Определение пористости карбонатных коллекторов

Между начальной нефтенасыщенностью и коллекторскими свойствами обычно существует достаточно тесная зависимость, что позволяет использовать ее в практических целях. Относительно остаточной нефтенасыщенности как терригенных, так и карбонатных пород в литературе имеются противоречивые позиции. По мнению одних авторов  остаточная нефтенасыщенность уменьшается по мере улучшения коллекторских свойств, других  увеличивается. Наряду с этим встречается как изменение kо н с максимумом, соответствующим средним значениям коллекторских свойств , так и примерное постоянство kо н в диапазоне проницаемости (10-4 – 1) мкм2 . Анализ результатов оценки kо н по различным нефтегазоносным регионам для разновозрастных отложений позволяет отметить, что диапазон этой величины изменяется от 1 до 60 % при колебании проницаемости в пределах 3–4 порядков, тогда как средние значения kо н составляют 25–30 %.

Для разновозрастных продуктивных отложений Пермского Прикамья остаточная нефтенасыщенность определялась в КО ВНИГНИ по образцам сверлящего керноотборника (СКО), а в ПермНИПИнефти по обычному керну. И те и другие тщательно консервировались по специальной методике сразу после подъема на дневную поверхность. Все скважины, из которых отбирался керн и образцы СКО, были пройдены на водноглинистом растворе, для дальнейшего изучения были выбраны 199 образцов (154 – из СКО), суммарная водонефтенасыщенность которых была более 90 %, а в среднем составляла 94.

Сопоставление остаточной нефтенасыщенности с пористостью и проницаемостью на примере терригенных и карбонатных пород подтверждает в целом аналогичные данные по ряду месторождений других нефтяных регионов. Связь Ко н с коллекторскими свойствами во всем диапазоне их изменения практически отсутствует, что обусловлено, вероятно, взаимокомпенсирующим влиянием на Ко н коллекторских свойств и начальной водонасыщенности (коэффициент корреляции между Ко н и Кп для терригенных и карбонатных пород составляет соответственно 0,1 и 0,2).

С целью повышения точности оценки предельных значений коллекторских свойств нами были использованы вместо Кн, Ко н соответственно объемная начальная (wн = KnKH) и остаточная (wо н = knКо н) нефтенасыщенность. Оба параметра являются комплексными, последний, например, может быть записан в виде wо н = Кп (1 – Ко в) (1 – Квт), где Ко в и Квт – коэффициенты остаточной водонасыщенности и вытеснения нефти водой. Связь wh и wо н с kn и knp более тесная, особенно это касается wо н (рис. 1).

Зависимости объемной остаточной нефтенасыщенности (wо н) от пористости (Кп) и газопроницаемости (Кпр г) для карбонатных (а) и терригенных (б) пород

Рис. 1.

В карбонатных и терригенных породах зависимость wо н, например, от kn характеризуется коэффициентами корреляции соответственно 0,73 и 0,54. Наличие универсальных зависимостей, причем для разновозрастных отложений всего Прикамья, значительно упрощает определение кондиционных значений коллекторских свойств. Для этого достаточно по конкретному пласту установить связь wh с коллекторскими свойствами.

По зависимостям wо н и wн от kn и knp геологический предел может быть установлен при wн = 0, а физический – по точке их пересечения, т. е. при wн = wо н. В нашем случае параметр wн находили с учетом остаточной водонасыщенности согласно wн = kп(1–Ко в), т. е. он аналогичен эффективной пористости. Для моделирования Ко в использовали метод полупроницаемой мембраны. Полученные ранее результаты по сопоставлению данных прямого метода и капилляриметрии показали, что такой способ моделирования остаточной воды достоверен.

Рассмотрим пример определения кондиционных значений коллекторских свойств для карбонатных пород пласта В3В4 Баклановского месторождения (рис. 2).

Зависимости объемных начальной (wн) и остаточной (wо н) нефтенасыщенности карбонатных пород пласта B3B4 Баклановского месторождения от пористости (а) и газопроницаемости (6)

Рис. 2.

Сравнение нижних пределов kп* и kпр*, определенных с использованием wо н и wн, а также по одному из трех способов, было проведено в ПермНИПИнефти. Для изученных продуктивных пластов (39 пластов, 16 месторождений) среднее относительное отклонение ±11,1 % для карбонатных коллекторов и ±8,2 для терригенных.

Средние значения нижних пределов проницаемости (kпp·10-3 мкм2) для изученных пластов по предлагаемому методу и полученные ранее составляют соответственно: KB1 – 0,3–0,3; В3В4 – 0,4–0,4; Бш – 0,7–0,4; Т – 0,3–0,4; Тл2 – 2,9–1,8; Бб1-2 – 2,2–2,4; Д1-2 – 1,9–1,4. При этом отклонение в меньшую сторону для отдельных пластов 39 %, а в большую – 47. Проведенное сопоставление позволяет заключить, что использование данных по wо н вполне оправдано и в среднем дает такие же значения нижних пределов пористости и проницаемости, которые были получены ранее более трудоемкими способами и прошли апробацию в ГКЗ СССР.

На четырех месторождениях в 29 пропластках сопоставлены результаты опробований и средние значения пористости пропластков по геофизическим данным. В большинстве случаев опробования согласуются с установленными пределами, подтверждая верхнюю или нижнюю границу. В тех случаях, когда опробованы пропластки с коллекторскими свойствами, вопрос о кондиционных значениях решается практически однозначно (табл. 1)

Таблица 1. Сопоставление результатов опробований с предельными значениями пористости

В целом данные опробований свидетельствуют, что оценка предельных величин коллекторских свойств проведена корректно.

Параметр wо н, кроме того, может быть успешно применен для экспресс-расчетной оценки коэффициента вытеснения нефти (табл. 2)

Таблица 2. Коэффициенты вытеснения нефти водой, определенные опытным и расчетным методами

Примечание В числителе – коэффициент вытеснения нефти водой, в знаменателе – число опытов.

              Такая необходимость вызвана тем, что данные о коэффициенте вытеснения требуются для большого числа мелких месторождений при одновременном дефиците керна, трудоемкости и длительности лабораторного определения этого параметра, а также существованием зависимостей остаточной водонасыщенности от kп и kпp и комплексного параметра N = (knp/kn)0,5.

Известно, что коэффициент вытеснения kв может быть выражен через остаточные нефте- и водонасыщенность:

kпв = (1- kо в- kо н)/(1-kо в).

Согласно данной формуле и величине wо н, “снятой” с графиков (см. рис. 1) для конкретных величин kп, а также рассчитанным по обобщенным зависимостям значениям остаточной водонасыщенности, были оценены коэффициенты вытеснения нефти водой и сопоставлены (см. табл. 2) с опытными данными. Следует отметить, что при сравнении использованы данные по терригенным (Тл2, Бб1-2) и карбонатным (KB1, Бш, Т) пластам, нефти различной вязкости (от 2 до 70 мПа·с), коллекторы с пористостью 0,11–0,21 и газопроницаемостью 0,031–0,450 мкм2. Диапазон изменения коэффициента вытеснения нефти водой составил 0,492–0,688 при средних значениях абсолютной и относительной погрешности 3,4 и 5,8 %. Особенно близкие коэффициенты вытеснения опытным и расчетным методами получены в случаях, когда проведено от двух до пяти параллельных опытов. Для них средние абсолютные и относительные расхождения составляют ±1,4–2,2 %. Таким образом, рассмотренный метод оперативной оценки коэффициента вытеснения может быть использован в практических целях для определения извлекаемых запасов нефти.

Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости тп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр:

   (6)

Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным порам относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Вторичные поры образовались в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, вследствие доломитизации) и т. д.

Структура порового пространства пород обусловлена большим числом факторов: гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор (рис. 1).

В большой степени свойства пористых сред определяются размерами поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм;

2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм)

3) субкапиллярные — меньше 0,2 мкм (0,0002 мм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно. По капиллярным каналам движение жидкостей и газов происходит при значительном участии капиллярных сил. Иногда движение по ним возможно только при преодолении капиллярных сил, противодействующих движению.

В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут. Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти — те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Наряду с полной пористостью для характеристики нефтесодержащих пород вводят еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора. Коэффициентом открытой пористости то принято называть отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца. Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина обозначается через ПСТ и определяется как разность открытой пористости и объема остаточной воды.

рис.3

В зависимости от перепадов давления, существующих в пористой среде, и свойств жидкостей и поверхности пород та или иная часть жидкости не движется в порах. Сюда относятся неподвижные пленки у поверхности породы и капиллярно удержанная жидкость. Динамическая полезная емкость коллектора ПДИН характеризует относительный объем пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти и газа в условиях, существующих в пласте.