Пористость пород коллекторов

Методы измерения пористости пород.

Из определения полной пористости mП имеем:

, (1.3)

где VОБР и VЗЕР – объемы образца и зерен.

Так как для массы образца МОБР и зерен МЗЕР имеем:

,

где ОБР и ЗЕР – плотности образца и зерен соответственно, и, учитывая, что МЗЕР=МОБР формулу (1.3) можно представить в виде:

(1.4)

Из формулы (1.3) и (1.4) видно, что для определения коэффициента пористости необходимо найти объем пор и образца или объем зерен и образца или плотность образца и зерен.

Существует много способов определения этих величин и, соответственно много способов нахождения коэффициента пористости пород.

Определение объема образца:

спосод И.А.Преображенского – взвешивание образца насыщенного жидкостью (керосином) в воздухе — ВОЗД и в керосине КЕР. Тогда с учетом закона Архимеда имеем:

по объему вытесненой жидкости при погружении в нее образца, насыщенного той же жидкостью;

по размерам образца правильной геометрической формы;

Определение объема пор:

по разности масс М образца, насыщенного под вакуумом жидкостью и сухого образца; в этом случае:

где Ж – плотность жидкости (известна).

с помощью жидкостных или газовых порозиметров или по объему зерен – с помощью пикнометров.

В газовом порозиметре, изменяя объем газа и давления, на основании закона Бойля – Мариотта подсчитываем объем зерен и пористость.

В жидкостном порозиметре объем пор, предварительно насыщенного под вакуумом керосином, определяют по объеиу вытесненой жидкости (керосина) после помещения образца в камеру прибора.

Если на плоскости измерить площадь пор SПОР и площадь всего сечения – SСЕЧ, то

При этом, если SПОР=SПОР П., то mП – коэффициент полной пористости; если SПОР=SПОР О, то mo – коэффициент открытой пористости.

Этим способом пользуются для определения mП и mO путем изучения площадей под микроскопом. Для учета связи пор их заполняют окрашенным веществом – воском, пластиком и т.д.

пористость нефтегазовых коллекторов изменяется в пределах: 1 – 52 % (наиболее часто 15 – 20 %);

для песчаников и алевролитов полная пористость превышает открытую на 5 – 6 %;

наибольший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов;

для оценки пористости газовых коллекторов (алевролитовые и песчано – алевролитовые отложения) следует использовать газовые порозиметры (т.к. в этом случае получается пористость значительно большей, чем при насыщении этих пород керосином).

Этот же способ следует применять при изучении образцов с низкой пористостью (менее 5%) из-за значительной доли пленки керосина, оставшегося в образце.

studfiles.net

Определение пористости коллекторов

Пористость является важнейшей емкостной характеристикой пластов-коллекторов и знание ее необходимо для подсчета запасов месторождений нефти и газа. ,

В настоящее время разработаны способы определения пористости по данным различных методов каротажа. Некоторых из них мы уже касались, когда знакомились с методами ПГГК, НГК и АК. Ниже мы рассмотрим определение пористости по данным электрического каротажа.

Определение пористости по удельному электрическому сопротивлению пород. Этот способ применяют для определения К„ межзерновых коллекторов терригенных и карбонатных отложений.

Способ основан на зависимости между коэффициентом пористости и параметром пористости Рп (или относительным сопротивлением породы).

Параметр пористости есть коэффициент пропорциональности между сопротивлением водонасыщенной породы

и сопротивлением

воды, ее насыщающей:

, (22.1)

Параметр пористости зависит от пористости, характера порового пространства, извилистости пор, степени цементации и др. факторов. Экспериментально выведенная формула имеет общий вид:

(22.2)

где

— постоянная, называемая структурным коэффициентом, которая

зависит от состава породы и составляет от 0,4 до 1,4; т — так называемый «показатель цементации», который зависит от степени сцементированное™ и имеет величину от 1,3 для несцементированных до 2,3 для сильно сцементированных пород. Известны варианты формулы (22.2), справедливые для каких-то конкретных геологических условий: формула Арчи

формула Хамбл

и др.

Осредненные зависимости

для осадочных пород различного состава по В.Н. Дахнову приведены на рис. 22.4.

