Пористость и строение порового пространства

Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолют­ной, открытую, эффективную и динамическую пористость.

Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другомI Коэффициентом полной пористости называется отноше­ние Суммарного объема пор в образце породы к видимому его объ­ему:

Yv

т„ =-

(1)

ПО

- х 100%.

V„

Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Ко­эффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:

сообщ.пор _х100о_/о

образца

Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью

__ _хШо_/о

Эф у

. образца

Динамическая учитывает тот объем нефти, который будет пе­ремещаться в процессе разработки залежи. Наиболее однозначно и с
достаточно высокой точностью определяется объем связанных меж­ду собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая по­ристость.

Количественно пористость породы характеризуется коэффициен­том пористости, который измеряется в долях или процентах от объ­ема породы.

Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь опре­деляются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.

По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно раз­деляются на три группы: 1) сверхкапиллярные — диаметром 2—0, 5 мм; 2) капиллярные — 0, 5—0, 0002 мм; 3) субкапиллярные — менее 0, 0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным — при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не мо­гут. Породы, пустоты в которых представлены в основном субкапил­лярными порами и каналами, независимо от значения коэффициен­та пористости, практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

Коэффициентом полной пористости kn называется отношение суммарного объема всех пор Упор в образце породы к видимому его объему Vo6p:

k = V /V. '= (V.. — V )/V_R, (2)

п пор ' обр. ^v обр 3ер.' ' обр.

где V — суммарный объем зерен.

При решении задач нефтегазопромысловой геологии использу­ется коэффициент открытой пористости к_{п о}, который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических ис­следований скважин.

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах — от нескольких процентов до 35%. По боль­шинству залежей она составляет в среднем 12—25%.

Поскольку коллекторские свойства породы зависят не только от объема пустот, но и от распределения их по величине диаметра, то важной характеристикой является структура порового пространства. Для его определения используются метод ртутной порометрии, ме­тод полупроницаемой мембраны и метод капиллярной пропитки.

В гранулярных коллекторах большое влияние на пористость ока­зывает взаимное расположение зерен. Несложные расчеты пока­зывают, что в случае наименее плотной кубической укладки зерен, показанной на рис. 49, коэффициент пористости будет составлять ~ 47, 6%. Данное число можно считать теоретически возможным
максимумом пористости для терригенных пород. При более плот­ной укладке идеального грунта (рис. 50) пористость будет составлять всего 25, 9%.

Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавер­нозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачива­ния) до 2 мм, ко вторым — с рассеянными в породе более крупными кавернами — вплоть до нескольких сантиметров.

Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике неред­ко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пу­стотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними име­ются существенные различия.

Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не пре­вышает 13—15%, но может быть и больше.

Рис. 50. Тесное расположение шаров в модели фиктивного грунта

Рис. 49. Свободное расположение шаров

Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются ред­ко, их пустотность достигает не более 1—2%. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллек­тора запасы залежей могут быть весьма значительными.

(3)

Коэффициент кавернозности К равен отношению объема ка­верн V к rhummomv объему пбпязтгя V

K-K/v^.

 

Выразив объемы V_Mm и V_o6p через плотности соответственно ми­неральной части породы Р_мш и всего образца р_обр, получим

K=1-PJP, %. (5)

к обр ' мин.' ^х '

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных ме­тодов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном мо­гут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, из­учение макрокавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.

Трещиноватость. )

Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловли­вается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, j^HygoreHbi большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некото­рых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) — и ктер- ригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, про­низывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора опреде­ляется густотой и раскрытостью трещин.

Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной Т и поверхностной П плотностью трещин:

T=S/V; П = 1/F, (6)

где S - суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем К породы; / — суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхность площадью F.

Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота тре- щин:

Г = An/AL, (7)

где An — число трещин, пересекающих линию длиной AL, пер­пендикулярную к направлению их простирания. Размерность густо­ты трещин — 1/м.

По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой гео­логии выделяют макротрещины шириной более 40...50 мкм ж микро­трещины шириной до 40...50 мкм.

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.

Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обыч­но не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по этим трещинам. Изучение макротрещиноватости проводят на осно­ве визуального исследования стенок скважины по фотографиям, по­лученным с помощью глубинных фотокамер, а также по данным ги­дродинамических исследований скважин.

Микротрещиноватость изучают на образцах — на больших шли­фах с площадью до 2000 мм² или крупных образцах кубической фор­мы со стороной куба 5 см.

Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей про­цента до 1...2%.

Трещиноватая порода представляет собой совокупность огром­ного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела назы­вают матрицей.

Коллектор является чисто трещиноватым, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит микротрещины. Но матри­це часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дренироваться только за счет связи с макротре­щинами, а может обладать и собственной достаточно высокой про­ницаемостью.

Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в про­цесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе.

Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов филь­трации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустот­ное пространство пород-коллекторов.

При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу сме­шанных.

Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наибо­лее широко распространены поровые терригенные коллекторы — на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).

Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко.

Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрока­вернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провинция и др ). Ма- крокавернозные встречаются редко.

Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбо­натным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Бело­руссии и других районов.

В табл. 6 приведена промыслово-геологическая классификация пород-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам.

Таблица 6 Промыслово-геологическая классификация нефти и газа (по М.И. Максимову, с изменениями) Коллектор Цитологический состав тип порода Поровый Пористая Гранулярные коллекторы, несце­ментированные и сцементиро­ванные (пески, песчаники, алев­ролиты, переотложенные извест­няки) Каверновый Кавернозная Карбонатные крупно- и мелкока­вернозные породы (известняки, доломитизированные известня­ки, доломиты) Трещинный Трещиноватая Плотные породы (плотные из­вестняки, мергели, алевролиты, хрупкие сланцы) Трещинно- поровый Трещиновато- пористая Гранулярные коллекторы, сце­ментированные (песчаники, алев­ролиты, переотложенные карбо­натные породы) Трещинно- каверновый Трещиновато- кавернозная Карбонатные породы Трещинно- порово- каверновый Трещиновато- пористо- кавернозная То же Каверново- поровый Кавернозно- пористая То же

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: