Меню

Единицы измерения пористости пласта коллектора это



Коллекторские свойства продуктивного пласта. Пористость, трещиноватость, проницаемость, насыщенность нефтью, водой, газом и др

В пластовых условиях нефть и газ обычно заполняют пустоты (поры) в горных породах. Породы, содержащие нефть (газ, воду), называются коллекторами.

Основные свойства коллектора: пористость, проницаемость, насыщенность,трещиноватость.

Пористость – это свойства горной породы содержать в себе поры, пустоты. Оценивается коэффициентом пористости.

, где Vп – объем всех пор, V – объем образца.

Единица измерения: в % или доля единиц.

Пористость бывает: открытой (сообщающиеся поры), закрытой (замкнутые поры), эффективной.

Эффективной – отношение объема пор занятых нефтью или газом к объему образца.

Проницаемость – это свойства горных пород пропускать через себя жидкости, газы за счет перепада давления.

Оценивается через коэффициент проницаемости, единица измерения: м 2 или мкм 2 . Промысловая единица измерения – это Д (Дарси) или мД. Таким образом коэффициент проницаемости характеризует площадь фильтрации.

Трещиноватость – это свойства пород содержатьв себе трещины. Трещиноватость присуще в основном для плотных горных пород, для пород карбонатного типа. Лценивается через коэффициент трещиноватости: это отношение всех пустот трещин к объему образца. Оценивается густотой и длиной трещин и раскрытостью. Изучается в лабораторных условиях с использованием образца породы с применением ультрозвуковых методов и ренгеноскопии.

Насыщенность – это свойство горных пород содержать нефть, газ в пустотном пространстве. Оценивается через коэффициент нефтенасыщенности, газонасыщенности, водонасыщенности.

Коэффициент нефтенасыщенности – это объем всех пор образца к объему образца. Сумма всех трех коэффициентов равна 1. Если насыщенность коллектора зависит от двух фаз, то: коэффициент водонасыщенности+коэффициент нефтенасыщенности=1. То есть это говорит о том, что все пустотное пространство, которое мы берем за единицу имеет 100% насыщенность либо газа, воды, нефти, либо многофазной средой. Это позволяет, зная коэффициент водонасыщенности определять коэффициент нефтенасыщенности. Водонасыщенность определяется в лабораторных условиях методом Дина и Старка, центрифугированием.

Кроме того пористость и насыщенность определяют также с помощью ГИС. Эти исследования проводят в открытом стволе с помощью прибора (зонда) спускаемого в скважину. Для оценки пористости используют БК (боковой каротаж), НГК (нейтронно-гамма каротаж), плотностной гамма-гамма каротаж, акустический каротаж по скорости, ядерномагнитный каротаж.

Для оценки насыщенности: нейтроно-гамма каротаж, нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым и над тепловымнейтроном, ядерно-магнитный каротаж.

Проницаемость: по данным ГИС оценивать гораздо сложней и единственным методом, который может оценить проницаемость является ядерно-магнитный каротаж. Кроме того проницаемость можно оценить с использованием графиков регриссивных уравнений. Например: керн — ГИС. То есть для этого в лаборатоных условиях по керновым образцам характерным для данного участка залежи определяется и пористость и проницаемость. Кроме того пористость определяется также и по результатам ГИС. Строится график по регрессивному уравнению керн — ГИС зависимость пористости от проницаемости. Тогда в дальнейшем определяя пористость с помощью этого графика, определяют проницаемость.

«керн-керн»

«ГИС-ГИС»

При бурении новых скважин Кп измерить с помощью ГИС и по графику определяем

проницаемость

На основании ГДИ определяют при неустановившейся фильтрации снимают кривую восстановления давления и уровня. Наиболее информативной является кривая восстановления давления. Для этого работающую скважину останавливают, спускают глубинный манометр и измеряют давление на определенный период времени до полного восстановления. На основе интепритации индикаторной диаграммы определяются коэффициенты фильтрационного сопротивления, коэффициент гидропроводности , k- коэф.проницаемости, h- толщина пласта, μ- динамическая вязкость.

Анизотропия коллекторов характеризует неоднородность коллектора, т.е. различие геологофизических свойств его в горизонтальном и вертикальном направлении по пласту. Оценивается через коэффициент анизотропии – величина выраженная квадратным корнем из частного деления значения проницаемости пласта в горизонтальном направлении на проницаемость его по вертикали.

Источник

Пористость

Пористость пород-коллекторов

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.

Интересное по этой теме

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. Это видно на примере песков Спрингхилл месторождения Манантьялес в Тьерра-дель-Фуэго, Чили (Огненная Земля) (рисунок 1). Другим примером резкой 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 (рисунке 2).

Рис. 1. 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.

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.

Рисунок 2. Разрез, показывающий изменение пористости и проницаемости пород одного и того же стратиграфического интервала в соседних скважинах, отстоящих на1320 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.

Характеристики и значения пористости

Пористость большинства коллекторов колеблется от 5 до 30 %, а чаще всего в пределах 10-20 %. Карбонатные породы-коллекторы обладают 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. 1. Грубая полевая оценка пористости может быть такой:

Таблица 1: Характерные значения пористости и проницаемости пород-коллекторов

¹В 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.

²Разница 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 %.

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

Источник

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

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:

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

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

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

или

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

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.

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:

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

а общее содержание воды в поровом пространстве – коэффициентом kв водонасыщенности

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

В общем случае

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

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.

Читайте также:  Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений росстандарта

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 .

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).

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):

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

где kгл – объемная глинистость.

Откуда

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

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:

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 м 3 /с) через сечение F (в м²) пористой среды.

Из (20) следует

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,

где kп.д – динамическая пористость образца породы, доли единицы; Sф – удельная поверхность каналов фильтрации, м²/м 3 ; 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:

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):

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:

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

а величина ее удельного сопротивления характеризуется

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

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

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

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

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

Электропроводность глинистой породы с рассеянным глинистым материалом

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

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

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:

(38)

где — числа переноса катиона и аниона.

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

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

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

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.

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.

Читайте также:  Таблица единиц измерения гигов

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:

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 (м 3 , см 3 ) порового пространства породы.

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.

Источник

Коллекторские свойства продуктивного пласта. Пористость, проницаемость, насыщенность нефтью, газом и др. Методы определения (по керну, по ГДИ, по ГИС). Анизотропия коллекторов.

Кратко по методам определения:

1) Пористость:

— лаб.: метод Преображенского, газовые порозиметры

— ГИС: нейтронные, акустические методы и методы сопротивления

2) Кавернозность:

2.1) Микрокавернозность (пустоты до 2 мм в диаметре):

— ГИС: нейтронные методы;

2.2) Макрокавернозность (более 2 мм):

3) Трещиноватость:

3.1) Макротрещины (ширина трещин >50 мкм):

— визуальные (фотографии, акустические фотографии)

— ГИС (метод двух растворов)

3.2) Микротрещины (менее 40…50 мкм):

— изучение шлифов (площадь до 2000 мм 2 )

— изучение образцов керна (кубики со стороной до 5 см)

4) Проницаемость:

5) Остаточная водонасыщенность:

— лаб.: приборы Дина и Старка, Закса; центрифугирование

— ГИС: методы сопротивления (определение параметра нефтегазонасыщенности, или коэффициента увеличения сопротивления)

6) Неоднородность:

— ГИС по всему фонду скважин

— вероятностно-статистические методы (по керну)

Емкос­тные свойства коллекторов нефти и газа обусловливаются порис­тостью, кавернозностью и трещиноватостью.

Под пористостьюгорной породы понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор. Различают пористость пол­ную (абсолютную) и открытую. Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и от­крытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость обра­зуется сообщающимися порами.

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

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 практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы плотные известняки и др.).

Коэффициентом полной пористости kп называется отноше­ние суммарного объема всех пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр.

где Vзер — суммарный объем зерен.

Коэффициентом открытой пористости kп.оназывается отно­шение суммарного объема открытых, сообщающихся пор Vп.о к види­мому объему образца:

При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости kп.о, который опреде­ляется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизичес­ких исследований скважин (методов сопротивления, нейтронных и акустического). Существует несколько способов опре­деления kп.о по образцам. Наи­более широко применяются методы И.А. Преображенского и с ис­пользованием газового порозиметра. Поровыми в основном являются терригенные коллекторы и переотложенные карбонатные.

Кавернозностьгорных 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.

Коэффициент кавернозности Kкравен отношению объема ка­верн Vкк видимому объему образца Vобр

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность оценивается по геофи­зическим данным.

Трещиноватостьгорных пород (трещинная емкость) обус­ловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым ве­ществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, при­урочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам.

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

Интенсивность трещиноватости горной породы характеризу­ется объемной Т иповерхностной П плотностью трещин: Т= S/V; П= l/F,

где S — суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; l-суммарная длина следов всех тре­щин, пересекаемых поверхностью площадью F.

Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин.

Г =

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

Трещинная емкость Кт по данным исследования шлифа под микроскопом равна

где b — раскрытость трещин в шлифе; l — суммарная протяжен­ность всех трещин в шлифе; F площадь шлифа.

Ин­тенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зависят от литологического состава пород.

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

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.

Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографи­ям, полученным с помощью глубинных фотокамер или телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин. Из геофизических методов изучения трещиноватых пород применяют метод двух растворов, согласно которому в скважине дважды с двумя разными промывочными жидкостями определяют удельное сопротивление пластов по данным бокового каротажа.

Микротрещиноватость изучают на образцах на больших шли­фах с площадью до 2000 мм 2 или крупных образцах кубической фор­мы со стороной куба 5 см.

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

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их спо­собность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемос­тью, Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к некол­лекторам.

Под абсолютной проницаемостьюпонимается проницае­мость, определенная при условии, что порода насыщена однофаз­ным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказы­вают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной про­ницаемости выражается коэффициентом проницаемости kпр .

Значение kпр в лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:

v = (kпр ,

где v — скорость фильтрации; — вязкость газа (жидкости); перепад давления; — длина образца. В этом уравнении коэффициент пропорциональности kпр представляет собой коэф­фициент абсолютной проницаемости.

Скорость фильтрации v можно определить следующим образом:

v = Q/F где Q объемный расход газа (жидкости) через образец в еди­ницу времени, приведенный к давлению и температуре газа в образ­це; F- площадь фильтрационного сечения образца.

Для определения абсолютной проницаемости пользуются формулой, полученной из (1) и (2):

kпр = (Q )/( F)

Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.

В Международной системе единиц (СИ) за единицу проницае­мости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м 2 , длиной 1 м и перепаде дав­ления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м 3 /с Раз­мерность единиц — м 2 . Физический смысл размерности kпр (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь се­чения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

Фазовойназывается проницаемость kпр.ф пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве много­фазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного простран­ства каждой из фаз и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостьюkпр.о пород называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолют­ной. Проницаемость пород можно оп­ределить путем исследования их образцов, а также по результатам гидродинамических исследований скважин.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной час­ти пустот.

Определение коэффициентов нефтегазоводонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.

Коэффициентом нефтенасыщенности Kн (газонасыщенности Kг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотно­го пространства.

Коэффициентом водонасыщенностиKвколлектора, со­держащего нефть или газ, называется отношение объема остаточ­ной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Иногда Kн,Kг, Kв выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношени­ями:

для нефтенасыщенного коллектора

для газонасыщенного коллектора Kг + Kв = 1

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме оста­точной воды еще и остаточную нефть

Значения коэффициентов нефтегазонасыщенности нахо­дят, определив содержание остаточной воды, из соотношений:

Коэффициент водонасыщенности может быть наиболее на­дежно определен, если керн выбуривается при использовании про­мывочной жидкости, не проникающей в пласт, например на нефтяной основе.

Количество остаточной воды может быть определено спосо­бами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в при­борах С. Л. Закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. Быстро и просто количество свя­занной воды определяется методом центрифугирования. По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасыщен­ности определяют через величину Рн, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:

где pн.п -удельное электрическое сопротивление продуктив­ного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и оста­точной водой; рвп -удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.

Между параметрами нефтегазонасыщения и коэффициентом водонасыщения существует зависимость

Рн = 1/

где п — показатель, зависящий от литологической характерис­тики пород и свойств нефти и воды; он может меняться в диапазо­не 1,73 — 4,33, в большинстве случаев принимается равным 2.

Определив значение Kв, находят значения Kн и Kг

Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покры­вать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхно­сти зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобными.

Читайте также:  Измерьте величину угла вос если

По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует от­носить породы, содержащие менее 10% остаточной воды (К

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры.

Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все.

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор.

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

Источник

Geolib.net

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. 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.

Источник

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.

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

  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

Источник