Если ограничиться лишь определением обратимых изменений физических свойств пород, происходящих вследствие упругих объемных деформаций и изменения температуры, то полные изменения какого-либо свойства X в зависимости от изменения термобарических условий можно представить в виде [29]:

 

(16_4)

где Х(0) и Х(р, р_пл, Т) —какое-либо физическое свойство породы при атмосферных и пластовых условиях; k₁ = X(p_эф)/X(0)— относительное изменение физического свойства породы при воздействии эффективного напряжения и при постоянных значениях р_пл и Т; k₂ = Х(р_пл)/X(0) — то же при изменении пластового давления и при постоянных значениях р_эф и Т; k₃ = X(T)(X(0) —то же при изменении температуры и при постоянных р_пл и р.

Коэффициент k₁ характеризует основную долю изменения физических свойств породы при сжатии ее скелета или при расширении, например при выбуривании керна; k₂,k₃ — определяют изменение свойств породы за счет деформации твердой фазы под воздействием соответственно гидростатического давления и температуры. Поскольку два последних фактора действуют в едином процессе —при выносе керна на поверхность, то для удобства коэффициенты k₂ и k₃можно объединить. Тогда уравнение (16.4) примет вид:

 

(16_5)

Второй сомножитель в уравнении (16.5) для большинства коллекторов существенно меньше, чем первый, из-за низкой сжимаемости зерен породообразующих минералов и небольшого коэффициента их температурного расширения.

Объемная деформация породы определяется коэффициентом сжимаемости скелета β_ск, пор β_п и твердой фазы β_тв [Г29]:

 

где V, V_п и V_тв— объемы соответственно скелета, пор и твердой фазы породы, а индексы у скобок показывают, что производные взяты при постоянных значениях соответствующих термобарических факторов.

 

Рис 16 27 Зависимость коэффициента сжимаемости пор β_п осадочных пород от эффективного напряжения p_эф : а — песчаники хорошо отсортированные и окатанные; б — песчаники глинистые плохо отсортированные и окатанные; в — песчаники и алевролиты низкопористые с глинисто-карбонатным цементом; г — аргиллиты алевритистые, сильно уплотненные; д — известняки и мергели плотные, низкопористые; е — известняки и доломиты плотные, кавернозные; ж — полимиктовые песчаники Западной Сибири; з — полимиктовые алевролиты Западной Сибири; и — кварцевые песчаники Волгоградской области; к — полимиктовые песчаники Южного Мангышлака

 

Между коэффициентами сжимаемости справедливо следующее соотношение: β_ск = k_пβ_п+β_тв.

Основные породообразующие минералы обладают низкой сжимаемостью [29] и, следовательно, основные деформации коллектора и связанные с ними изменения физических свойств обусловлены деформациями сцементированного скелета породы, т е порового пространства. Поэтому коэффициент сжимаемости пор коллектора представляет наибольший интерес с точки зрения оценки изменений физических свойств породы при воздействии эффективного напряжения.

На рис. 16.28 представлены экспериментальные данные о коэффициенте сжимаемости пор разных осадочных пород, показывающие, что с ростом эффективного напряжения β_пуменьшается по гиперболическому закону: β_п = β_пmах р_{эф min}/p_эф, где β_{п max} и р_эфmin— координаты точки , Начиная с которой справедлив гиперболический закон.

Значения β_п определяются также содержанием в поровом пространстве породы глинистого материала: β_пmax = β_{п max} / (l — h_гл), где β_{'п max} —максимальный коэффициент сжимаемости пор чистых от глинистых примесей коллекторов; h_гл — относительная глинистость коллектора.

Коэффициент сжимаемости пор терригенных пород при прочих равных условиях контролируется отсортированностью породы, уменьшаясь с улучшением последней, а также составом и типом цемента, увеличиваясь при переходе от контактного и регенерационного к базально-поровому типу [64].

