что такое динамическая пористость

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Динамическая пористость

Динамическая пористость зависит так же, как и проницаемость, от степени открытости поровых каналов, от формы и размера частичек и сложности путей каналов течения. Различие между величиной открытой и динамической пористостью количественно учитывается так называемым структурным коэффициентом, определяемым объемом тупиковых пор и каналов, в которых нефть может находиться, но не принимать участия в фильтрационном потоке. [1]

Динамическая пористость всегда ниже эффективной, поскольку в эффективный объем пор включается также объем неподвижных жидкостей и газов, удерживаемых поверхностно-молекулярными силами. [2]

Коэффициент динамической пористости определяют для двух-или трехфазной системы: нефть-вода или нефть-газ-вода. [3]

Определение динамической пористости представляет интерес в том отношении, что ее величина до известной степени может характеризовать извлекаемые запасы нефти при вытеснении ее водой. [4]

Коэффициент динамической пористости определяют для диух-илп трехфазной системы: нефть-вода или нефть-газ-вода. [5]

Для оценки динамической пористости пород в естественных условиях используется неэкстрагированный, хорошо законсервированный образец керна, который продувают воздухом или азотом для удаления из него подвижной части жидкости, а затем взвешивают и насыщают под вакуумом керосином. Объем пор вычисляют так же, как в предыдущем случае. [6]

Таким образом, динамическая пористость в отличие от полной и эффективной пористости характеризует не только самую нефте-содержащую породу, но и физико-химические свойства насыщающих ее жидкостей. Поэтому она зависит не только от свойств породы, но также и от свойств жидкости. [8]

Для определения коэффициента динамической пористости при вытеснении нефти водой могут быть использованы образцы керна, отобранного при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором. Приготовленный в этом случае образец любой формы взвешивают, отгоняют из него воду в одном из упомянутых выше аппаратов сушат до постоянной массы и определяют открытую пористость. Величина ан должна быть известна по результатам анализа керна, отобранного на безводном растворе. Величина тд при вытеснении нефти водой может быть установлена также электрометрическими методами. [9]

Общепринятого способа определения динамической пористости пород еще не разработано. Метод вытеснения жидкости из пород газом [4, 5, 6] не может быть рекомендован в качестве стандартного метода, так как в упомянутых опытах не были обеспечены условия, сводящие к минимуму влияние концевого эффекта. [10]

В модели / после прокачивания воды динамическая пористость составила 69 % от общей пористости модели, средний радиус пор, по которым происходила фильтрация, равняется 5 7 мкм. [12]

В модели / после прокачивания воды динамическая пористость составила 69 % от общей пористости модели, средний радиус пор, по которым происходила фильтрация, равняется 5 7 мкм. В фильтрации не участвовали поры со средним радиусом 3 08 мкм, которые составляют 31 % от общей пористости. [13]

Отсюда следует, что для определения динамической пористости породы при вытеснении нефти водой необходимо знать открытую пористость, а также начальный и конечный коэффициенты водонасыщенности. [15]

Источник

Эффективная и динамическая пористость

Объем остаточной воды для водонасыщенных коллекторов оценивают по кривым капиллярного давления, полученным вытеснением из образца породы смачивающей ее воды. Объем остаточной воды можно получить и методом центрифугирования. Доля рыхлосвязанной воды, вытесняемой из коллекторов при образовании предельно насыщенных нефтяных или газовых залежей, определяется свойствами нефти, газа, природных вод и структурой коллектора.

Объем динамической пористости определяет количество извлекаемой нефти (или газа). При определении динамической пористости, оценивается градиент давления, при котором фильтруется в скважину однородная или неоднородная жидкость, установленное его значение используется в опытах по определению динамической пористости.

Свойство пород иметь неодинаковый объем различных видов пор на определенный объем сухой породы характеризуется коэффициентом пористости и, соответственно, называются коэффициентами общей, открытой, закрытой, эффективной, динамической пористости. Они показывают, что хотя объемы пор при различных пористостях возрастают с увеличением объема сухой породы, но у неодинаковых пород на этот объем можно получить разные объемы рассматриваемых величин (объемов различных видов пор и воды)

Высокую пористость тонкозернистых глинистых осадков связывают с их особой ячеистой или сотовой структурой, а песчаных, алевритовых, известковых, диатомитовых и других илов не только с угловатой формой частиц, их хорошей отсортированностью, но и с присутствием у поверхности их твердой фазы пленок связанной воды.

При диагенезе илы уплотняются, обезвоживаются, превращаются в породы с пористостью меньшей, чем первоначальная. С погружением пород, ростом давлений и температур наступают процессы раннего (до глубины 2-3 км), а затем позднего катагенеза и метаморфизма. Эти процессы способствуют изменению удельной пористости пород. Например, глинистые илы являются родоначальниками группы глинистых пород. На глубине 3 м они превращаются в пластичные глины с k_п=75%. К концу диагенеза породы переходят в разности глин с k_п=45-35%, а на последней стадии катагенеза и при метаморфизме их k_п снижается до 1%, и они превращаются в аргиллиты и сланцы.

Представление об изменении значений коэффициента пористости обломочных пород в результате перемещения их зерен при уплотнении достаточно справедливо только для хорошо отсортированных и слабо сцементированных пород. При перемещении частиц породы коэффициент пористости может изменяться от 48 до 26%.

Коэффициент пористости несцементированных и неуплотненных песчано-глинистых пород уменьшается до заполнения цементирующей частью всего пространства между более крупными зернами. Цементация пород глинисто-растворимой частью приводит к резкому снижению коэффициента пористости. Для различных типов карбонатных пород пористость определяется не только их первоначальной структурой, но и процессами преобразования, которые, в свою очередь связаны с условиями жизни пород. С глубиной более интенсивно снижается коэффициент пористости тонкозернистых осадочных пород (глин, алевролитов), менее значительно уменьшаются коэффициенты пористости известняков. Реже значения коэффициента пористости возрастают с глубиной из-за тектонических процессов и выщелачивания твердого вещества.

Таким образом, с ростом преобразованности осадочных пород коэффициент общей пористости обычно уменьшается но, попадая в зоны выщелачивания и выветривания, породы могут разуплотняться. Значения коэффициента пористости слабо измененных интрузивных, метаморфических пород, как правило не превышают 2-5%. Умеренно выветрелые разности тех же пород могут иметь значения k_п до 10% но, попадая в зоны выщелачивания и выветривания, могут достигать более 20%. Особенно высокие значения коэффициентов пористости характерны для пепловых туфов (30-60%) и туфовой лавы. В зоне гипергенеза из магматических и метаморфических пород могут образовываться дресва и глинистые отложения со значительными k_п.

Карбонатность пород

Определение содержания карбонатов в пластах имеет большое практическое значение для установления целесообразности применения кислотных обработок забоя скважин с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Определение карбонатности горных пород основано на химическом разложении содержащихся в них карбонатов и на учете углекислого газа, выделяющегося при их разложении. Подсчеты ведутся по отношению к СаС0₃, так как известняк составляет основную часть рассматриваемых карбонатов.

ТЕМА 3. ВЛАГОЕМКОСТЬ.

ДВОЙНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ СЛОЙ

Источник

Пористость горных пород

Неправильность форм песчаных зерен и частиц карбонатного материала не позволяет обеспечивать их идеальное прилегание друг к другу, следовательно между зерен в горных породах всегда присутствует пустотное пространство, которое в свою очередь заполнено флюидами (жидкостями или газами).

Пористость горных пород является одним из параметров, учитываемых при подсчете запасов нефти, а также при прогнозировании процессов фильтрации в пористых средах.

Пористость – свойство горных пород, определяемое наличием в них пустот (крупных и мелких пор, каналов, трещин, каверн).

Коэффициент пористости К_п – отношение объема пор образца V_пор к объему самого образца V_обр. В зарубежной литературе для обозначения пористости принято сокращение PHI или Φ.

Теоретически пористость породы может иметь любое значение (от нуля до единицы), но в реальности, исходя из теоретических расчётов, пористость большинства осадочных пород не может превышать 47 % (V_шара=4/3πR 3 )

Общая пористость

Просуммировав объем пустот в породе и зная объем самой породы можно получить значение общей пористости или же коэффициент общей пористости (выражается в процентах к объему образца или в долях единицы).

Формула для расчета общей пористости:

Важно понимать, что значение общей пористости не всегда отражает качество коллекторских свойств породы, т.к. некоторый объем пор может не сообщаться между собой (тупиковые или изолированные поры).

Открытая пористость или пористость насыщения

При определении открытой пористости учитываются только объемы связанных и сообщающихся между собой пор. Получаемое при этом значение пористости будет всегда меньше значения общей пористости того же образца.

Открытую пористость также называют пористостью насыщения т.к. при ее расчете учитывается только объем пустот, в который проникает жидкость при заданном при проведении эксперимента давлении насыщения.

Как правило, в качестве жидкости, насыщающей поры образца используется керосин (он хорошо проникает в поры и не вызывает разбухания глинистых частиц).

Формула для расчета открытой пористости:

К_о – коэффициент открытой пористости

V_о.– объем открытых и взаимосообщающиихся пор

V_обр – объем образца породы

Эффективная пористость

Эффективная пористость представляет собой объем пор, по которым флюид может извлекаться при разработке пласта (значения как правило меньше открытой пористости). В значение эффективной пористости не входит поровое пространство субкапиллярных пор, так как в них не происходит движение жидкости. Также при учете эффективной пористости не учитывается объемом пор, занятых неподвижной пленкой, обволакивающей зерна породы, и объемом неподвижной жидкости на контактах зерен, где жидкость удерживается молекулярно-поверхностными силами.

Формула для расчета эффективной пористости:

К_э – коэффициент эффективной пористости

V_э.пор– объем пор, обеспечивающий движение флюида

V_обр – объем образца породы

Генетическая классификация пористости

Исходя из генетической классификации, пористость подразделяется на:

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

Зачастую при определении пористости на керне также проводят определение проницаемости.

С этой статьей также читают:

Проницаемость – фильтрационное-емкостное свойство горной породы, характеризующее ее способность пропускать флюиды (нефть, газ и воду)…

Отбор шлама разбуриваемых пород целесообразно проводить либо вместо отбора керна – при бескерновом бурении, либо…

В настоящее время большинство пробуриваемых скважин являются наклоннонаправленными или горизонтальными. Бурение скважин такого типа производится…

Источник

Динамическая и эффективная пористость и их значение для характеристики граничных значений ФЕС

Величина общей пористости у глинистых неколлекторов. Пористость горных пород, происхождение и виды пористости. Обоснование модели эффективной пористости на примере Западной Сибири. Динамическая пористость и ее значение для граничных значений ФЕС.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЖРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Кафедра геофизических методов исследования скважин

по физике горных пород

Тема: Динамическая и эффективная пористость и их значение для характеристики граничных значений ФЕС

1. Пористость горных пород

1.1 Происхождение пор горных пород

1.2 Общее представление о пористости, виды пористости

2. Динамическая и эффективная пористость и их значение для характеристики граничных значений ФЕС

2.1 Динамическая пористость пород

2.2 Определение величины динамической пористости на примере Западной Сибири

2.3 Определение эффективной пористости пород

2.4 Обоснование модели эффективной пористости на примере Западной Сибири

Список использованной литературы

На сегодняшний день к важнейшим результатам геологоразведочных и промысловых работ следует относить не только информацию о геологическом строении залежи и ее свойствах, необходимых для подсчета запасов, но и возможность количественного прогноза поведения залежи в процессе разработки, определения добывных характеристик коллекторов и состава притока. Отсюда следует необходимость определения характеристик, определяющих фильтрационные и емкостные способности коллектора по флюидам, находящимся в пласте, динамических параметров коллекторов (фазовых проницаемостей, эффективной пористости), капиллярных давлений и других свойств в условиях естественного залегания.

Для оценки ФЕС коллекторов нефти и газа традиционно оперируют такими параметрами как общая пористость, объемная глинистость и абсолютная проницаемость. Ни одна из названных характеристик не является однозначным атрибутом коллектора. Открытая пористость характеризует лишь емкость коллектора, не отражая его отдающие способности.

Величина общей пористости у глинистых неколлекторов зачастую выше, чем у коллекторов. Абсолютная проницаемость отражает фильтрационные свойства коллектора в сухом состоянии для воздуха или инертного газа (последний не взаимодействует с поверхностью коллектора). Эта проницаемость не отражает фильтрационных возможностей коллектора, насыщенного нефтью или газом потому, что проницаемости нефти, газа и воздуха даже для сухой породы не могут быть одинаковыми.

Целью курсовой работы является изучение динамической и эффективной пористости и их значения для характеристики граничных значений ФЕС.

Названные цели позволяют сформулировать следующие задачи для исследования:

1. Изучить пористость горных пород, происхождение и виды пористости.

2. Рассмотреть динамическую пористость пород.

3. Рассмотреть определение эффективной пористости пород.

4. Разобрать определение величины динамической пористости и рассмотреть обоснование модели эффективной пористости на примере Западной Сибири.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

3) пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста;

5) пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания [15].

1.1 Происхождение пор горных пород

1.2 Общее представление о пористости, виды пористости

Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом, такая пористость носит название полной пористости. Полная (общая, абсолютная) пористость включает абсолютно все поры горной породы (открытые и закрытые) независимо от их формы, величины и взаимного расположения.

Количественно полная пористость характеризуется коэффициентом полной пористости m_п, который представляет собой отношение суммарного объема пор в образце к видимому его объему:

Измеряется коэффициент пористости в долях или процентах объема породы. Пористость породы весьма важный параметр, необходимый для оценки запасов нефти и изучения процессов фильтрации в пористой среде.

Коэффициентом открытой пористости принято называть отношение объема открытых, сообщающихся между собой, пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Она определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой связанной водой:

Наряду с понятиями полной и открытой пористости в нефтяной практике существует понятие эффективной пористости, которая характеризуется коэффициентом эффективной пористости.

Под коэффициентом динамической пористости понимается отношение объема пор, через которые возможно движение флюидов, к объему образца.

Определение динамической пористости представляет интерес в том отношении, что ее величина до известной степени может характеризовать извлекаемые запасы нефти при вытеснении ее водой.

При существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении. Та или иная часть жидкости (молекулярно- и капиллярно- удерживаемая жидкость) не движется в порах. Таким образом, динамическая пористость в отличие от полной и открытой пористости характеризует только относительный объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть, газ и вода в условиях, существующих в пласте [11].

2. Динамическая и эффективная пористость и их значение для характеристики граничных значений ФЕС

Динамическая пористость зависит так же, как и проницаемость, от степени открытости поровых каналов, от формы и размера частичек и сложности путей каналов течения. Различие между величиной открытой и динамической пористостью количественно учитывается так называемым структурным коэффициентом, определяемым объемом тупиковых пор и каналов, в которых нефть может находиться, но не принимать участия в фильтрационном потоке.

Динамическая пористость всегда ниже эффективной, поскольку в эффективный объем пор включается также объем неподвижных жидкостей и газов, удерживаемых поверхностно-молекулярными силами.

Для оценки динамической пористости пород в естественных условиях используется неэкстрагированный, хорошо законсервированный образец керна, который продувают воздухом или азотом для удаления из него подвижной части жидкости, а затем взвешивают и насыщают под вакуумом керосином.

или, выражая V_n/V_о через открытую пористость m_о,

Отсюда следует, что для определения динамической пористости породы при вытеснении нефти водой необходимо знать открытую пористость, а также начальный и конечный коэффициенты водонасыщенности.

Для определения коэффициента динамической пористости при вытеснении нефти водой могут быть использованы образцы керна, отобранного при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором. Приготовленный в этом случае образец любой формы взвешивают, отгоняют из него воду в одном из упомянутых выше аппаратов сушат до постоянной массы и определяют открытую пористость.

Общепринятого способа определения динамической пористости пород еще не разработано. Метод вытеснения жидкости из пород газом не может быть рекомендован в качестве стандартного метода, так как в упомянутых опытах не были обеспечены условия, сводящие к минимуму влияние концевого эффекта [13].

В модели после прокачивания воды динамическая пористость составила 69 % от общей пористости модели, средний радиус пор, по которым происходила фильтрация, равняется 57 мкм. В фильтрации не участвовали поры со средним радиусом 3,08 мкм, которые составляют 31 % от общей пористости [20].

Для учета этих явлений введено понятие динамической пористости, характеризующее относительные объемы пор и пустот, через которые возможна фильтрация нефти и газа в пластовых условиях.

Отсюда следует, что для определения динамической пористости породы при вытеснении нефти водой необходимо знать открытую пористость, а также начальный и конечный коэффициенты водонасыщенности.

Исходя из изложенных выше понятий о полной, открытой, эффективной и динамической пористости легко заметить, что этот способ применим только для определения объема открытых пор и для определения полного объема пор, если есть уверенность, что для данного типа пород открытая и полная пористость совпадают.

В соответствии с этим для определения коэффициента динамической пористости может быть использовано несколько способов. В случае вытеснения нефти газом могут быть использованы керны, отобранные на безводном растворе, если они сохранили начальную водонасыщенность. Из указанных кернов вырезают по напластованию образцы цилиндрической или кубической формы. Затем до возможного предела вытесняют из них нефть воздухом или азотом на капиллярной установке с полупроницаемой мембраной.

В лабораторных условиях определять m_л при вытеснении газа водой можно лишь путем моделирования процесса накопления газа в пористой среде и последующего его вытеснения водой. Для этого, например, может быть взят образец исследуемой породы правильной геометрической формы с известными массой и пористостью. Образец тщательно насыщают водой в вакуумной установке, взвешивают, а затем вытесняют из него воду воздухом или азотом на капиллярной установке с гидрофильными малопроницаемыми мембранами до постоянной массы. Оставшаяся в образце вода после вытеснения имитирует погребенную воду. После этого газ из образца вытесняют водой при соблюдении основных критериев моделирования. В частности, процесс вытеснения ведется с пористыми насадками на концах исследуемого образца. По полученным данным подсчитываются:

Найдя таким путем б_н и в_ог подсчитывают m_д.

Применительно к вытеснению нефти газом или водой подобный метод определения т_д имеет большие погрешности. Поэтому к нему следует прибегать только при особой необходимости и тщательной постановке эксперимента.

Наряду с полной и эффективной пористостями для характеристики пористости нефтесодержащих пород применяется еще понятие динамической пористости, которая характеризуется объемом пор нефтесодержагцей породы, равным объему движущейся в ней жидкости. В отличие от эффективной динамическая пористость не учитывает не только неэффективные поры, но и объем эффективных пор, занятый капиллярно связанной жидкостью и неподвижными пленками жидкости на поверхности частиц породы. При величине поровых каналов более 200 мкм в них возможны кристаллизация гипса и уменьшение динамической пористости коллектора.

Если из пористой среды вытесняется водо-нефтяная смесь водой и при этом часть поровых каналов оказывается закупоренной капельками нефти и воды, то динамическая пористость этой среды на участке, занятом водонефтяной смесью, будет меньше динамической пористости m участка, занятого одной водой.

При длительном нагнетании холодной воды в залежь порода и неподвижная (реликтовая) вода могут значительно охладиться, что должно привести к увеличению динамической пористости и проницаемости среды. Излагаются результаты приближенного решения этого вопроса для идеализированных моделей пористой трещиноватой среды при условии, что давление в залежи остается неизменным.

Коэффициент трещиноватости К_т можно также представить в виде произведения объемной плотности трещин на раскрытие трещин:

Динамическая пористость зависит от степени открытости поровых каналов, от формы и размера частичек и сложности путей каналов течения. Различие между величиной открытой и динамической пористостью количественно учитывается так называемым структурным коэффициентом, определяемым объемом тупиковых пор и каналов, в которых нефть может находиться, но не принимать участия в фильтрационном потоке [12].

2.2 Определение в еличин ы динамической пористости на примере Западной Сибири

В продуктивных гранулярных коллекторах величина динамической пористости обусловлена вариацией трех параметров: пористости, объемной остаточной водонасыщенности и объемной остаточной нефтенасыщенности:

Каждый из этих параметров, в свою очередь, зависит от изменения характеристических параметров коллекторов (полная водоудерживающая способность коллектора µ, водоудерживающая способность матрицы µ_о и пористость матрицы М). Изменение пористости обусловлено изменением пористости матрицы и содержания цемента. Изменение объемной остаточной водонасыщенности обусловлено изменением водоудерживающих способностей матрицы и цемента. Изменение объемной остаточной нефтенасыщенности обусловлено изменением объема, доступного для движения (фильтрации) флюида. Для терригенных, преимущественно гидрофильных, коллекторов Западной Сибири между величиной произведения К_п Ч К_но и петрофизическим инвариантом обнаруживается тесная корреляционная связь (рис. 2.1), которая моделируется выражением:

Величина произведение (К_п Ч К_но) Чш = 1 = м_n определяет объемную остаточную нефтенасыщенности матрицы, которую, по аналогии с м_о, целесообразно назвать «нефтеудерживающей способностью матрицы» (или объемной остаточной нефтенасыщенностью при К_п = М). С увеличением глинизации коллектора объемная остаточная нефтенасыщенность убывает, достигая нулевого значения при нулевом значении петрофизического инварианта («вырожденный» коллектор) [6].

Примеры на рисунке 2.1 иллюстрируют увеличение объемной остаточной нефтенасыщенности с увеличением петрофизического инварианта в случае преимущественно капиллярного замещения флюидов для продуктивных коллекторов Западной Сибири по данным анализов керна.

Анализы приводились в зависимости объемных начальной и остаточной нефтенасыщенности от пористости и газопроницаемости для карбонатных коллекторов одного их месторождений Пермского Прикамья. Для этих карбонатных пород также отмечается увеличение объемной остаточной нефтенасыщенности с улучшением ФЕС [22].

С учетом (2.3) и (2.4) величина динамической пористости описывается следующими уравнениями:

Решение уравнения (2.7) относительно петрофизического инварианта имеет вид:

Таким образом, с учетом выполнения тесной корреляции (2.3), петрофизический инвариант, представляющий собой эффективную пористость, нормированную на ее максимальное значение, в случае нефтенасыщенного коллектора допускает обобщение, и представляет собой динамическую пористость, нормированную на ее максимальное значение:

Равенство (2.9) выражает нетривиальное свойство петрофизического инварианта, которое состоит в сохранении его величины при текущих значениях эффективной и динамической пористостей [3].

Для определения эффективной пористости берут хорошо про- экстрагированный и высушенный до постоянной массы образец породы цилиндрической или кубической формы с известными полной пористостью и проницаемостью. Выбранный образец породы взвешивают с точностью до 0,01 г. тщательно насыщают керосином в вакуумной установке, и снова взвешивают. Вначале вакуумирование образца и керосина ведется раздельно, затем керосин перепускают в колбу Бунзена с испытываемым образцом, продолжая вакуумирование до полного прекращения выделения пузырьков. Согласно исследованиям Д. В. Кутовой вакуумирование образцов пород с пористостью менее 5% должно продолжаться не менее 16 часов [18].

По полученным данным подсчитывают объем вытесненного керосина V_к, равный эффективному объему пор в образце:

Объем образца обычно заранее известен или его определяют одним из описанных выше способов. Эффективная пористость определяется как отношение V_к к объему образца. Пока это единственный точный способ определения эффективной пористости пород прямым путем, если адсорбированной пленкой можно пренебречь.

Использование этого способа, например, при исследовании керна продуктивных песчаников девонских отложений Туймазинского нефтяного месторождения показало, что эффективная пористость их составляет в среднем m_э = 0,214 (полная пористость m_п

Определение эффективной пористости иногда производят по шлифам породы. Этот способ основан на том, что отношение суммарной площади пор, заполненных окрашенным бакелитовым лаком, в плоском сечении образца ко всей площади сечения принимается равным коэффициенту эффективной пористости. Определение ее по шлифам проводят следующим образом. Образец породы под вакуумом насыщают окрашенным бакелитовым лаком. После просушки образца и затвердения в нем лака из него изготавливают тонкий шлиф перпендикулярно направлению потока жидкости. Под микроскопом выделяется участок шлифа, который при помощи специального устройства зарисовывается на бумаге. Затем на зарисованном участке измеряют планиметром площадь сечения окрашенных пор, отношение которой к площади всего участка принимают за эффективную пористость.

2.4 Обоснование модели эффективной пористости на примере Западной Сибири

При изучении глинистых полиминеральных коллекторов необходимо учитывать, что для глинистых отложений общая или открытая пористость не является петрофизически информативным параметром: глинистые пласты могут обладать высокой, но неэффективной пористостью. Наличие эффективной пористости является критерием («петрофизическим фильтром»), надежно выявляющим пласты-коллекторы как в терригенных, так и в карбонатных отложениях. Поэтому очевидный интерес представляет возможность определения по данным ГИС непосредственно эффективной пористости.

Вода капиллярно-удержанная, углов пор и физически связанная составляют остаточную воду, содержание которой в объеме пор характеризуется коэффициентом остаточной водонасыщенности К_во. При пористости К_п доля объема, которую могут занять углеводороды в гидрофильном коллекторе, (эффективная пористость К_пэф), составляет:

В продуктивных коллекторах возможно неполное вытеснение углеводородами воды из коллектора при образовании залежи, тогда действительное значение К_в > К_во.

Для продуктивного коллектора эффективная пористость заменяется на динамическую

Обе характеристики коллектора (К_во и К_но) зависят не только от общей пористости, но также от содержаний и состава глинистых минералов, минерализации пластовой воды, степени гидрофобизации поверхности, структуры емкостного пространства, состава флюида и его свойств, и так далее.

Методика определения эффективной пористости, основанная на использовании модели и пористости по данным ГИС, по вышеуказанным данным сопоставления с эффективной пористостью коэффициента продуктивности и среднего дебита при испытании пластов на трубах (рис. 2.3). Они установили наличие корреляционной связи между этими параметрами (r = 0,82 для коэффициента продуктивности и r = 0,77 для среднего дебита).

Опыт применения петрофизической фильтрации для выделения и оценки коллекторов, необходимость учета процессов в прискважинной зоне коллекторов при интерпретации данных ГИС, сделали актуальной проблему построения петрофизических моделей и глубокого понимания механизмов формирования зависимостей остаточного водонасыщения и флюидонасыщения от общей пористости [5, 8].

В гранулярном коллекторе (вторичная пористость отсутствует) пористость матрицы (скелета) вмещает объем связанной воды матрицы и цемент, который состоит из твердой компоненты и связанной с цементом воды. Объем, не занятый этими компонентами, представляет эффективную пористость:

По определению В.Н. Дахнова коэффициент набухания представляет отношение общего объема цемента к объему его твердой части:

или, отнеся все объемы к объему породы, переходим к коэффициентам:

При отсутствии эффективной пористости с максимальным содержанием цемента в пласте (V_пэф = 0) пористость матрицы (скелета) имеет вид:

Коэффициент набухания остается неизменным:

Подставляя формулу 2.22 в формулу 2.18, получаем аналитическую модель эффективной пористости:

В данном случае делаем допущение, что µ= К_пгр, которое одинаково для всех рассматриваемых коллекторов на рисунке 2.4 и равно 8,79 %. Величина максимальной эффективной пористости при максимальной пористости 23,6 % составляет 16,55 %.

Уравнение (2.26) является частным случаем уравнения (2.22) при условии

При таком подходе водоудерживающую способность коллектора (без разделения на матрицу и цемент) характеризует коэффициент В_к, который определяется соотношениями:

Аналогично формуле (2.26) получены выражения для определения эффективной пористости для коллекторов, результаты отображены на рисунке 2.5 (б).

На рис. 2.5 (а) приведено сопоставление измеренной на керне и расчетной К_пэф для коллекторов на рис. 2.4 по уравнению (2.25). Если пористость определяется по данным плотностного гамма-гамма метода, то уравнение (2.25) может быть использовано для определения К_пэф.

На рис. 2.5 (б) приведено сопоставление измеренной и расчетной К_пэф по уравнению (2.26) по величине объемной плотности (на керне) для коллекторов на рис. 2.4. Можно констатировать, что в области 70 реальных значений К_п результаты расчетов по выражениям (2.25) и (2.26) достаточно близки. Отметим, что уравнение (2.26) предполагает экстраполяцию связей К_пэф(К_п) в область неизмеримых и неконтролируемых значений К_п. Имея модель (2.23) можно оценить допущения и ограничения различных уравнений. При этом на вход алгоритмов подаются параметры, для которых четко определен их физический смысл.

пористость горный порода

На рис. 2.6 показана связь К_п и К_пэф для неоднородного коллектора БС4 одного из малой Западной Сибири (результаты лабораторных исследований по ряду скважин). В этом случае диапазон изменения µ существенен и требует специального учета [8].

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней первичных межгранулярных или межзерновых пор, гранулометрического состава пород и степени сцементированности. Пористость подразделяется на полную (абсолютную), открытую, эффективная и динамическую. Количественно выражается через коэффициент пористости.

Динамическая пористость зависит от степени открытости поровых каналов, от формы и размера частичек и сложности путей каналов течения. Различие между величиной открытой и динамической пористостью количественно учитывается так называемым структурным коэффициентом, определяемым объемом тупиковых пор и каналов, в которых нефть может находиться, но не принимать участия в фильтрационном потоке.

Эффективная пористость зависит от многих литологических факторов, из которых наиболее важными являются неоднородность размера зерен, характер укладки зерен, цементация, выветривание и выщелачивание, содержание и тип глин и состояние их гидратации.

Источник