Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Коллекторские свойства пород коллекторов

 

Под пористостью горной породы понимается совокупность пустот (пор) между частицами ее твердой фазы в абсолютно сухом состоянии.

По размерам поры условно подразделяются на сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

Сверхкапиллярные, r (радиус) пор – 0,1 мм и выше.

Капиллярные, r от 0,0002 до 0,1 мм.

Субкапиллярные, r < 0,0002 мм.

Поры горных пород могут быть взаимосвязанными и изолированными. Первые соответствуют открытой, а вторые – закрытой частям порового пространства породы. Общая (абсолютная) пористость породы равна суммарному объему открытых и закрытых пор.

Количественно пористость оценивается коэффициентом, численно равным отношению объема пор Vпор к объему образца породы Vобр и выражается в долях единицы или процентах.

Коэффициент общей пористости:

(1)

 

где Vпор.общ – общий объем пор в образце породы.

Коэффициент открытой пористости:

(2)

 

где Vпор.о – объем открытых пор в образце породы.

Коэффициент закрытой пористости:

(3)

 

где Vпор.з – объем закрытых пор в образце породы.

Полезная емкость пород-коллекторов определяется объемом пор, которые могут быть заняты нефтью или газом. Величина этой пористости характеризуется коэффициентом эффективной статической пористости.

(4)

или

(5)

где Vпор.св – объем порового пространства, занятый связанной водой;

В.СВ – коэф­фициент связанной водонасыщенности.

 

2. Влияние различных факторов на коэффициент пористости

 

Величина пористости обломочных пород зависит от формы и размера породообразующих частиц, степени их отсортированности, сцементированности и уплотненности.

Породы с низкой пористостью (меньше 5%) при отсутствии трещин и каверн обычно не являются промышленными коллекторами.

Породы с пониженной пористостью характеризуются kП = 5-10%, со средней – kП = 10-15%, с повышенной – kП = 15-20%, высокопористые – kП>20%.

Увеличение глинистого и другого по вещественному составу цементирующего материала снижает пористость пород.

Массовая глинистость Kгл.м, выражает отношение массы глинистой фракции (частиц размером меньше 0,01 мм) Мгл к полной массе жесткого скелета породы М:

(6)

 

Объемная глинистость Kгл, характеризует отношение объема глинистого материала (объема глинистых частиц с прочно связанной с ними водой) к объему всей породы:

(7)

 

где Vгл, Vск, Vпор – объемы соответственно глинистой фракции, скелета и пор.

Относительная глинистостьηгл, показывает степень заполнения глинистым материалом пор неактивного скелета:

(8)

или

(9)

 

где Kп.ск – пористость скелета породы; П – открытая пористость. Если порода не содержит глинистого материала, то kП=Kп.ск.

Разность между горным давлением p и пластовым (поровым) pпор называется эффективным давлением(напряжением) pэф, действующим на скелет породы:

(10)

Геостатическое давление с учетом изменяющейся плотности пород определяется как

(11)

где δп.ср – средневзвешенное значение плотности вышележащих пород до глубины H определения геостатического давления; g – ускорение свободного падения.

Содержание воды в горных породах называется их влажностью, а способность удерживать в себе то или иное количество воды в определенных условиях – влагоемкостью.

 

3. Водонасыщенность

Вода, содержащаяся в породах, в зависимости от характера ее взаимодействия с твердыми частицами имеет различное состояние и подразделяется на две основные категории: связаннуюи свободную.

Содержание связанной воды в породах обусловлено химическими и физико-химическими (адсорбционными) процессами. В связи с этим различают химически связанную и адсорбционно связанную воду.

К химически связанной относится вода кристаллизационнаяи конституционная.

Кристаллизационная вода входит на ряду с другими молекулами и ионами в кристаллическую решетку некоторых минералов в виде H2O и, как правило, удаляется из них при t =100ºC.

Конституционная вода образуется при нагревании ряда минералов из входящих в их кристаллическую решетку гидроксильных ионов OH-, H+, H3O+ и часто называется гидроксильной.

Некоторая часть воды в пористых средах подвержена влиянию физико-химических (адсорбционных) сил, которые по своей природе являются электрическими и проявляются на поверхности гидрофильных частиц. Эту часть воды принято называть адсорбционной.

Породы, твердая фаза которых смачивается водой, считаются гидрофильными, если твердая фаза не смачивается водой – гидрофобными.

