Основа промысловой геологии. 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)
 Скачать 1.55 Mb.
|
|
Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему:  kn = (Vобр. ‑ Vзер.)/ Vобр./, где Vзер ‑ суммарный объем зерен. Величина коэффициента полной пористости у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэффициента пористости составляет от 6 до 52 %, известняков и доломитов ‑ от 0,65 до 33 %, у песчаников ‑ от 13 до 29 %, а у магматических пород ‑ от 0,05 до 1,25 %. Большие пределы изменения пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих факторов: взаимного расположения зерен, их размеров и формы, состава и типа цементирующего материала и др. Однако величина коэффициента полной пористости не в достаточной мере характеризует коллекторские свойства горных пород. Часть пор является закрытыми, т.е. изолированными друг от друга, что делает невозможной миграцию через них нефти, газа и воды. Поэтому наряду с коэффициентом полной пористости используют также коэффициенты открытой и эффективной пористости. Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:  Коэффициент открытой пористости 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 %. Эффективная пористость учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью. Коэффициент эффективной пористости ‑ это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.  Динамическая пористость 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. 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.). 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. П  оскольку 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 (рис.8) коэффициент пористости будет составлять 47,6 %. Данное число можно считать теоретически возможным максимумом пористости для терригенных пород. При более плотной укладке идеального грунта (рис.9) пористость будет составлять всего 25,9 %. Г  ранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. Характерный график суммарной концентрации частиц в зависимости от их диаметра приведен на рисунке 10. От гранулометрического состава зависят коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой среды.Кавернозность 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. 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. Коэффициент кавернозности Кк равен отношению объема каверн VKк видимому объему образца Vобр. Кк = K/Vo6p. Если порода целиком кавернозна, то Кк = (Vобр. - Vмин)/Vобр. = 1- Vмин/Vобр , где Vмин - объем минеральной части породы. Выразив объемы Vмин. и Vобр. через плотности соответственно минеральной части породы ρмин и всего образца робр., получим Кк = 1 - ρобр/ρмин. 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. Трещиноватость Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) ‑ и к терригенным 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 плотностью трещин П: Т = S/V; П = L/F, (6) где S - суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем Vпороды; L‑- суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью площадью F. Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин: Г= ∆n/∆L, (7) где ∆n ‑ число трещин, пересекающих линию длиной ∆L, перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность густоты трещин ‑ 1/м. Исследованиями Е.М.Смехова и др. установлено, что интенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зависит от литологического состава пород. Трещиноватость карбонатных пород обычно выше, чем терригенных. По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40-50мкм и микротрещины шириной до 40-50мкм 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 5см. 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.). Макрокавернозные 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. 1 приведена промыслово-геологическая классификация пород-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам. 15. Макронеоднородность. Количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта. (стр 25) Различают два основных вида геологической неоднородности ‑ макронеоднородность и микронеоднородность. Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин. Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями. Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади). По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями. Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади: коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи,  , где ni ‑ число прослоев коллекторов в i-й скважине; N ‑ число скважин;коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи,  , где hэф – эффективная толщина пласта в скважине; N – число скважин;коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов, Ксв = Fсв /Fк, где Fсв ‑ суммарная площадь участков слияния; Fсв – площадь распространения коллекторов в пределах залежи; коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания, Красп = Fк/F, где Fк – суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта; коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта, Ксл = Lкол / П, где Lкол ‑ суммарная длина границ участков с распространением коллекторов; П – периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности); три коэффициента, характеризующие зоны распространения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти: Кспл = Fспл/Fк; Кпл = Fпл/Fк; Кл= Fл/Fк, где Кспл, Кпл, Кл, ‑ соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; F – суммарная площадь зон распространения коллекторов; Fспл ‑ площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получающих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; Fпл ‑ площадь полулинз, т.е. зон, получающих одностороннее воздействие;Fл ‑ площадь линз, не испытывающих воздействия; Кспл + Кпл + Кп =1. 16. Методика определения проектного КИН по залежи с водонапорным режимом. Проектный коэффициент нефтеотдачи (КНО или КИН) определяется исходя из зависимости нефтеотдачи от соотношения вязкости пластовой нефти и воды, проницаемости коллекторов и степени неоднородности продуктивного пласта. Исходя из литологии, предусмотрено определение КИН раздельно для терригенных и карбонатных коллекторов. Для терригенных коллекторов кривые для определения КИН даны, в свою очередь, раздельно по сравнительно однородным и неоднородным пластам. Степень неоднородности определяется, исходя из коэффициентов песчанистости и расчлененности пласта (горизонта). К сравнительно однородным отнесены пласты (горизонты) с коэффициентом песчанистости Кпесч > 0,75 и коэффициентом расчлененности Кр < 2,1. К неоднородным отнесены пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр > 2,1. В результате дано три группы кривых зависимости нефтеотдачи от проницаемости и соотношения вязкости нефти и воды. Порядок выполнения задания: 1.Определить степень геологической неоднородности пласта. Для этого необходимо вычислить коэффициенты песчанистости (Кпесч) и расчлененности (Кр). Кпесч – это отношение эффективного объема пласта к общему объему пласта. В каждой скважине выделяют пропластки коллектора. Сумма их толщин дает эффективную толщину пласта. 2. Определим среднюю проницаемость пласта. Проницаемость определяется как средневзвешенная по площади. Для определения проницаемости строим карту равных значений проницаемости последовательно измеряем площадь между соседними изолиниями и определяем среднее значение проницаемости между этими изолиниями. Подставляя полученные значения средней проницаемости в формулу определяем проницаемость средневзвешенную по площади: Kпр.ср.взв=(ΣКпрifi)/F 3. Определяем отношение вязкости нефти и воды в пластовых условиях (μ0) по формуле: μ0=μн/μв 4. Определяем проектный КИН по нужному графику. |