Коэффициент сжимаемости пор карбонатных пород может существенно зависеть от их трещиноватости и кавернозности [29].

Увеличение температуры с глубиной (до 120—150°С в опытах) приводит к весьма небольшому (не более чем на 5—10%) увеличению коэффициента сжимаемости пор песчаных коллекторов. Коэффициент сжимаемости пор известняков и доломитов увеличивается при этой температуре на 10—17%.

Наличие воды в порах коллектора повышает их сжимаемость. Коэффициент сжимаемости скелета водонасыщенных песчаников на 10—13% выше, чем сухих [29],

Коэффициент пористости коллектора в пластовых условиях k_п (p, p_пл, Т) можно определить из уравнения

 

где k_п(0) — пористость в атмосферных условиях.

Экспериментально чаще всего определяют изменение пористости при воздействии эффективного напряжения при постоянных значениях р_пл и Т. Эти изменения характеризуются коэффициентом k₁ и составляют в большинстве случаев основную долю изменения пористости в термобарических условиях.

 

Абсолютное уменьшение коэффициента пористости Δk_ппесчано-глинистых пород при погружении можно оценить теоретически через коэффициент сжимаемости:

Значение k_п уменьшается при увеличении η_гл, а величина β'_{п max}/(1 —η_гл) возрастает. При прочих равных условиях это уменьшает диапазон изменения Δk_п для песчано-глинистых пород с разной пористостью. Так, для сцементированных песчаников с пористостью от 10 до 30% и относительной глинистостью 0,40—0 при погружении на глубину 2—4 км Δk_п=0,4— 1% при среднем значении 0,7%.

На рис. 16.29 изображены данные экспериментального изучения разными авторами влияния эффективного напряжения на обратимые изменения пористости песчано-глинистых пород. Состав изученных пород меняется от чистых кварцевых девонских песчаников Татарии и Волгоградской области до глинистых полимиктовых песчаников и алевролитов пласта АВ₁ Самотлорского месторождения в Западной Сибири. Возраст пород меняется от девонского (Татария) до верхнемелового (Западная Сибирь), а глубина залегания —от 1,6 км (пласт AB₁) до 4— 5 км (песчаники Предкарпатья). Коллекция включает в себя широкий спектр литолого-петрографических признаков и геологических условий залегания песчано-глинистых коллекторов.

 

Рис 16 28 Сопоставление коэффициентов пористости песчано-глинистых пород при атмосферных условиях k_п(0) и при эффективном напряжении на глубине залегания k_п(р_эф).

Неглинистые кварцевые песчаники из нефтегазовых месторождений: 1 — Волгоградской области. 2 — Татарии, 3 — Калмыкии; полимиктовые песчаники и алевролиты: 4, 5 — Самотлорское месторождение (Западная Сибирь), пласты соответственно AB₁ и БВ₈. 6 — Таллинское месторождение, тюменская свита; 7 — кварцево-полевошпатовые песчаники Предкарпатья.

 

Из рисунка видно, что между пористостью в атмосферных условиях и пористости при эффективном напряжении, соответствующем глубине залегания, имеет место эмпирическая зависимость k_п(р_эф) =k_п(0)—0,7, или k_п(р_эф)/k_п(0) =k₁=1—0.7/k_п(0), где k_п (0) и k_п(р_эф) выражены в процентах.

 

Рис 16 29 Изменение коэффициента пористости песчано-глинистых пород при воздействии пластового давления и температуры в функции глубины залегания Н (средний геотермический градиент 3°С/100 м). Шифр кривых — η_гл

 

Коэффициент корреляции этой зависимости достигает для данного случая 0,99.

Дополнительный учет пластового давления и температуры увеличивает значение термобарической поправки в пористости породы [29]. На рис. 16.30 показаны значения k₂, k₃, вычисленные теоретически в зависимости от глубины залегания и глинистости.

Полные обратимые изменения пористости коллектора при одновременном воздействии эффективного напряжения, пластового давления и температуры можно оценить, воспользовавшись палетками на рис. 16.31.

 

Рис 16 30Палетки для оценки упругих изменений коэффициента пористости k₁k₂k₃ песчано-глинистых пород.

Породы: а — хорошо отсортированные и окатанные, б — среднеотсортированные и окатанные, в — плохо отсортированные и окатанные
Шифр кривых — η_гл

В табл. 16.2 приведены значения произведения k₁k₂k₃, характеризующие эти изменения.

 

Tаблица 16 2
Значения произведения k₁k₂k₃ для приведения коэффициента пористости песчано-глинистых пород к пластовым условиям (вычислено для Г=3°С/100 м)

Глубина, км.	k1k2k3 для ηгл
	0			0,2			0,5			0,7
	от	до	среднее	от	до	среднее	от	ДО	среднее	от	до	среднее
2	0,995	0,978	0,986	0,990	0,996	0,978	0.976	0,940	0,958	0,955	0,895	0,925
4	0,993	0,962	0.978	0,984	0,948	0,966	0,963	0,907	3,930	0,925	0,830	0,878
6	0,990	0,952	0,971	0,978	0,934	0,956	0,950	0,880	0,915	0,900	0,780	0,840
8	0,988	0,948	0,968	0,973	0,923	0,948	0,935	0,855	0,895	0,870	0,720	0,795

 

Коэффициент проницаемости при воздействии пластовых условий k_пр(р, р_эф, Т) определяется выражением

 

где k_пр(0) —проницаемость породы в атмосферных условиях.

Основное влияние на проницаемость оказывает р_эф, поэтому k₁ может существенно отличаться от единицы. Среднее значение k₁для песчано-глинистых пород можно оценить теоретически [29]:

где α —показатель структуры (сцементированности) порового пространства (- 1,8≤ α ≤-1).

Если исходя из описанного принять средние значения для коллекторов: f_п(0)=20%; k_п (р_эф) ==20—0,7= 19,3% и α _ср=1,5, то найдем среднее значение k₁ = 0,8l. В более общем случае k₁зависит от величины пористости и степени сцементированности породы.

На рис. 16.32 показано сопоставление коэффициентов проницаемости песчано-глинистых пород в атмосферных условиях и при эффективном напряжении на глубине залегания по данным исследований, о которых шла речь при определении коэффициента пористости. Экспериментальные данные хорошо описываются уравнением k_пр(р_эф) = 0,81k_пр^1,01 (0)≈0,8k_пр(0) или k_пр(р_эф)/k_пр(0) =k₁= 0,8, которое можно использовать для грубой оценки пластовых условий при определении проницаемости песчано-глинистых коллекторов. Коэффициент корреляции зависимости достигает 0,98.

Рис 16 31 Сопоставление коэффициентов проницаемости песчано-глинистых пород при атмосферных условиях k_пр(0) и при эффективном напряжении на глубине залегания k_пр(р_пф)

Условные обозначения см. на рис. 16.29

 

Для более точных определений следует учитывать все термобарические факторы. Результаты расчетов полных обратимых изменений коэффициентов проницаемости в зависимости от эффективного напряжения, пластового давления и температуры, выполненные на основе экспериментальных и теоретических исследований [29], приведены на рис. 16.33 и в табл. 16.3.

Рис 16 32 Палетки для оценки упругих изменений коэффициента проницаемости k₁k₂k₃ песчано-глинистых. пород.

Условные обозначения см. на рис. 16.31

 

Tаблица 16 3
Значения произведений k₁k₂k₃ для приведения коэффициента проницаемости песчано-глинистых коллекторов к пластовым условиям (вычислено для Г=3°С/100 м)

	k1 k2k3для ηгл
Глубина,	0			0,2			0,5
км	от	до	среднее	от	до	среднее	от	до	среднее
2	0,94	0,86	0,90	0,87	0,81	0,84	0,78	0,72	0,75
4	0,91	0,78	0,84	0,80	0,71	0,76	0,67	0,61	0,64
6	0,88	0,72	0,80	0,76	0,66	0,71	0,58	0,42	0,55
8	0,86	0,68	0,76	0,71	0.61	0,66	0,51	0,45	0,48

 

Плотность породы δ_n при извлечении керна уменьшается вследствие снижения эффективного напряжения и гидростатического давления и увеличивается при снижении температуры. Поэтому уравнение, определяющее изменение плотности в зависимости от термобарических условии, можно записать в виде:

На рис. 16.34 показаны результаты расчетов величины k₁k₂, выполненных В. М. Добрыниным [29] для двух случаев: при заполнении породы пластовой водой с β_ж = 4*10^-4 МПа^-1 и нефтью с β_ж =10^-3МПа^-1. Значения других коэффициентов составляли: β_тв = 0,3*10^-4МПа^-1 (по аналогии с кварцем), δ_тв = =2,65*10³ кг/м³, δ_ж= 1,1 *10³кг/м³ для воды и δ_ж = 0,85*10³ кг/м³ для нефти.

Рис 16 33 Графики изменения плотности песчано-глинистых пород при давлении всестороннего сжатия.

β_ж, МПа^-1;а —4*10^-4, 6—1*10^-3
k_п, %: 1— 30, 2 — 20, 3— 10.
Шифр кривых — давление внутрипоровое жидкости, МПа

 

Расчеты показывают, что температурные изменения плотности при извлечении керна с глубины до 8 км составляют 0,5— 2,4% для случая: α_тж = 5*10^-4 1/°С, Г_ср = 0,03 °С/м. β_тв = 2,65*0³ кг/м³ и d_ж=1,1*10³ кг/м³.

Коэффициент остаточной водонасыщенности k_во керна, отобранного при бурении с раствором на нефтяной основе, меняется главным образом за счет увеличения пористости при снятии эффективного напряжения в процессе выбуривания породы. В этом случае можно записать:

где k_в.о — остаточная (неснижаемая) водонасыщенность, определенная прямым методом по керну, отобранному с РНО, или любым из косвенных методов: центрифугированием, с полупроницаемыми мембранами и т.д.; k₁ — коэффициент, определяющий изменение пористости при эффективном напряжении на глубине залегания.

С учетом изложенного выше (при описании определения коэффициента пористости) можно записать

Это уравнение можно использовать для оценки изменения водонасыщенности кернов песчано-глинистых коллекторов в пластовых условиях.

Относительная глинистость песчано-глинистых пород η_глпри их извлечении на поверхность меняется главным образом в результате деформаций порового пространства, обусловленных снятием эффективного напряжения.

Если пренебречь влиянием гидростатического давления и температуры, то можно записать:

где η_гл и — относительная и объемная глинистость коллектора (η_гл =k_гл /(k_гл + k_п ); k_п и k_п.ск — пористость породы и скелета, %.

Или, с учетом средних изменений пористости песчано-глинистых пород при воздействии эффективного напряжения:

η_гл (р. р_гл , η_гл (0)≈k/[k_п.ск-(0,6÷0,9)].

Удельное электрическое сопротивление водонасыщенных пород р_п(р, р_пл, Т) с учетом термобарических факторов может быть определено по уравнению

Экспериментальные исследования керна показали, что электрическое сопротивление при воздействии пластовых условий может изменяться на десятки и даже сотни процентов. Основное влияние оказывает эффективное напряжение (рис, 16.35), которое не только уменьшает пористость, но и увеличивает электрическую извилистость токопроводящих путей в породе.

Рис 16 34Графики изменения удельного электрического сопротивления водонасыщенных пород при давлении всестороннего сжатия в зависимости от коэффициента пористости.

