Определение пористости карбонатных коллекторов

Содержание

Введение...................................................................................................2

Карбонатные породы...............................................................................3

Определение нефтенасыщенности пород.............................................4

              Определение кондиционных значений коллекторских свойств по начальной и остаточной объемной нефтенасыщенности........................................................7

Пористость горных пород......................................................................14

Пористость фиктивного грунта.............................................................16

                Пористость естественных пород...........................................................18

Заключение..............................................................................................21

Используемая литература.......................................................................23

Введение

Карбонатные породы во многих районах  развиты весьма широко, составляя в целом как в стратиграфическом разрезе осадочных толщ, так и в пространстве обширные комплексы отложений, перспективы нефтегазоносности которых по существу оценены должным образом сравнительно недавно.

Ввиду сложности строения большинства типов карбонатных пород, их неоднородности и своеобразия условий фильтрации в них флюидов выделение среди них пластов коллекторов встречает затруднения, хотя известьные успехи в этом направлении и достигнуты.

Наиболее широко карбонатные породы и карбонатные коллекторы нефти и газа представлены в Волго - Уральской области и Тимано - Печорской провинции, Оренбургско - Актюбинском Приуралье, Прикаспийской впадине, в районах Ставрапольского края и Дагестана, на Северо - Западном Кавказе и в Припятской впадине, на Сибирской платформе и в других регионах нашей страны.

Обширные исследования карбонатных пород - коллекторов, которые проводились в Волго - Уральской области в последние годы, позволили выделить здесь горизонты карбонатных коллекторов разрезах девона, карбона и Перми. По характеристикам вещественного состава и резкой изменчивости физических и коллекторских свойств карбонатные породы - коллекторы крайне неоднородны. Установлено наличие среди них поровых и различных типов трещинных коллекторов ( смешанные типы ).

По соотношению пор, каверн и трещин в общей структуре пустотного пространства в карбонатных породах верзнего палеозоя выделяют коллекторы четырех типов: поровый, трещинно - поровый, порово - трещинный и порово - трещинно - каверный. Некоторые исследователи различают  известняки каверно - порового типа, приуроченные главным обра-зом к бортовым частям камско - кинельских прогибов. В карбонатных кол-лекторах указанной провинции широко развиты микротрещины, раскры-тия которых меньше 0, 5 мкм.

Эффективная мощность и основные параметры ( пористость и проницаемость ) карбонатных коллекторов значительно меняются. Наиболее широко представлены коллекторы трещинно - порового и порово - трещинного типов. Первые отмечаются на Татарскомсводе, где эффективная мощность их изменяется от 10 до 80 м.

Карбонатные породы

Карбонатные породы это горные породы, состоящие из минералов кальцита, доломита, магнезита, сидерита и различных примесей. По составу карбонатные породы разделяются на три группы: известняковые, доломитовые и карбонатно-глинистые.

По происхождению различают четыре группы карбонатных пород: химические осадки (известняки натечные, оолитовые, афанитовые, корковые и др., доломиты, мергели, сидерит); органогенные осадки (известняки водорослевые, коралловые, фораминиферовые, ракушечники и др.); обломочные (известняковые и доломитовые конгломераты, брекчии, песчаники); перекристаллизованные (мрамор, доломит и магнезит).

По структуре карбонатные породы бывают равномерно- и неравномернозернистые, грубозернистые (более 1,0 мм), крупнозернистые (1,0— 0,5 мм), среднезернистые (0,5—0,25 мм), мелкозернистые (0,25—0,10 мм), тонкозернистые (0,10—0,01 мм) и микрозернистые (менее 0,01 мм).

Различия в происхождении, составе и структуре предопределяют весьма большое разнообразие карбонатных пород по физико-механическим свойствам. Удельный вес колеблется в пределах от 2,70 (известняк) до 3,89 г/см3 (сидерит), объемный вес от 1,6 до 3,8 г/см3, пористость от 0,3 до 54%, прочность на сжатие от 10 (ракушечник) до 3600 кг/см2 (некоторые разновидности мрамора). Характерным для К, п. является их относительно низкая твердость (3,0—4,5 по шкале Мооса). Почти все карбонатные породы растворимы в кислотах, одни в холодном состоянии (известняки, доломиты), другие при подогреве (магнезит, сидерит). Многие типы карбонатных пород обладают высокой морозостойкостью, диэлектрическими свойствами, декоративными качествами, высокой огнеупорностью.