Читайте так же: Налог как экономическая категория его признаки

Таким образом, чтобы определить Кп, нужно найти значение Рп, а для этого нужно знать рв и рвп (см. формулу 22.1).

Сопротивление пластовых вод может быть найдено по измерению УЭС проб воды, отобранных из пласта, например, с помощью ОПК, или по данным интерпретации ПС.

С определением сопротивления пластовых вод по пробам, отобранным опробователями пластов, дело обстоит не так просто потому, что в пробу вместе с пластовой водой попадает и какое-то количество фильтрата бурового раствора, которое трудно оценить и учесть.

УЭС водонасыщенного пласта можно определить по данным БКЗ, ИК, ВИКИЗ или БК.

Рис. 22.4. Осредненные зависимости параметра пористости от коэффициента пористости для горных пород разного состава (по В.Н. Дахнову)

Для расчета параметра пористости можно воспользоваться результатами измерений с микрозондами, поскольку в этом случае легче определить сопротивление жидкости в порах зоны проникновения, т.е. фильтрата бурового раствора, сопротивление которого рфМ легко рассчитать, например, по эмпирической формуле:

(22.3)

где ро — сопротивление бурового раствора;

γ — его плотность.

А сопротивление водонасыщенной породы, т. е.

определяется по данным микрозондов.

Однако для зоны проникновения формула (22.1), имеющая вид

(23.4), будет не точной, а приблизительной, поскольку даже в зоне полностью промытых пород с сопротивлением рпп фильтрат бурового раствора замещает не весь пластовый флюид. И хотя его доля в порах зоны проникновения невелика, его присутствие сильно сказывается на общем сопротивлении флюида в этой зоне. В нефтенасыщенных пластах этот остаточный флюид (нефть) повышает, а в водонасыщенных (минерализованная пластовая вода) занижает общее сопротивление смеси пластового флюида и фильтрата бурового раствора.

Ниже приведены более точные значения формулы (22.4).

Для нефтенасыщенных пластов:

(22.5)

где П — коэффициент поверхностной проводимости, учитывающий влияние глинистости, его определяют по специальным номограммам

для слабоглинистых коллекторов можно принять П-1;

— коэффициент увеличения сопротивления за счет остаточного содержания нефти в промытой зоне:

(22.6)

где Кно — коэффициент остаточного нефтенасыщения, который характеризует условия вытеснения нефти из коллектора; обычно при расчетах принимают

. Для водонасыщенных коллекторов:

(22.7)

— сопротивление смеси фильтрата бурового раствора пластовой воды в зоне

.

Сопротивление

можно рассчитать как сопротивление двух параллельно соединенных проводников — пластовой воды и фильтрата — из соотношения

(22.8)

где z — доля объемного содержания пластовых вод в зоне полностью промытых пород.

Эта доля зависит от коллекторских свойств пласта и варьирует в пределах 0,01-0,2. Для хорошо проницаемых коллекторов принимают z=0,05.

Таким образом, здесь нами рассмотрен общий подход к оценке пористости по данным каротажа сопротивлений. Существуют специальные методики С.Г. Комарова, Шлюмберже, Н.Д. Русакова, А. де Уитте, 3. Барлаи и др., отличающиеся основными физическими моделями пласта-коллектора и представлениями о распределении в нем глинистого материала.

Определение пористости по комплексу методов НГК и ПГГК. Как уже отмечалось в лекциях по НГК, этот метод дает результаты, которые определяются полным содержанием водорода — и в составе свободной воды, и в составе связанной, которая входит в глины. По этой причине в значения коэффициента пористости, найденные по методу НГК —

необходимо вводить поправку за глинистость (см. лекцию 13). В то же время наличие глинистого материала сказывается и на плотности

коллекторов а„ , которая определяется по ПГГК. По этой причине открывается возможность комплексного использования методов НГК и ПГГК для определения и пористости (уже исправленной за глинистость), и глинистости коллекторов.

С этой целью фирмой Шлюмберже была предложена номограмма, на которой в координатных осях

построен треугольник по трем точкам ABC, плотность и пористость которых соответствует: для точки А — минеральному скелету кварцевого песчаника, точки В — воде, точки С -чистой глине. Эта номограмма изображена на рис. 22.5, на котором показано также, как пользоваться этой номограммой.

Рис. 22.5. Номограмма для определения пористости коллекторов по данным комплекса методов НГК и ГГКП (фирма Шлюмберже)

1. Перечислите вопросы, которые решаются при оперативной и при сводной интерпретации данных каротажа.
2. Почему каротажу на месторождениях нефти и газа придается большое значение?
3. Перечислите основные задачи, решаемые с помощью ГИС на нефтяных и газовых месторождениях.
4. Какие породы входят в состав песчано-глинистого разреза?
5. Какие породы входят в состав карбонатного разреза?
6. Укажите основные и дополнительные методы для расчленения песчано-глинистого и карбонатного разреза.
7. Дайте определение породы-коллектора, охарактеризуйте основные коллекторские свойства.

1. 1. Перечислите основные типы коллекторов и дайте их характеристику.
   2. Укажите признаки коллекторов на диаграммах различных каротажных методов.

 

1. 1. 1. 10. Перечислите, по данным каких методов каротажа можно
         определить коэффициент пористости?
      2. Что такое параметр пористости?
      3. Поясните, какие величины входят в формулу, связывающую параметр пористости с

         определение.

      4. Как можно определить сопротивление водонасыщенного пласта?
      5. Как можно определить сопротивление пластовых вод?

 

Лекция 23

lektsii.org

Справочник по геологии

Пористость пород

Пористость горной породы – это наличие в ней незаполненных твердым веществом пор. Емкостные свойства пород–коллекторов обусловлены наличием в них пустотного пространства, способного заполняться нефтью, газом или водой.

Пустоты бывают трех видов: поры, каверны и трещины. Соответственно и коллекторы образуют три основных типа: поровый, каверновый и трещинный, а также различные сочетания этих типов. Различают полную (абсолютную) и открытую пористость.

Полная и открытая пористость

Полная пористость – это объем всех пор, находящихся в горной породе.

Открытая пористость – это объем пор, сообщающихся между cобой. Количественно та и другая пористость выражается коэффициентом пористости, который представляет собой отношение объема пор к объему образца породы:

коэффициент полной пористости равен:

коэффициент открытой пористости равен:

где Кп.п. и Ко.п. – соответственно коэффициенты полной и открытой пористости;

Vп.п. и Vо.п. — объем полной, открытой пористости, м 3 ;

Vобр. – объем образца породы, м3 3 .

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы (например, Кп=0,15) или в процентах (Кп=15 %).

В нефтегазопромысловой геологии более важен коэффициент открытой пористости, т.к. он характеризует объем углеводородов, содержащийся в породе. На практике коэффициент открытой пористости определяется в лабораторных условиях по методу Преображенского или по данным геофизических исследований в скважине (ГИС).

Метод Преображенского основан на насыщении пористого образца керосином под вакуумом. Определив объем керосина, заполнившего поры, и объем всего образца, получим возможность расчета коэффициента открытой пористости.

Виды порового пространства и каналов

По величине поровых каналов пористость условно подразделяется на три группы:

1. 1. 1. Сверхкапиллярные – диаметр 2 – 0,5 мм;
      2. Капиллярные – диаметр 0,5 – 0,0002 мм;
      3. Субкапиллярные – диаметр менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам движения нефти и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.

Субкапиллярные каналы, независимо от величины пористости практически непроницаемы (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

Открытая пористость коллекторов на практике изменяется в широких пределах – от нескольких процентов до 35 %, в большинстве случаев она изменяется от 6 – 8 до 25 %. Пограничные значения пористости между коллектором и неколлектором лежат в пределах 4 – 6 %.

На величину пористости влияет взаимное расположение зерен. Возможное расположение частиц в песчаной породе показано на рисунках 1, 2.

Рисунок 1 – Возможное расположение частиц в песчаной породе.

Наименее плотная укладка зерен:

а — наиболее плотная мягкая укладка зерен; б — менее плотная укладка.

Рисунок 2 – Возможное расположение частиц в песчаной породе

В первом случае теоретическая величина пористости составляет 47,6 %, во втором – 25,9 %. Величина пористости не зависит от размера составляющих пород зерен. Виды пористого пространства пород представлены на рисунке 3.

а – хорошо окатанный и отсортированный песок с высокой пористостью; б – плохо отсортированный песок с низкой пористостью; в – хорошо отсортированная порода, зерна которой также пористы; г – хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена отложениями минерального вещества в пространстве между зернами; д – поровое пространство трещиноватых известняков, частично расширенное растворением; е – порода, ставшая пористой вследствие возникновения трещин.

Рисунок 3 – Виды порового пространства пород (по В.Д. Ломтадзе)

Кавернозность и трещиноватость пород

Кавернозность характерна для карбонатных пород, подверженных растворению. Каверны от пор отличаются лишь размерами. Принято к кавернам относить пустоты с размерами не менее 2 мм, т.е. более чем размер сверхкапиллярных пор. Коэффициент полной кавернозности и открытой кавернозности определяется аналогично коэффициентам пористости.

Трещиноватость горных пород обусловлена наличием трещин, не заполненных твердым веществом. Трещиноватостью обладают в основном плотные, крепкие, низкопоровые хрупкие породы. Наличие в такой породе разветвленной системы трещин обеспечивает коллекторскую емкость.

Трещинную емкость можно определить в шлифе под микроскопом по формуле:

где Кт – трещинная емкость, см 3 ;

b – раскрытость трещин в шлифе, т.е. расстояние между стенками трещины, см;

l – суммарная протяженность всех трещин в шлифе;

F – площадь шлифа, см 2 .

По степени раскрытости трещин выделяются макротрещины, видимые невооруженным глазом с раскрытостью более 0,1 мм, и микротрещины, различимые лишь в шлифах под микроскопом с раскрытостью менее 0,1 мм. Трещинный тип коллектора в чистом виде встречается редко. Как правило, микротрещинные участки породы имеют дополнительную емкость за счет пористости и кавернозности. На практике коллектора делят на поровые, каверновые, трещинные и смешанного типа: трещинно – поровые, трещинно – каверновые, трещинно – порово – каверновые, каверно – поровые и др.

www.geolib.net

Пористость пород коллекторов

открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:

Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости.

эффективная – определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы.

Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.

Пористость пород меняется с глубиной при увеличении давления, но не все так однозначно, поскольку увеличение пористости с увеличением давления может произойти при растрескивании, например аргиллитов.

Размер пор пород (по Б.А.Соколову)

Характеристика движения жидкости

больше 0,1 — сверхкапиллярные

возможно движение жидкости под действием силы тяжести

0,005 до 0,1 — капиллярные

на перемещение жидкости влияют силы капиллярного давления

меньше 0,005 — субкапиллярные,

жидкость связана в виде пленок на стенках и не двигается

Проницаемость коллекторов

Проницаемость пористой среды – это способность пропускать жидкость или газ при перепаде давления.

Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость горной породы.

Абсолютная проницаемость — это проницаемость горных пород для однородной инертной жидкости или газа при отсутствии заметного физико-химического взаимодействия их с пористой средой.

Фазовая проницаемость — проницаемость горных пород для какой-либо жидкости или газа при одновременном наличии в ней других флюидов (газ — вода, вода — нефть, газ — нефть — вода) для данной жидкости или газа, зависит от степени насыщенности пор породы этой жидкостью или газом.

Относительная проницаемость — отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Величина безразмерная, может изменяться от 0 до 1.

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящее сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути

Qж=Кпр *·F* (ΔP) / μ * Δℓ

где Q-объемный расход жидкости в м 3 /с; kпр – коэффициент проницаемости в м 2 ; F – площадь поперечного сечения в м 2 ;  — вязкость флюида в Пас; L – длина пути в см; (P1-P2) – перепад давления в Па;

В случае фильтрации газа коэффициент проницаемости рассчитывается по формуле:

где Q-объемный расход газа приведенный к атмосферному давлению; Р – атмосферное давление в Па; F – площадь поперечного сечения в м 2 ;  — вязкость флюида в Пас; L – длина пути в см; P1 — начальное давление в Па; P2 – конечное давление в Па;

Единица коэффициента проницаемости называемая Дарси, Анри Филибер Гаспар Дарси (фр.10 июня1803, Дижон, —2 января1858,Париж) —французскийинженер-гидравлик, обосновавшийзакон Дарси(1856), связывающий скорость фильтрации жидкости в пористой среде с градиентом давления. Именем Дарси названаединица измерения проницаемости пористой среды. Под руководством Дарси в г.Дижонебыла создана первая вЕвропесистема городских очистных сооружений с различными фильтрационными засыпками. Это настолько изменило город в лучшую сторону, что уже на следующий день после смерти Дарси отпневмонииглавной площади города было присвоено его имя.

Проницаемость в большей степени зависит от наличия трещин, хотя доля их в пустотном пространстве составляет десятые и сотые доли процента. Объясняется это высокой проводимостью трещин по сравнению с порами гранулярных коллекторов, поэтому трещины создают в пласте направления преимущественной фильтрации.

Классификации пород-коллекторов

Коллекторы классифицируются по целому ряду признаков, поэтому имеется множество различных их классификаций. Наиболее важными классификационными критериями являются:

— условия аккумуляции и фильтрации флюидов;

— величина открытой или эффективной пористости и величина проницаемости;

— генезис и тип пород.

Породы-коллекторы классифицируются и по другим критериям, или классификационным признакам, например: по масштабам распространения в пределах нефтегазоносных комплексов; толщине и выдержанности литологического состава; содержанию остаточной воды; количеству и составу цемента.

По условиям фильтрации пластовых флюидов коллекторы делятся на простые и сложные (смешанные). К простым коллекторам относятся поровые и чисто трещинные, а к смешанным — трещинно-поровые и порово-трещинные. Чисто трещинные и смешанные (трещинно-поровые и порово-трещинные) коллекторы часто называют просто трещинными, поскольку фильтрация в них обусловлена, главным образом, наличием трещин. Г.И. Теодорович по характеру проницаемости разделил коллекторы три группы: равномерно-проницаемые, неравномерно-проницаемые и трещиноватые.

По условиям аккумуляции флюидов, которые определяются морфологией пустотного пространства коллекторы также делятся на простые и сложные (смешанные).

В простых коллекторах пустотное пространство представлено следующими видами: порами, кавернами, карстовыми полостями и трещинами.

Поровые коллекторы обычно связаны с терригенными породами – песчаниками и алевролитами и реже — с органогенными карбонатными породами. Особенность этих пород-коллекторов заключается в том, что в них как емкость, так и фильтрация обусловлена структурой межгранулярной пористости — межзерновыми сообщающимися порами, образующими поровые каналы. Диапазон изменения объема порового пространства в этих коллекторах очень большой – от единиц до 40-50 %. Остальные виды пустотного пространства — каверны, карстовые полости и трещины в основным вязаны с карбонатными коллекторами.

Чисто трещинные коллекторы встречаются редко. Образуются они за счет вторичной трещиноватости в плотных жестких и хрупких породах, минеральная часть которых практически лишена пористости. Такими породами являются массивные пелитоморфные известняки, доломиты, мергели, песчаники, окремнелые аргиллиты, сланцы а также метаморфические, магматические и глинисто-кремнисто-сапропелевые породы. Часть пустот в коллекторах трещинного типа может быть образована межзерновыми порами, однако их суммарный объем составляет не более 5-7 %. К тому же часть этих пор является изолированной. Чисто трещинные коллекторы обладают низким объемом пустотного пространства, обычно не более 2,5-3 %.

Смешанное пустотное пространство характерно для карбонатных пород, где оно представлено сочетанием видов пустот, которые образуют следующие типы пустотного пространства: порово-трещинное, порово-каверновое, карстово-каверновое, порово-каверново-карстовое, порово-стилолитовое. Трещинно-поровые коллекторы преимущественно связаны с карбонатными породами, пустотное пространство которых образовано, главным образом, межзерновыми порами и кавернами. При характеристике типа коллектора основной вид пустот ставится в названии на последнее место.

По величине эффективной пористости коллекторы делятся на классы, как в зависимости от типа горных пород, так и не зависимо от них. П.П. Авдусин и М.А. Цветкова (1943) разделили терригенные коллекторы на пять классов. Практическое значение имеют коллекторы первых четырех классов.

Таблица. Классификация терригенных пород-коллекторов по величине эффективной пористости

studopedia.org

Читайте так же: Калькулятор налогов с зарплаты 2014