а — известняки при р = 35—40 МПа; 6 — песчаники и алевролиты при р=30—35 МПа. 1 — известняки (а) и песчаники (б) с межзерновой пористостью; 2 — известняки с признаками трещиноватости

Рис 16 35 Палетки для оценки изменений удельного электрического сопротивления песчано-глинистых пород r_п(р_эф)/ r_п (0) =k₁ при воздействии эффективного напряжения

 

Влияние р_эф можно оценить с помощью коэффициента k₁ по палетке на рис. 16.36 [29].

Влияние пластового давления значительно меньше, его можно оценить по уравнению [29]: k₂= r_п(р_пл)/r_пл (0)≈1 — k_твр_пл, где k_тв — коэффициент, учитывающий влияние деформации твердой фазы на сопротивление породы. Для слабоглинистых, хорошо проницаемых песчано-глинистых коллекторов среднее значение k_тв~ 1,5*10^-3 МПа^-1 . При решении ряда практических задач влиянием пластового давления на электрическое сопротивление коллекторов часто пренебрегают.

Влияние температуры сказывается на сопротивлении породы сложным образом: во-первых, температура вызывает изменение сопротивления насыщающего электролита, во-вторых, может приводить к изменению пористости и электрической извилистости в результате теплового расширения минералов и, в-третьих, может вызывать изменение поверхностной проводимости из-за изменения состояния двойного электрического слоя на границе твердая фаза — электролит. В целом изменения сопротивления от температуры могут быть весьма существенными.

Изменение проводимости электролита учитывают с помощью температурного параметра Р_т [23]: Р_т==1/[1+α_т(Т—20⁰C) + β_т(Т—20 °С)²], где температурные коэффициенты электропроводности α_т и β_т меняются в зависимости от состава насыщающего электролита от 150*10^-4 до 260*10^-4 для α_т и от 1*10^-6 до 10*10_т для β_т. Для раствора хлористого натрия α_т = 216*10^-4 1/°С, β_т=8*10^-6 1/°C. Поскольку β_т<<α_т, его часто принимают равным нулю.

Тепловое расширение минералов для большинства осадочных пород-коллекторов с межзерновым типом пористости влияет на удельное сопротивление мало, и им можно пренебречь, особенно для слабоглинистых разностей.

Для глинистых коллекторов изменение температуры, кроме того, приводит к появлению дополнительной поверхностной проводимости за счет изменения параметров двойного электрического слоя на границе фаз, происходящего при нагревании породы [59]:

где δ_т — коэффициент, учитывающий дополнительную электропроводность глинистой компоненты, определяется ионно-сорбционной способностью дисперсной фазы и зависит от минерализации электролита. В первом приближении его можно принять независящим от температуры. Расчеты коэффициента δ_т по экспериментальным данным, полученным на коллекции глин различного минерального состава, насыщенных раствором хлористого натрия, показаны на рис. 16.37, а его значения приведены ниже;

 

Глинистый минерал Каолин Каолин+гидрослюда (бакинская и джанкойская глины) Гидрослюда+каолинит Гидрослюда+монтмориллонит (бентонитовая глина месторождения Онглы) Монтмориллонит (Туркменская ССР)

δт cр10-3градус-1 0 1 2 4 10

Рис 16 36 Зависимость параметра пористости глин различного минерального состава от температуры (по данным Л. П. Петрова, 1967 г.):

1— каолинит; 2 — каолинит с гидрослюдой; 3 — гидрослюда с каолинитом; 4 — гидрослюда с монтмориллонитом; 5 — монтмориллонит

 

Данные получены при следующих условиях опыта: р_эф = 5 МПа = const, p_пл=10 МПа = const, минерализация 250 г/л. С уменьшением минерализации δ_т увеличивается (О. В. Крылова, 1983 г.). Для образцов вулканогенных пород среднего эоцена Грузии (месторождение Самгори) при минерализации 5 г/л NaCl было получено δ_{т cр} = 15,5*10^-3 градус^-1 . Снижение электрического сопротивления этих пород при нагревании до 90°С. только из-за изменения поверхностной проводимости составляет в среднем 50%.