Содержание связанной воды в поровом пространстве пород количественно оценивается коэффициентом связанной водонасыщенности:

 

(12)

 

где Vв.св – объем связанной воды, соответствующий доле объема пор, занятого связанной водой; Vпор – общий объем пор породы.

Связанная и условно подвижная вода обуславливает остаточную водонасыщенность, характеризуемую коэффициентом kв.ост остаточного водонасыщения.

Количество подвижной (извлекаемой) воды в породах, оценивается коэффициентом kв.подв подвижной водонасыщенности

(13)

а общее содержание воды в поровом пространстве – коэффициентом kв водонасыщенности

(14)

 

4. Нефтегазонасыщенность

 

Твердая фаза обломочных пород сложена в основном гидрофильными минералами, что обуславливает распространение в природе преимущественно гидрофильных коллекторов нефти и газа.

В общем случае

(14)

(15)

 

где Vн, Vг, Vв – доли объемов порового пространства, занятых соответственно нефтью, газом и водой; kн, kг, kв – коэффициенты нефте-, газо- и водонасыщенности.

 

5. Вязкость

 

Вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении, характеризуются коэффициентом динамической вязкости.

В международной системе единиц (СИ) динамическая вязкость μ измеряется в Па·с (Паскаль в секунду) и определяется как вязкость среды, в ко­то­рой при градиенте скорости 1 м/(с·м) на 1 м² слоя действует сила трения 1 Н.

В нефтепромысловой практике вязкость измеряют в пуазах (П) или (сП). 1 сП = 0,01 П = 0,001 Па·с.

Вязкость газа с повышением температуры увеличивется.

 
 

Кинематическая вязкость ν представляет собой отношение динамической вязкости μ к плотности ρ. Единица измерения в СИ – м²/с или мм²/с; 1 мм²/с = 10-6 м²/с.

В нефтепромысловой практике кинематическую вязкость измеряю в стоксах (Ст) или сантистоксах (сСт): 1 Ст = 10-4 м²/с, 1 сСт = 10-6 м²/с = 1 мм²/с.

При пересчетах абсолютной вязкости в кинематическую, значения плотности ρ или удельного веса γ берутся при рассматриваемых давлениях и температурах.

Вязкость нефти измеряется в . Различают пластовые нефти с незначительной вязкостью - ; маловязкие - , с повышенной вязкостью - , высоковязкие .

 

6. Плотность

Плотность δ – физическая величина, которая для однородного вещества определяется его массой (Масса – величина, характеризующая количество вещества в теле, и равная весу тела, деленному на ускорение свободного падения g). Для жидких и твердых веществ она устанавливается по отношению к плотности дистиллированной воды при 4ºС, для газов – по отношению к плотности сухого воздуха при нормальных условиях (p=101325 Па, T=0 К).

(16)

Удельный вес равен отношению веса тела к его объему и может быть определен как произведение плотности δ на ускорение свободного падения g.

 
 

Если плотности твердой фазы и пластовой жидкости постоянны, то при полном насыщении δп­ является функцией пористости породы (рис. 1):

(17)


Зависимость δп=f(kп) позволяет определить kп по плотности.

В глинистых породах твердая фаза состоит из основных породообра­зующих минералов, составляющих скелет породы с плотностью δм и глинистого цемента с плотностью δгл, заполняющего частично поровое пространство между зернами скелета.

Тогда

(18)

где kгл – объемная глинистость.

Откуда

(19)

 

С увеличением глубины залегания плотность пород, как правило, возрастает, что связано с их уплотнением и, как следствие этого, уменьшением пористости под давлением вышележащих толщ.

 

7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Свойство пород пропускать через себя жидкость, газы и их смеси при перепаде давлений называется проницаемостью.

Физическая проницаемость соответствует проницаемости породы при фильтрации через нее однородной жидкости или газа, химически инертных по отношению к твердой фазе. Закон Дарси для оценки проницаемости запишем в следующем виде:

(20)

где Δp – перепад давления, Па; L – длина пористой среды, м; μ – динамическая вязкость жидкости (газа), Па·с; Q – объемный расход жидкости (газа) в единицу времени (в м3/с) через сечение F (в м²) пористой среды.

Из (20) следует

(21)

 

где kпр – коэффициент проницаемости, м².

Основным фактором, влияющим на коэффициент проницаемости пород, является структура их порового пространства, характеризуемая формой и размером пор, извилистостью и удельной поверхностью каналов фильтрации. Эти параметры определяют объем фильтрующего агента, траекторию его отдельных струй и силы поверхностного взаимодействия, препятствующие фильтрации.

Теоретически, согласно уравнению Козени-Кармана,

(22)

 

где kп.д – динамическая пористость образца породы, доли единицы; Sф – удельная поверхность каналов фильтрации, м²/м3; Tг – гидравлическая извилистость каналов фильтрации, равной отношению средней статистической длины поровых каналов Lк к длине образца породы L; f – коэффициент, учитывающий форму сечения пор и изменяющийся для гранулярных коллекторов от 2 до 3, чаще всего 2,5.

Способность пород, насыщенных водонефтегазовыми смесями, проводить отдельно нефть, газ, воду называют фазовой (эффективной) проницаемостью.

 
 

Отношение фазовой проницаемости к физической называют относительной проницаемостью

которую выражают безразмерной величиной в долях единицы или процентах.

 

8. УДЕЛЬНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ

 

Свойство горных пород проводить электрический ток характеризуется их удельной электропроводностью σ или величиной, обратной ей, - удельным электрическим сопротивлением

(23)

где R – полное электрическое сопротивление образца породы, Ом; S – площадь поперечного сечения образца, м²; L – длина образца, м.

 

8.1. Удельное сопротивление неглинистых пород

Горные породы проводят электрический ток в основном за счет наличия в их поровом пространстве водных растворов солей. В связи с этим удельное сопротивление неглинистой породы ρвп гранулярного строения, поры которого полностью насыщены водой, зависит от ρв этой воды, ее количества и характера распределения в породе, определяемых соответственно коэффициентом пористости kп и структурой порового пространства.

Для исключения влияния удельного сопротивления пластовой воды вместо ρвп для водонасыщенных пород принято рассматривать величину:

(24)

 

называемую относительным сопротивлением. Для чистых (неглинистых) пород P не зависит от удельного сопротивления насыщающих вод, а связано с величиной пористости и структурой порового пространства. В связи с этим его называют также и параметром пористости.

Для пород с однородной структурой, сложенных частицами правильной формы, связь между относительным сопротивлением и пористостью может быть рассчитана аналитически.

Анализ теоретических расчетов, выполненных для идеальных пород, подтверждает, что относительное сопротивление зависит не только от коэффициента пористости, но и от структуры порового пространства, обуславливающий характер распределения воды в породе. Расчеты и экспериментальные исследования показывают, что зависимость P=f(kп) имеет обратный степенной характер и может быть апроксимирована в диапазоне средних значений kп (от 3-5% до 30-40%) уравнением общего вида

(25)

 

где a – некая постоянная; m – структурный показатель, зависящий от формы поровых каналов.

На практике широкое применение находят и частные виды этого уравнения (рис. 2):

(26)

 

где структурный показатель m изменяется от 1,3 (для слабосцементированных пород) до 2,3 (для крепких хорошо сцементирован­ных пород); для средне сцементированных песчаников часто используют выражение:

(27)

 

В слоистых породах удельное сопротивление в направлении, параллельном наслоению ρвп.парал, отличается от его значения, измеренного в направлении, перпендикулярном наслоению ρвп.перп­. Такие породы называются анизотропными по удельному сопротивлению.

Степень анизотропности породы оценивается коэффициентом анизотропии

(28)

 

а величина ее удельного сопротивления характеризуется

(29)

В нефтегазонасыщенной породе нефть или газ, частично замещая в поровом пространстве воду, повышают ее удельное сопротивление. В этих условиях ρнг зависит от содержания в ее порах нефти, газа и воды, характера их распространении в поровом пространстве, минерализации пластовой воды, пористости и структуре порового пространства и т.п. Для полного или частичного исключения факторов (минерализации пластовых вод, пористости и структуре порового пространства), влияющих на величину ρнг, вместо него рассматривают отношение

(30)

где ρнг – удельное сопротивление породы, поры которой заполнены нефтью (газом) и остаточной водой; ρвп – удельное сопротивление той же породы при условии 100%-ного заполнения ее водой.

Величина Pн показывает, во сколько раз увеличивается удельное сопротивление породы, насыщенной нефтью или газом при частичном заполнении ее пор водой, и называется коэффициентом увеличения сопротивления. Для неглинистых пород Pн зависит не только степени их насыщения водой, не и от характера распределении в поровом пространстве воды, нефти и газа. В связи с этим величина Pн часто называется параметром насыщения. Между Pн и kв существует обратная степенная зависимость

(31)

 

где n – показатель, характеризующий структуру токопроводящих каналов нефтенасыщенной породы, зависящий от ее литолого-петрографических особенностей и структуры порового пространства, физико-химических свойств нефти (газа) и воды и их распределения в порах.

Так как kв=1 - kнг (где kнг – коэффициент нефтегазонасыщенности), то

(32)

 

8.2. Удельное сопротивление глинистых пород

 

Для глинистой водонасыщенной породы пропорциональности между ее удельным сопротивлением ρвп.гл и удельным сопротивлением насыщающей воды ρв нарушается. Это связано с тем, что электропроводность такой породы определяется не только проводимостью воды, но и поверхностной проводимостью глинистых частиц (гидратационной пленки), покрывающей их поверхность. Поверхностная проводимость проявляется тем значительнее, чем выше глинистость породы и меньше минерализация насыщающей воды. Относительное сопротивление глинистой породы, соответствующее насыщению высокоминерализованной водой, при которой поверхностная проводимость минимальна, называют предельным Pп. Учет влияния поверхностной проводимости глин на относительное сопротивление осуществляется при помощи коэффициента поверхностной проводимости

(33)

 
 

где Pк – кажущееся относительное сопротивление пород, насыщенных не менее минерализованной водой.

Электропроводность глинистой породы с рассеянным глинистым материалом

(34)

 

9. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ АКТИВНОСТЬ

 

Электрохимические процессы, протекающие в горных породах, вызывают их поляризацию. К ним относятся диффузно-адсорбционные, фильтрационные, окислительно-восстановительные процессы и процессы, связанные с действием внешнего электрического поля. В зависимости от фактора, вызывающего поляризацию, различают диффузно - адсорбционную, фильтрационную, окислительно-восстановительную электрохимические активности пород.

При растворении какого-либо вещества в растворителе, молекулы растворившегося вещества диссоциируют на положительные и отрицательные ионы. Диссоциация растворившегося вещества обусловлена воздействием на них молекул растворителя и происходит от наличия электрического тока. Действие тока на раствор заключается лишь на перемещении ионов к электродам, где они разряжаются.

На контакте двух электролитов разной концентрации, вследствие разной электрической подвижности их ионов, возникают диффузионные потенциалы.

ЭДС диффузии этих потенциалов в случае контакта простых и не отличающихся по химическому составу электролитов оценивается уравнением Нернста

(35)

где R – универсальная газовая постоянная [R=8,314 Дж/(моль·Кл)]; F – число Фарадея [F=96500 Кл/моль]; T – абсолютная температура, К; nк и nа – число катионов и анионов; zк и а – валентности катиона и аниона; u и v – электрохимические подвижности катиона и аниона, Ом·см²/моль; C1 и C2 – концентрации контактирующих электролитов, моль/л. Если C1> C2, тогда Eд определяет потенциал второго электролита по отношению к потенциалу первого.

Из формулы (35) следует, что обязательным условием ЭДС является подвижность катионов и анионов. В растворе NaCl анион Cl в 1,5 раза подвижней аниона Na. Если C1=C2, то диффузная ЭДС отсутствует. Для одновалентного электролита, когда валентности равны za, zк=1 и na, nк=1, формула (35) принимает вид

(36)

 

где Eд – ЭДС диффузии, В.

Если подставим в уравнение (36) значение при T=293 К и, заменив натуральный логарифм десятичным, и выразив ЭДС в мВ, получим:

 

(37)

(38)

где - числа переноса катиона и аниона.

При постоянстве T в (36, 37), выражение (38) примет вид (обозначим выражение перед логарифмом через Kд):

(39)

где Kд – коэффициент диффузной ЭДС, который зависит от T и химического состава контактирующих электролитов.


Если два раствора различной концентрации разделены тонкопористой перегородкой (мембраной), то через нее будет происходить диффузия солей и возникнет мембранная или диффузионно-адсорбционная ЭДС.

Лабораторными исследованиями установлено, что мембранная ЭДС отличается по величине от диффузной ЭДС

(40)

где Eда – диффузионно-адсорбционная ЭДС; z – валентность электролита.

Уравнение (40) получено из уравнения (35) при допущении, что анионы неподвижны v = 0, валентности катионов и анионов равны, zк=zа, если Nк=1, а Nа0, то

(41)

(42)

       
   
 

Величина Eда зависит от структуры перегородки и не зависит от ее толщины. При применении глины в качестве мембраны для раствора NaCl более концентрированный раствор заряжен отрицательно и величина диффузионно-адсорбционного потенциала Kда для мембраны из глины достигает 45 мВ. Основная причина изменения величины и знака Eда, это изменение чисел переноса в поровых каналов капиллярной системы, вызванное влиянием двухэлектродного слоя. Двойной электрический слой возникает на границе раздела различных фаз в частности на поверхности твердой частицы при контакте с электролитом и является электрически нейтральной системой. По данным электрохимии, объем капиллярно-поровой системы заполненной водным электролитом может быть распределен на несколько частей.

Широкий капилляр

1-слой адсорбционный, подвижность анионов очень мала, т.к. они входят в состав стенок капилляров. Поверхность твердой фазы заряжена отрицательно и составляет внутреннюю обкладку двойного слоя.

2-слой диффузионный, в этой части двойного слоя катионы и анионы обладают некоторой подвижностью, но меньшей, чем в свободном растворе. При отрицательном заряде твердой фазы, концентрация ионов в диффузном слое убывает в направлении от поверхности к свободному раствору, а концентрация анионов возрастает. Однако в целом количество катионов в объеме диффузного слоя превышает значительное количество анионов.

3-слой. Объем заполнен свободным раствором, причем концентрация электролита равна концентрации такого раствора, которым насыщены поры мембраны. Свободный раствор в порах предполагается быть электрически нейтральным, содержащим одинаковое количество анионов и катионов. В широком капилляре, радиус которого больше толщины диффузного слоя, объем занимаемый свободным раствором во много раз больше объема диффузного слоя.

Узкий капилляр

В узком капилляре радиус которого несколько превышает толщину двойного слоя или равен ей, большая часть объема капилляра занята диффузионным слоем с преобладающим содержанием подвижных катионов. Электропроводность, диэлектрическая проницаемость, вязкость и другие свойства существенно отличные от таких же свойств свободного раствора. Поэтому физические свойства горных пород существенно зависят от соотношения занимаемых объемов свободным и диффузионным растворами. Толщина двойного диффузионного раствора уменьшается с ростом концентрации раствора. В качестве параметра количественной характеристики диффузионно-адсорбционной активности принимают коэффициент диффузионно-адсорбционной активности:

(43)

 

Под диффузионно - адсорбционной активностью породы понимается ее способность вызывать превышение ЭДС диффузионной адсорбции. Для ЭДС диффузионной адсорбции для одной и той же пары растворов Aда­=Kда-Kд. Диффузионно-адсорбционная активность Aда изменяется от 0 до 70 мВ. В чистой неглинистой породе Aда стремится к нулю, а высокопористой плотной глине – к 70 мВ. Диффузионно-адсорбционная активность возрастает с уменьшением размеров пор в породе. Установлена связь между диффузионно-адсорбционной активностью Aда и ионно-сорбционной способностью пород, характеризуется приведенной емкостью объема gп. приведенная емкость обмена (поглощения) характеризует число молей поглощенных катионов, приходящихся на единицу объема (м3, см3) порового пространства породы.


Лекция 4

Общие сведения

Участок скважины с увеличенным диаметром называют каверной.

Удельное электрическое сопротивление ρ­­­с промывочной жидкости меняется в широких пределах – от сотых долей до единиц Ом·м. Промывочную жидкость с удельным сопротивлением, превышающим 0,2 Ом·м, называют пресной, с ρ­­­с меньшим 0,2 Ом·м – соленой. В отдельных случаях скважина бурится на нефтяной эмульсии или с продувкой воздухом (скважина сухая), что с точки зрения электрического каротажа соответствует непроводящей скважине.

Геологический разрез месторождений нефти и газа обычно представлен осадочными отложениями. В осадочной толщине горные породы залегают в виде прослоев, ограниченных поверхностями раздела, которые в пределах небольшой области, исследуемой при каротаже, можно считать параллельными. Нижняя поверхность раздела называется подошвой, верхняя – кровлей. Свойства пород в прослое постоянны. Прослой или несколько смежных прослоев с одинаковыми свойствами при каротаже получили название пласта, а породы, залегающие выше и ниже пласта, получили название – вмещающих пород.

Столб ПЖ, заполняющей скважину, оказывает гидростатическое давление на ее стенки. Поэтому при пересечении пласта-коллектора скважиной наблюдается проникновение фильтрата ПЖ в пласт. Часть пласта, в которую проник фильтрат, называется зоной проникновения, а ближайшая к скважине часть ее – промытой зоной. В результате фильтрация ПЖ на стенке скважины против пласта оседает слой глинистых частиц – глинистая корка.

Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 94; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2017 год. Все права принадлежат их авторам! (0.084 с.) Главная | Обратная связь