Глава 4 Поровое пространство породы-коллектора

⇐ ПредыдущаяСтр 9 из 52Следующая ⇒

Пористость, ее измерение. Проницаемость: измерение, эффективная и относительная проницаемость. Классификация и происхождение перового пространства: первичная, или межзерновая, пористость; вторичная, или промежуточная, пористость; соотношение между пористостью и проницаемостью.

Первым из главных элементов нефтегазового природного резервуара является порода-коллектор, а основным физическим свойством последней ‑ ее пористость. Порода должна содержать поры или пустоты таких размеров и характера, которые бы сделали возможной концентрацию нефти и газа в залежь, достаточно крупную для рентабельной разработки. Однако наличия одной пористости еще недостаточно; поры должны быть сообщающимися, чтобы обеспечить фильтрацию нефти и газа сквозь породу. Таким образом, порода должна быть проницаемой, т.е. обладать проницаемостью. В противном случае залежи не было бы пли могли образовываться лишь небольшие скопления и, кроме того, нельзя было бы добыть нефть и газ с помощью буровых скважин, так как отсутствовал бы подток их в достаточном количестве в скважину. Например, пемза не является хорошим коллектором, хотя большая часть объема этой породы может состоять из пор, но эти поры не сообщаются между собой и пористость поэтому неэффективна. Обычная глинистая порода также не может стать коллектором, ибо поры в ней столь малы, что возникающие в них капиллярные силы обусловливают сцепление жидкости с минеральными зернами и удерживают ее в породе. Попытка получить нефть из глинистой породы была бы равносильна стремлению извлечь чернила из промокательной бумаги.

Породы-коллекторы широко различаются между собой по размерам отдельных пор и взаимному их расположению. Эти различия называются первичными, если контролируются: 1) обстановкой осадконакопления, степенью однородности размеров частиц и 3) природой слагающего породу материала. Различия именуются вторичными, когда они обусловливаются процессами, воздействовавшими на осадок после его отложения; к ним можно отнести: 1) образование трещин и раздробление, 2) растворение, переотложение и цементацию, 4) уплотнение под влиянием возрастающей нагрузки перекрывающих отложений.

Каждую пору в породе-коллекторе можно рассматривать в качестве микроскопической модели природного резервуара с заключенной в нем залежью нефти и газа или как микроскопическую лабораторию, где протекают многие физические процессы и химические реакции. Отдельно взятая пора с содержащимися в ней флюидами и со всеми ее свойствами является той элементарной ячейкой, которая, будучи повторена бессчетные триллионы раз, образует залежь и природный резервуар. Поэтому пористость является весьма важным параметром как для геолога-разведчика, так и для инженера-промысловика. Изучение порового пространства и его особенностей составляет предмет петрофизики¹ [1].

¹ Точнее, физики нефтегазового пласта или учения о коллекторах, так как петрофизика изучает почти все физические свойства горных пород в широком плане. ‑ Прим. ред.

Форму и размеры некоторых отдельно взятых пор можно наблюдать в шламе и кернах невооруженным глазом. Многие поры, однако, удается рассмотреть только под бинокуляром или поляризационным микроскопом, значительная часть элементов порового пространства характеризуется субмикроскопическими размерами. Поры, заполненные нефтью, можно изучать в ультрафиолетовом свете. При ультрафиолетовом облучении отчетливо проявляется флуоресценция мельчайших капель нефти, заключенных невидимых глазу микроскопических трещинках и порах между кристаллами. Некоторые залежи были открыты только благодаря использованию этого высокочувствительного метода обнаружения нефти в породах. При необходимости можно изготовить слепок сообщающихся пор путем нагнетания парафина или другого пластического материала под давлением в обломки породы или образцы керна и последующего растворения окружающего нагнетенную массу минерального вещества. ( Так в оригинале текста ‑ А.Ф. ). Такой слепок порового пространства обычного песчаника по внешнему облику весьма напоминает кусок хлеба, в то время как аналогичный слепок породы, сложенной угловатыми зернами или кристаллическим веществом, имеет вид леденца. Эффектным способом изучения структуры порового пространства пород может служить стереоскопическое исследование микрофотографий слепков пор.

Характер пористости является результатом сложного взаимодействия различных факторов, влияющих на формирование порового пространства породы-коллектора. Он определяется размером и формой пор, особенностями их сочленения, природой поровых стенок, а также распределением, количеством и соотношением крупных пор. По размерам отдельные поры колеблются от субкапиллярных и субмикроскопических отверстий до капиллярных каналов и пустот растворения любой формы и размеров вплоть в каверн в карбонатных породах. Отдельные поры могут иметь трубчатую форму наподобие капиллярной трубки или обособляться в виде ячей и быстро выклинивающихся пустот между соприкасающимися зернами, могут предъявлять собой тонкие межзерновые отверстия с плоскими стенками, ширина которых в 50-100 и более раз превосходит величину их зияния. Стенки пор могут быть сложены чистым кварцем, кремнем, кальцитом или покрыты глинистыми частицами, акцессорными минералами пластинчатого габитуса, а также мелкими обломками пород. Извилистость порового пространства, называемая его кривизной, выражается отношением расстояния между двумя точками, измеренного вдоль порового канала, к расстоянию между ними по прямой линии. Точечная пористость, как следует из самого называется. представляет собой совокупность мельчайших изолированных пор, наблюдаемых под бинокулярным микроскопом или, в том случае, если они заполнены нефтью, при ультрафиолетовом облучении.

Пористость и проницаемость являются свойствами, характеризующими породу в целом. Пористость обломочной породы-коллектора представляет собой функцию ряда ее петрографических характеристик: 1) зерна - их размеры, морфология, сортировка, химический и минералогический состав; 2) основная масса - относительное содержание в ней различных минералов, характер их распределения, минералогический и химический состав; 3) цемент - его характер, состав, количество, распределение относительно зерен основной массы [2]. Пористость хемогенных пород-коллекторов зависит от таких факторов, как 1) содержание органических остатков, 2) трещиноватость и отдельность, 3) растворение и переотложение, 4) содержание доломита, 5) перекристаллизация, 6) содержание глинистого материала, 7) плоскости наслоения.

Количество изолированных пор в акр-футе¹ средней породы-коллектора огромно [3], как можно видеть на фиг. 4-1. Поскольку средний диаметр частиц в большинстве

¹ Акр-фут равен объему, исчисляемому из площади в один акр (43 560 кв. футов), помноженной на мощность в 1 фут, т. е. равен 43 560 куб. футам.

обломочных коллекторов колеблется в пределах 0, 002-0, 01 дюйма (0, 05-0, 25 мм), число пор в одном акр-футе коллектора может изменяться от 1 до 1000 триллионов. В большинстве песчаных коллекторов радиусы пор изменяются от 20 до 200 мк. Следует указать, что расчеты для графика, приведенного на фиг. 4-1, производились при допущении однородности и ромбоэдрической упаковки частиц; в действительности же в средней обломочной породе частицы далеко не однородны по своим размерам и могут изменяться в широких пределах. Карбонатные породы характеризуются более высоким процентным содержанием пустот растворения, чем песчаные породы с такой же общей пористостью, и, возможно, имеют меньшее количество пор на единицу объема.

Удельная поверхность минеральной части породы, слагающей стенки пор, резко

Фиг. 4-1. Возможное количество пор, содержащихся в акр-футе породы-коллектора, при различных размерах минеральных частиц (Jones, Petroleum Production, Reinhold Publishing Corp., New York, 1, p. 14, Fig. 2-2).

Фиг. 4-2. Изменение площади поверхности минеральных частиц содержащихся в акр-футе породы-коллектора в зависимости от размеров частиц (Jones, Petroleum Production, Reinhold Publishing Corp., New York, 1, p. 15, Fig. 2-3).

возрастает по мере уменьшения размеров частиц. Джонс [3] оценивает суммарную поверхность частиц в одном акр-футе средне-мелкозернистого песчаника, характеризующегося ромбоэдрической упаковкой зерен диаметром около 0, 25 мм, в 5000 акров. В некоторых песчаниках и алевролитах эта поверхность может достигать 30 000 акров на акр-фут объема породы (фиг. 4-2). Большая величина удельной поверхности минеральных частиц в мелкозернистых породах имеет важное значение для понимания таких физических явлений в пласте, как смачиваемость, адсорбция, капиллярность, растворимость и свободная поверхностная энергия (см. гл. 10).