Электрическое сопротивление частично водонасыщенных пород может изменяться под действием термобарических факторов вследствие изменения содержания и распределения в порах породы насыщающего электролита.

Гидрофильные, слабоглинистые, частично водонасыщенные коллекторы изменяют свое электрическое сопротивление при воздействии эффективного напряжения практически так же, как и полностью водонасыщенные [29]. Это означает, что параметр насыщенности данных пород практически не зависит от всестороннего сжатия. Можно также предположить, что он более устойчив по отношению к пластовому давлению и температуре, чем сопротивление, если последние не изменяют характеристик смачивания твердой фазы породы, по крайней мере, для слабо глинистых гидрофильных коллекторов.

Скорость распространения продольных волн υ_p(p, р_пл ,Т) в пластовых условиях можно оценить по уравнению:

где υ_p(0)—скорость продольных волн при атмосферных условиях.

Наибольшее влияние на υ_p оказывает эффективное напряжение [29]:

где p_{эф min} и р_{эф h}—эффективные напряжения минимальное, начиная с которого справедлива формула (16.7), и на глубине залегания данной породы; n — показатель, равный для несцементированного песка 6, для сцементированных песчаников от 9 до 35, увеличивается с ростом пористости и уменьшается с глубиной.

Коэффициент k₁можно также оценить с помощью палеток на рис. 16.38 [2], которые учитывают цементацию пород.

Рис 16 37 Палетки для оценки влияния эффективного напряжения на скорость продольных волн для песчано-глинистых пород

(р_пл = 10 МПа и Т= 20⁰С при объемной глинистости (%) менее 10 (I), 10—20 (II) и 20— 50 (III).
Кварцевые песчаники: а —с кремнистым цементом контактного или регенерационного типа, б —с глинистым или карбонатным цементом порово-контактного типа, в — с глинистым цементом базального и базально-порового типа.
Шифр кривых — k_п, %

 

Давление внутрипоровой жидкости сказывается на скорости продольных волн существенно меньше (рис. 16.39). В первом приближении им можно пренебречь, особенно для высокопористых, слабоглинистых коллекторов, т.е. принять k₂≈1.

Рис 16 38 Зависимость между давлением всестороннего сжатия р_эф, внутрипоровым давлением р_пл и скоростью продольных волн u_p для образца кварцево-полевошпатового песчаника с глинисто-карбонатным цементом (k_п=18,4%, η_гл=0,3; t = 20°С).

Шифры кривых, МПа: 1 — р_эф, 2 —р_пл

Рис 16 39 Палетки для оценки влияния температуры па скорость продольных волн (p_пл = 10 МПа) при p_эф, МПа, 100 (а), 50 (б) и 5 (в). 1 — кварцевые песчаники (k_п>15%, С_гл<5%); 2 — песчаники и алевролиты с глинистым и карбонатным цементом (С=5—20%); 3 — известняки, глины и песчано-глинистые породы с глинистым и карбонатным цементом (k_п<15%, C_пл>20%)

 

Влияние температуры можно оценить по палеткам, приведенным на рис. 16.40, которые определяют значение k₃при различных эффективных напряжениях с учетом литологии и цементации [2].

Диффузионно-адсорбционная активность породы в пластовых условиях А_да (р, p_пл, Т) может быть рассчитана по уравнению

где А_да(0)—диффузионно-адсорбционная активность, измеренная на образцах породы в атмосферных условиях.

Коэффициент k₁, учитывающий изменение А_да в результате всестороннего сжатия породы, можно определить теоретически, по изменению пористости, используя ее связь с приведенной емкостью поглощения q_п (Б. Ю. Вендельштейн, 1966 г.). Как показывают расчеты [29], низкоглинистые песчаные коллекторы с пористостью более 10% и относительными изменениями пористости при сжатии 3—7% имеют пределы изменения k₁=1,03— 1,08 (рис. 16.41).