Карбонатные породы применяют в металлургической пром-сти в качестве флюсов (известняки, доломиты, магнезиты), в химич. пром-сти для произ-ва соды, карбида кальция, азотистых удобрений (известняки). В стр-ве карбонатные породы используются в качестве стеновых и облицовочных материалов, а также заполнителей бетона. В с. х-ве карбонатные породы применяют для известкования почв, получения минеральных добавок к кормам и т.д.

Определение нефтенасыщенности пород

Новый способ определения насыщения пород по данным АКШ основан на использовании кинематических параметров продольной и поперечной волн в комплексе со стандартными методами ГИС. Физической основой способа является различие сжимаемостей водо-, нефте-, и газонасыщенных пород.

Если сравнивать распределение удельных сопротивлений и изотермических сжимаемостей среди наиболее распространенных минералов и насыщающих флюидов продуктивных коллекторов, то аномальным компонентом в ряду удельных сопротивлений

будет пластовая вода (пониженные значения). Она очень широко дифференцирует породы-коллекторы по характеру насыщения. Трудности обычно возникают при учете влияния минерализации пластовой воды и содержания битума, структуры порового пространства по и содержания битума, структуры порового пространства, глинистости и характера смачиваемости коллектора. В случае сравнения изотермических сжимаемостей, аномально упругим свойством среди компонент нефтяного пласта является сжимаемость подвижной нефти. Битум и вода близки по сжимаемости. Битум, не имеющий, как правило, существенного газового фактора будет отмечаться, как дополнительное водородосодержание. Значительно меньше на результаты влияет минерализация пластовой воды, фактор смачивания, структура порового пространства.

Однако аномально высокой сжимаемостью обладает нефтяной газ в свободной фазе, появляющийся при снижении давления нефти ниже давления насыщения. При наличии нефтяного газа в свободной фазе даже при малом газосодержании существенно изменяются упругие свойства пласта, что легко можно установить качественно по волновой картине, однако в этом случае становится невозможным количественное определение нефтенасыщенности такого пласта по его упругим свойствам.

Однако, несмотря на кажущуюся простоту решения проблемы определения нефтенасыщения пластов, не содержащих свободной газовой формы, высокие требования предъявляются к определению коэффициентов сжимаемости породы в целом, минералов, нефти и газа.

В дальнейшем основным объектом исследований при интерпретации данных АКШ становится параметр β, который, является источником информации о емкостных свойствах породы и составе флюидов, насыщающих породу.

Известно полученное теоретическим путем для модели породы, составляющие, которой ведут себя как идеально упругие однородные и изотропные среды, уравнение Ф.Гассмана:

                                                                                (1)

где βо, βcк, βтв,βж соответственно сжимаемости породы, скелета породы, твердой фазы и жидкости (флюида), заполняющие его поры.

Модель Ф.Гассмана не учитывает упругой связи между твердой и флюидальной компонентами, которая присутствует в реальных породах. Для преодоления этого недостатка В.М. Добрынин предложил уравнение:

                             (2)

где μр- коэффициент, учитывающий влияние включений , присутствующих в реальных породах, на упругие характеристики породы.

Коэффициент упругой связи αсв твердой и флюидальной  фаз породы определяется выражением:                                                      

                                               ,           (3)

где βп - коэффициент сжимаемости пор.

На  основании  изложенного,   получено  уравнение  для  коэффициента  объемной сжимаемости породы βо при динамических нагрузках (динамическая сжимаемость):

                  (4)

для газонасыщенных терригенньгх коллекторов сжимаемость породы значительно
меньше сжимаемости флюида, поэтому   , αсв=1    , поэтому уравнение (4)

принимает вид:

        (5)

Для количественной интерпретации используется набор комплексных, параметров зависимость комплексного безразмерного параметра, названного «индексом динамической сжимаемости» (ИДС), от коэффициента водонасыщения пласта. ИДС характеризует соотношение сжимаемостей минералов, пор породы, нефти, газа и воды. Для его определения необходимо знать скорости (интервальные времена) продольных и поперечных волн, пористость и плотность изучаемых отложений.

Основой для расчета кривых служат широко известные теории деформации пористых тел М.Био и Ф.Гассмана, модифицированные В.М.Добрыниным применительно к определению нефтенасыщенности коллекторов. При этом были учтены важнейшие ограничения в применении этих теорий для практических целей.

Получены два семейства кривых для нефтегазонасыщенных пластов: кривые с параметром нефтенасыщенности, изменяющимся к пределах kн= 0-0,8 и кривые с параметром газонасыщенности - kг= 0-0,5.

Одна из кривых получена для условий нефтеводонасыщенного пласта без свободной газовой фазы (kг=0). Он имеет плавный характер и диапазон изменения ИДС достигает 70% при изменении коэффициента водонасыщения от предельной величины kв=kв.о до kв= 100%.

При наличии в порах небольшого количества свободного газа (kг = 0,02 -0,05) кривые для определения kв резко выполаживаются, т.к резко снижается дифференциация пласта по нефтенасыщению. Это делает затруднительным количественные определения нефтенасыщенности. При kг = 0,5 все семейства кривых ИДС =f(kв) устремляется к предельному значению, соответствующему отсутствию упругой связи между флюидом и твердой фазой породы. В этих случаях ИДС может лишь служить очень чувствительным индикатором присутствия свободного газа в нефтенасыщенном пласте.

Определение кондиционных значений коллекторских свойств по начальной и остаточной объемной нефтенасыщенности

При оценке кондиционных значений коллекторских свойств пород и коэффициента вытеснения выделяется эффективная часть в общем объеме нефтегазосодержащих пород, проводятся оценки средних значений пористости и проницаемости, дифференциация запасов и определяется степень их извлечения.

Проблемой кондиционных значений коллекторских свойств занимались многие исследователя (М.А. Жданов, В.И. Азаматов, Л.Ф. Дементьев и др.), однако до настоящего времени не выработан единый методический подход для ее решения. Такая ситуация является следствием неоднозначности трактования понятий коллектор – неколлектор, использования различных по физической сущности пределов и большого количества применяемых методов, включающих лабораторные, геофизические и гидродинамические.

С учетом практической целесообразности и существующих подходов к этому вопросу считаем необходимым выделение, как это принято большинством исследователей, трех пределов: физического, геологического и технологического.

В настоящей статье рассмотрим в основном лишь физический предел, поскольку в практическом отношении он представляется наиболее важным. Отождествляется он с такими же значениями ФЕС пород, начиная с которых фазовая проницаемость по УВ-флюиду становится отличной от нуля. Этот предел не может быть определен без эффективной пористости, начальной водона-сыщенности, остаточной нефтенасыщенности, коэффициентов вытеснения и фазовой проницаемости. Физический предел пород позволяет определить балансовые запасы УВ.

Для оценки физического предела используются различные методические приемы. В лаборатории физики пласта ПермНИПИнефти использовались преимущественно четыре зависимости: 1) газопроницаемости от открытой пористости; 2) фазовой проницаемости для нефти и газопроницаемости; 3) остаточной водонасыщенности от коллекторских свойств; 4) объемных начальной и остаточной нефтенасыщенности от пористости и проницаемости. Первые три зависимости охарактеризованы многими авторами, поэтому детально рассмотрим только последнюю.

Сущность этого метода  состоит в установлении значений ФЕС, когда kн>0 и (kн–kо н)>0 (здесь kн, kо н– соответственно коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности), что свидетельствует о наличии в породе нефти (геологический предел) и появлении свободной ее фазы (физический предел). Начальная нефтенасыщенность может быть определена прямым способом по керну, полученному на нефтяной основе, что на практике реализуется крайне редко, а остаточная нефтенасыщенность – по керну, выбуренному на водной основе, либо по результатам определения коэффициента вытеснения.