Пористость

Пористость пород-коллекторов определяется отношением объема порового пространства к общему объему породы и обычно выражается в процентах. Необходимо иметь две величины ‑ объем пор и объем породы, чтобы вычислить пористость в процентах согласно уравнению

Величина пористости (%) = (объем пор/общий объем породы)× 100.

Пористость коллекторов, как правило, значительно изменяется как по разрезу, так и по простиранию. Если ее измерять в образцах керна, извлекаемых через каждый фут проходки скважины, как это обычно и делается на практике при вскрытии коллекторского пласта, то даже в некоторых наиболее однородных по внешнему облику породах будут наблюдаться резкие изменения пористости. В большинстве коллекторов они особенно заметны, когда изучаются данные микрокаротажа (см. стр. 86-87: глава 3, микрокаротаж, А.Ф.). Это видно на примере песков Спрингхилл месторождения Манантьялес в Тьерра-дель-Фуэго, Чили (Огненная Земля) (фиг. 4-3). Другим примером резкой

Фиг. 4-3. Разрез песчаника Спрингхилл (мел), продуктивного на нефтяном месторождении Манантьялес в провинции Магальянес, Тьерра-дель-Фуэго (Огненная Земля), Чили (Thomas, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 33, p. 1582, Fig. 3).

В кровле и подошве песчаник ограничен поверхностями несогласия. Плотность нефти 42°API (0, 815). Это пример изменчивости пористости, проницаемости и других физических свойств типичной песчаной продуктивной толщи.

1 ‑ глинистые породы; 2 ‑ песчаные породы.

изменчивости пористости и проницаемости могут служить доломиты в пермских известняках Сан-Андрее, являющиеся коллекторами на месторождении Сидар-Лейк в западном Техасе; разрез небольшой части этого месторождения показан на фиг. 4-4.

Пористость обычно выражается в процентах, но при подсчете запасов она часто оценивается в акр-футах или в баррелях на акр-фут. Так как баррель (американский), равный 42 галлонам, составляет 5, 6146 куб. футов, то 1 акр-фут равен 7758 баррелей. Порода с 10%-ной пористостью, следовательно, содержит 775, 8 баррелей пор на 1 акр-фут породы.

Отношение объема порового пространства к общему объему породы называется абсолютной, или общей, пористостью. Она включает все поры и пустоты породы, как сообщающиеся, так и закрытые. При изучении же коллекторских пластов используется, как правило, иная величина, а именно отношение объема сообщающихся пор к общему объему породы, именуемая эффективной пористостью¹. Эта пористость обычно на 5-10 % меньше общей пористости пород². Проницаемость пород зависит от их эффективной пористости. Последняя может быть также названа полезным норовым пространством, поскольку нефть и газ при извлечении из пласта должны перемещаться через сообщающиеся пустоты. Пемза и вулканические шлаки, несмотря на то что имеют высокую общую пористость, характеризуются незначительной эффективной пористостью.

Пористость большинства коллекторов колеблется от 5 до 30 %, а чаще всего в пределах 10-20 %. Карбонатные породы-коллекторы обладают

Фиг. 4-4. Разрез, показывающий изменение пористости и проницаемости пород одного и того же стратиграфического интервала в соседних скважинах, отстоящих на 1320 футов (400 м) одна от другой, месторождение Сидар-Лейк, западный Техас (Liebrоок, Hiltz, Huzarevich, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 192, p. 359, Fig. 5).

Продуктивная толща представлена доломитом, приуроченным к известняковой формации Сан-Андрее (пермь).

обычно несколько меньшей пористостью, чем песчаные, но проницаемость их может быть более высокой. Породы-коллекторы, пористость которых не превышает 5%, как правило, относятся к непромышленным или почти непромышленным, если только столь незначительная пористость не компенсируется трещиноватостью, наличием крупных пустот и каверн, которые нельзя обнаружить в небольших кусках породы, взятых из керна или из скважины³. Типичные значения пористости некоторых коллекторов перечислены в табл. 4-1. Грубая полевая оценка пористости может быть такой:

¹ В советской литературе такая пористость называется открытой пористостью.

Ввиду того что под термином «эффективная пористость» понимаются разными авторами различные величины, Всесоюзное совещание по коллекторам нефти и газа в 1962 г. рекомендовало отказаться от применения этого термина. ‑ Прим. ред.

² Разница между этими величинами зависит от состава и структуры пород: в среднезернистых песках она приближается к 0, в карбонатных породах может составлять 10-15%, а в пемзе ‑ 30-40 %. ‑ Прим. ред.

³ В последнем случае речь идет, вероятно, об образцах, полученных с помощью бокового грунтоноса. ‑ Прим. ред.

Таблица 4-1 Характерные значения пористости и проницаемости пород-коллекторов

1. С.R. Fettke, The Bradford Oil Field, Pa. Geol. Surv., 4th series, pp. 214-228, 1938.

2. M. Musk at, Physical Principles of Oil Production, McGraw-Hill Book Co., New York,. p. 585, 1949.

3. H.S. Gibson, Oil Production in Southwestern Iran, World Oil, p. 273. 1948.

4. W.Y. Pickering, C.L. Dorn, Rangely Oil Field, Rio Blanco County, Colorado, in Structure of Typical Am. Oil Fields, 3, p. 143, 1948.

5. H.E. Minor, M. A. Hanna, East Texas Field, Rusk, Cherokee, Smith, Gregg, and Upshur Counties, Texas, in Stratigraphic Type of Oil Fields, Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Okla., pp. 625, 626, 1941.

6. W.T. Lietz, The Performance of the Ten Section Oil Field, Tech. Paper 2643, 1949; Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 186, pp. 251-258, 1949.

7. К.В. Barnes, J.F. Sage, Cas Repressuring at Glenn Pool, in Production Practice, Am. Petrol. Inst., p. 57, 1943.

8. H.B. Hill, E. L. Rawlins, C. R. Bopp, Engineering Report on Oklahoma City Oil Field, Oklahoma, RI 3330, U. S. Bur. Mines, p. 199, 1937.

9. A.L. Payne, Cumarebo Oil Field, Falcon, Venezuela. Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 35, p. 1869, 1951.

Измерения пористости

Измерения, необходимые для вычисления пористости, производятся в лаборатории на небольших кусочках, вырезанных из керна, либо на шламе. К настоящему времени разработано и описано большое число методов быстрого и точного определения пористости [4]. Применяется также несколько качественных методов оценки пористости, дополняющих различные виды анализа кернового материала или заменяющих последние, когда они невозможны. Ниже приводится их краткое описание.

Электрокаротаж. Этот метод заключается в измерении (в милливольтах) естественного электрического потенциала пород (спонтанного потенциала, или ПС). Низкие значения потенциала устанавливаются против непроницаемых пластов, тогда как более высокие значения - против пористых (проницаемых) слоев (см. стр. 83-87: глава 3, электрический каротаж, А.Ф.).

Радиоактивный каротаж. С помощью гамма-каротажа измеряют естественное гамма-излучение пройденных скважиной пород, а с помощью другой разновидности радиоактивного каротажа ‑ нейтронного каротажа ‑ измеряют гамма-излучение из пород, возбуждаемое действием нейтронов (см. стр. 87-89: глава 3, радиоактивный каротаж, А.Ф.). Нейтронный каротаж фиксирует прежде всего содержание в пласте водорода и, следовательно, указывает на присутствие в толще пород флюидов, таких, как газ, нефть и вода. Наличие же последних свидетельствует о том, что породы обладают пористостью. Гамма-каротаж и нейтронный каротаж широко используются для выявления пористости известняковых и доломитовых коллекторов.

Другие виды каротажа. Очень полезны для определения пористости пород-коллекторов микрокаротаж и акустический каротаж. Качественную характеристику пористых зон позволяет выявить и кавернометрия, а в совокупности с другими видами каротажа она дает возможность произвести даже количественное определение пористости.

Исследование шлама под микроскопом. В случае отсутствия керна очень часто единственным способом непосредственного наблюдения пористости является изучение под бинокулярным микроскопом кусочков бурового шлама. Нефть, насыщающая мельчайшие пустоты, может быть обнаружена благодаря ее флуоресценции под ультрафиолетовыми лучами. Опытный микроскопист может быстро определить характер пористости и дать качественную оценку ее относительной величины, используя такие термины, как «непроницаемый», «плотный», «пустоты», «точечная пористость», «пористый», «кавернозный», «межкристаллическая», «межзерновая». Отсутствие в породе пор, видимых в микроскоп, обычно свидетельствует о том, что породы имеют слишком низкую пористость, чтобы содержать значительные количества нефти.

Малый объем порового пространства коллектора, как может быть установлено под микроскопом, обусловливается различными факторами: порода может быть, например, плотным тонкокристаллическим литографским известняком или доломитом; она может состоять из мелких и очень мелких песчаных частиц; содержать большое количество глинистых частиц, слагающих основную массу или образующих оболочки на песчаных зернах; содержать большое количество цемента; поровое пространство породы может быть занято в значительной степени каким-либо веществом, попавшим в поры под давлением [5].

Механический каротаж. Неожиданное увеличение значений проходки на диаграмме механического каротажа, обусловленное резким повышением скорости бурения с «проваливанием» бурового инструмента, часто свидетельствует о вскрытии толщи пористых пород. Чем больше пор содержит порода, тем меньшей плотностью она обладает и легче поддается разбуриванию. Подобные изменения скорости проходки часто рассматриваются как указание на наличие продуктивного пласта и служит сигналом для начала отбора керна с целью определения характера пород.

Неполное извлечение керна. Керн, извлекаемый при вращательном бурении обычным колонковым буром, может оказаться короче соответствующего интервала его отбора. Очень часто эта неполнота извлечения керна обусловливается трещиноватостью, пористостью и несцементированностью породы-коллектора, вследствие чего последняя не полностью захватывается колонкой и частично выносится на поверхность в виде бурового шлама. Тот факт, что зоны неполного извлечения керна могут соответствовать толщам пород с аномально высокой пористостью, объясняет существование эмпирического правила: «Керн не извлекается ‑ хорошая скважина».

Конечно, никогда нельзя сказать с уверенностью, действительно ли плохой вынос керна указывает на высокую пористость пород соответствующего интервала разреза, однако определенную помощь в решении этого вопроса могут оказать данные механического каротажа, поскольку пористые породы бурятся быстрее, чем плотные.

Появление алмазных колонковых долот сделало возможным почти стопроцентный вынос керна; поэтому их применение обычно позволяет производить непрерывную регистрацию изменений пористости вскрываемых скважиной пород по керну.

Проницаемость

Проницаемость ‑ это свойство породы, характеризующее возможность перемещения флюидов через сообщающиеся поры (эффективную пористость) без нарушения и смещения слагающих ее частиц; иными словами, проницаемость служит мерой флюидной проводимости породы и, очевидно, является наиболее важным параметром коллектора. В геологии нефти и газа проницаемость трактуется не как абсолютная, а как относительная величина; порода называется проницаемой, если за короткое время (например, в течение часа) она может пропустить заметное количество флюидов, и непроницаемой, если скорость фильтрации в ней ничтожна. Однако следует признать, что в масштабе геологического времени и по отношению к газам и жидкостям с малой вязкостью почти все породы обладают некоторой проницаемостью.

Единица измерения проницаемости пород в системе CGS была названа дарси, по имени Анри Дарси [6], который в 1856 г. исследовал фильтрацию жидкостей в пористой среде. Закон Дарси выражается уравнением

где q ‑ объемный расход жидкости (в единицу времени) в см³/сек при горизонтальном течении, k ‑ постоянная проницаемости в дарси, А ‑ площадь поперечного сечения в см², µ ‑ вязкость жидкости в сантипуазах и dp/dx ‑ гидравлический градиент, или разница в давлении (р) в направлении течения (х), в атм/см. Это уравнение полностью характеризует вязкое или ламинарное течение гомогенных флюидов в пористых средах с однородной упаковкой частиц и постоянным поперечным сечением¹. Таким образом, при заданном значении к скорость фильтрации флюидов через блок пористой породы прямо пропорциональна перепаду давления, а также площади поперечного сечения блока и обратно пропорциональна вязкости флюидов протяженности пути фильтрации.

Американский нефтяной институт дает следующее произвольное определение единицы дарси в системе CGS: «Пористая среда обладает проницаемостью в 1 дарси, если однофазный флюид с вязкостью в 1 сантипуаз, полностью насыщающий пустоты среды, фильтруется через нее в условиях вязкого течения со скоростью 1 см/сек при площади поперечного сечения среды 1 см² и при давлении или соответствующем гидравлическом градиентом 1 атм/см (76, 0 см ртутного столба)» [7]. В «условиях вязкого течения» скорость потока настолько низка, что становится прямо пропорциональной гидравлическому градиенту. Дарси является коэффициентом пропорциональности между этими величинами, а определенное числовое значение проницаемости – свойством и характерной особенностью только пропускающей

¹ Турбулентное течение в породах-коллекторах не представляет интереса. Строгая формулировка закона Дарси требует учета ускорения силы тяжести и направления. Читатель, желающий более подробно ознакомиться с обстоятельствами установления и ограничениями применимости закона Дарси, отсылается к работам Хьюберта (Hubert, Journ., Geol. 48, pp. 787-826, 1940) и Маскета (Мuskat, Physicalles Principles of Oil Production, McGraw-Hill Book Co., New York, pp. 123-131, 1949).

флюид среды, но не самого флюида.

Проницаемость средних пород-коллекторов колеблется в пределах 5-1000 миллидарси. Чтобы получить представление о том, что такое один дарси, рассмотрим кубический блок песка с длиной стороны в 1 фут. Если песок будет иметь проницаемость в 1 дарси (1000 миллидарси), то этот кубический блок песка за сутки и при перепаде давления в 1 фунт (0, 45 кг) должен пропускать около 1 барреля (160 л) нефти. В промышленных количествах нефть и газ иногда получают и из пород, проницаемость которых не превышает 0, 1 миллидарси, однако в таком случае эти породы, очевидно, должны обладать высокопроницаемыми системами трещин, которые не могут быть обнаружены стандартными методами лабораторных анализов. В средних коллекторах проницаемость вместе с пористостью претерпевает сильные изменения, как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении. Типичные примеры большинства подобных коллекторов (из Чили и Техаса) показаны на фиг. 4-3 и 4-4. Порода-коллектор, проницаемость которой не превышает 5 миллидарси, называется непроницаемым песком или плотным известняком в зависимости от ее состава. Ниже приводится грубая полевая оценка проницаемости (в миллидарси):

Средняя……………………….1, 0-10

Хорошая………………………10-100

Очень хорошая……………….100-1000

Некоторые характерные значения пористости и проницаемости коллекторов нефтяных залежей сведены в табл. 4-1.

Измерения проницаемости

Проницаемость пород-коллекторов определяется обычно в лабораторных условиях посредством исследования образцов или кусочков керна в пермеаметре. Пермеаметры разных систем различаются в деталях конструкции, но все они обычно состоят из кернодержателя, насоса для нагнетания флюида через керн, манометров для измерения перепада давления в керне и расходомера для измерения скорости прохождения флюида через керн. Лабораторные методы стандартизованы, поэтому все измерения можно проводить быстро и с достаточной точностью для решения проблем, связанных с коллектором. Для испытаний, как правило, используют цилиндрические образцы керна диаметром 2 см и длиной 2-3 см¹. Разработано и описано несколько таких методов [8].

При измерении проницаемости коллекторов применяют обычно воздух или сухой газ при минимальном давлении, обеспечивающем наименьшую поддающуюся определению скорость течения флюида; если давление вызовет турбулентное течение флюида в породе, измерения будут чреваты серьезными погрешностями. Чаще всего в качестве эталона используют воздух, поскольку он слабо или вообще не реагирует с веществом породы и не вызывает каких-либо систематических изменений ее проницаемости². Кроме того, измерения проницаемости пород с применением воздуха легко сравнимы между собой. Установлено, однако, что воздухопроницаемость образца породы-коллектора в лабораторных условиях не всегда соответствует ее проницаемости в отношении нефти, газа и минерализованной воды в пластовых условиях. Повышение значений проницаемости при определении ее с помощью воздуха по отношению к проницаемости, измеренной с помощью пластовых флюидов, вызывают следующие факторы:

¹ В СССР в качестве стандартных для определения проницаемости приняты следующие размеры образцов: диаметр 3 см, длина 5 см. ‑ Прим. ред.

² Еще лучше применять нейтральный азот. ‑ Прим. ред.

Перед проведением измерений проницаемости образец породы высушивается и полностью освобождается от присутствующих в нем газа, нефти и воды. Поскольку коллекторы в большинстве своем гидрофильны (т.е. каждая частица породы обволакивается тонкой пленкой пластовой воды), воздухопроницаемость сухого образца будет отличаться от газо- и нефтепроницаемости смоченного водой образца.

1. Породы-коллекторы почти всегда содержат некоторое количество глинистых минералов, многие из которых химически неустойчивы. Некоторые из них, особенно монтмориллонит, поглощают воду и разбухают (причем степень разбухания зависит от свойств воды). В связи с тем что при лабораторной обработке вода из образцов пород удаляется, глинистые минералы могут либо лишиться содержащейся в них воды, либо и вовсе распасться на более мелкие частицы, а любое из этих изменений глинистых минералов отражается на результатах измерения проницаемости пород. Коллоидный глинистый материал породы-коллектора после сушки и очистки образца от нефти может утратить связанность и стать рыхлым. Поэтому он может забить мелкие поры породы; во всяком случае, структура порового пространства изменится по сравнению с ее характеристикой в пластовых условиях.

Если планируется заполнение коллекторов водой, как, например, в случае заводнения при применении методов вторичной разработки, желательно провести специальные измерения проницаемости пород с использованием той же самой воды, которую предполагается закачивать в пласт. Полученные при этом значения будут отражать водопроницаемость пород, которая обычно ниже их воздухопроницаемости. Эффективность и успешность работ по вторичной добыче нефти с нагнетанием воды в пласт в целях вытеснения или вымывания нефти из пор зависит в большой степени от свойств применяемой» воды, которая не должна вызывать разбухания глинистых частиц в породе.

3. Неполное высушивание керна может быть причиной частичного захвата породой воздуха (эффект Жамэна). Поэтому сопротивление фильтрации значительно возрастает, когда в капиллярных каналах газовые пузырьки будут перемешиваться с капельками жидкости, например, пузырьки воздуха и капельки воды или пузырьки газа и капельки нефти [9]. В связи с этим, если при определении проницаемости пород применяется жидкость, весь газ и воздух должны быть удалены из исследуемого образца с особой тщательностью; в противном случае значения проницаемости будут сильно занижены.

4. Проницаемость не зависит от типа флюида, фильтрующегося через породу, так же как и от величины перепада давления. Однако газопроницаемость пород выше их проницаемости для жидкостей, что, вероятно, в значительной мере объясняется проскальзыванием пузырьков газа вдоль стенок сообщающихся пустот (чего не отмечается для жидкостей). С ростом давления уменьшается объем воздуха или любого другого газа, испольуемых для измерения проницаемости и, следовательно, сильно уменьшается редний свободный пробег газовых молекул, пока при достаточно высоких давлениях газ не становится почти тождественным жидкости. Для определения поправки на это различие между воздухом и жидкостью Клинкенберг предложил специальную шкалу [10]. Она основана на представлении о том, что газопроницаемость является функцией среднего свободного про газовых молекул, т.е. газопроницаемость зависит от таких факторов, ратура. давление и состав газа. Давление является наиболее главным из них. Низкое давление обусловливает максимальную величину среднего свободного пробега молекул и, кроме того, наибольшую их к проскальзыванию. Поправку на проницаемость Клинкенберг по определить путем измерения воздухопроницаемости при нескольких различных значениях давления и экстраполяции получаемой кривой до бесконечно высокого давления, при котором воздухопроницаемость приближается к проницаемости для жидкостей. Проницаемость по Клинкенбергу, эквивалентная воздухопроницаемости, в «плотных» песках (проницаемость менее 1 миллидарси) может возрасти на 100 %: эта поправка приближается к нулю для пород высокой проницаемости. Таким образом, поправочный коэффициент проницаемости Клинкенберга применяется для определения ошибки измерения, которая возникает в результате проскальзывания газа низкого давления при его использовании. Эта зависимость на бумаге с двойной логарифмической сеткой выражается прямой линией.

Обычно проницаемость измеряется в направлении, параллельном поверхностям напластования породы-коллектора. По направлению этой горизонтальной, или латеральной, проницаемости и происходит основная фильтрация флюидов в скважину. Часто измеряют также проницаемость в направлении, поперечном по отношению к поверхностям напластования, или вертикальную проницаемость, которая обычно меньше горизонтальной¹. Высокая проницаемость поперек слоистости может явиться причиной просачивания воды снизу или проскальзывания газа сверху вниз; в результате этого изменяется относительная насыщенность пласта у ствола скважины, что отрицательно сказывается на ее продуктивности.

Причиной более высокой горизонтальной проницаемости по отношению к вертикальной является в значительной степени характер расположения и упаковки слагающих породу частиц, который возникает в процессе седиментации. Поскольку плоские зерна стремятся располагаться и перекрывать друг друга параллельно поверхностям наслоения, растворы наиболее свободно движутся в этом направлении, и, растворяя минеральные частицы породы, эти жидкости повышают горизонтальную проницаемость породы. Незначительные отдельности внутри пласта и слоистость, связанная с изменениями размера частиц, гораздо чаще располагаются параллельно наслоению, чем поперек его, так что эти явления также способствуют увеличению горизонтальной проницаемости по сравнению с вертикальной. Следует отметить, что те значения, которые мы получаем обычно при лабораторных исследованиях, характеризуют именно проницаемость параллельно напластованию. Однако, если пласт-коллектор имеет крутое или вертикальное падение, направление повышенной проницаемости может быть почти параллельным стволу скважины.

Высокая вертикальная проницаемость связана в основном с наличием трещин и процессами растворения вдоль них, а также с существованием поверхностей отдельности, ориентированных поперек слоистости. Она чаще всего встречается в карбонатных и других хрупких породах, а также свойственна кластическим породам с высоким содержанием растворимого материала. Ее можно обнаружить, кроме того, в неплотно упакованных или несцементированных песчаных породах.

Если отобрано и исследовано достаточное количество керна, с помощью стандартных лабораторных методов можно получить все необходимые сведения о проницаемости пород, причем точность измерений будет удовлетворять требованиям, возникающим при решении самых различных задач - геологических, технологических и промысловых. Полевые методы определения проницаемости, хотя и уступают в точности лабораторным, все же чрезвычайно полезны, а часто предоставляют единственно возможные данные о проницаемости тех или иных пород.

¹ Отождествлять проницаемость вдоль слоистости с горизонтальной можно лишь в случае небольших углов падения пород. ‑ Прим. ред.

1. Если во вскрытом пласте содержится так много свободной воды, что она начинает поступать в ствол скважины, разжижая буровой раствор при вращательном бурении или частично заполняя скважину при канатном, это указывает на то, что пласт проницаем. Скорость, с которой вода поступает в ствол скважины канатного бурения, дает даже лучшее представление об общей проницаемости вскрываемых пород, чем лабораторное исследование керна.

2. При вращательном бурении глинистый раствор закачивают в ствол скважины по квадратной бурильной трубе, и через коронку долота он поступает к забою, а затем вместе с шламом вновь выносится на поверхность по кольцевому пространству между бурильной трубой и стенкой скважины. Если глинистый раствор не возвращается к устью скважины или выносится не полностью, говорят о потере его циркуляции в скважине. Это означает, что раствор уходит из ствола скважины в пласт, который должен обладать высокой проницаемостью и давлением, меньшим по сравнению с гидростатическим давлением бурового раствора в скважине.

3. Внезапное увеличение скорости проходки указывает на вскрытие скважиной менее твердых пород; это может означать, что долото вошло в пласт, обладающий высокой пористостью, а возможно, и проницаемостью.

⇐ Предыдущая 4 5 6 7 8910 11 12 13 Следующая ⇒