Рис 16 40Номограмма для оценки изменения диффузионно-адсорбционной активности по изменению пористости породы при всестороннем сжатии.

Шифр кривых — диффузионно-адсорбционная активность породы в атмосферных условиях, мВ

Таким образом, изменение диффузионно-адсорбционной активности большинства неглинистых коллекторов при воздействии эффективного напряжения от нуля до величины, характерной для глубины залегания, не превышают 10%. Этот вывод подтверждается экспериментальными исследованиями (рис. 16.42).

 

Рис 16 41 Экспериментальные кривые изменения диффузионно-адсорбционной активности пород А_да(р_эф) под воздействием эффективного напряжения (р = 0—0,5 МПа, Г=20°С):

1 — аргиллит, А_да=44,1 мВ; 2, 3, 4 — алевролит, А_да=16,1, 20,6, 20,4 мВ; 5 — известняк, А <0,2 мВ. Шифр кривых — η_гл

 

При исследовании глинистых пород (плотных аргиллитов) наблюдается иная картина: изменение A_да при их сжатии значительно и достигает 25%. Это можно объяснить, во-первых, тем, что глинистые минералы в таких породах в процессе хранения и обработки образцов усыхают и растрескиваются, что может приводить к проявлению деформаций необратимого характера. Во-вторых, при деформациях плотных глинистых пород с преимущественно малым размером пор доля двойного электрического слоя, обусловливающего диффузионно-адсорбционную активность породы, может существенно возрастать, что также приводит к увеличению активности.

Величину коэффициента k₂ зависящего от деформации твердой фазы породы под действием пластового давления при p_эф = const, можно принять равной единице. Это связано с тем, что сжимаемость основных породообразующих минералов в диапазоне пластового давления, характерного для большинства нефтегазовых месторождений, невелика.

Влияние температуры на A_да коллекторов обычно оценивают с помощью формулы

которая учитывает лишь термодинамические свойства контактирующих электролитов. В действительности температура влияет также и на изменение характеристик двойного электрического слоя, в результате чего картина влияния температуры на A_да пород будет сложнее. Теоретических исследований в этом направлении пока не проводилось. На рис. 16.43 изображены результаты экспериментальных исследований образцов алевролитов и аргиллитов, показывающие, что для глинистых пород изменения A_да под влиянием температуры зависят от относительной глинистости пород.

Рис 16 42 Изменение диффузионно-адсорбционной активности пород А_да(Т)/А_да(0)=k₃ под воздействием температуры (р_эф =2,5 МПа).

Кривые: 1 — экспериментальных данных; 2-рассчитанная по уравнению. (16.41), 3 — измеренных значений диффузионных потенциалов. Шифр кривых — h_гл. Остальные условные обозначения см. на рис. 16.42

 

Для сравнения на рис. 16.44 пунктирной линией изображена теоретическая зависимость A_да от температуры, полученная расчетным путем по уравнению (16.8). Здесь же показана экспериментальная кривая, полученная на искусственной кварцевой мембране, характеризующая чисто-диффузионные э. д. с. Несовпадение ее с теоретической зависимостью, следующей из уравнения Нернста, в абсолютных значениях небольшое (менее 1 мВ) и может быть объяснено как несовершенством теории, справедливой, строго говоря, для сильно разбавленных электролитов, так и условиями опыта; наличием переходного слоя неопределенной структуры на границе электролитов.
Эти данные могут быть использованы при построении так называемой «синтетической кривой СП» по данным исследования керна, которая применяется для оценки фильтрационных э.д.с. на диаграммах СП, зарегистрированных в скважинах (по данным Б. Ю. Вендельштейна, 1966 г.).

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: