Определение пористости карбонатных коллекторов

Пористость фиктивного грунта

                                          Рис.4

              Фиктивным принято называть воображаемый грунт, состоящий из шарообразных частиц одного и того же размера.

Пористость такого идеализированного грунта целесообразно рассмотреть потому, что закономерности изменения ее легко могут быть получены аналитическим путем и, кроме того, некоторые зависимости величины пористости фиктивных грунтов действительны также и для хорошо отсортированных однородных естественных песков.

Из рис. 3 можно видеть, что каждый элемент фиктивного грунта, сложенный восемью шарообразными частицами, может иметь плотную (рис.2, б) и свободную (рис.2, а) укладку. При этом угол, α ромба, образованного линиями, соединяющими центры шаров, изменяется от 60 до 90°.

Из простых геометрических соображений вытекает, что пористость фиктивного грунта в зависимости от угла α будет равна

                       ( 7)

где т — коэффициент пористости в долях единицы; α — угол пересечения линий, соединяющих центры шаров.

Как следует из формулы (7), пористость фиктивного грунта не зависит от диаметра частиц, а зависит лишь от плотности укладки, т. е. от взаимного расположения шаров, определяемого величиной угла а.

Подставляя в формулу (7) крайние значения угла а, которые он принимает при наиболее плотной и свободной укладке, получим пределы изменения пористости фиктивного грунта:

т = 0,259 при α == 60°;

т = 0,477 при α= 90°.

Пористость однородных естественных песков, сложенных хорошо окатанными зернами, близка к пористости фиктивного грунта.

В природных условиях наблюдаются более сложные закономерности изменения пористости пород нефтесодержащих пластов.

Пористость естественных пород

На величину пористости нефте- и газосодержащих пород, кроме расположения зерен, влияет много факторов: размер и форма частиц, неоднородность их размера, процессы цементации, растворения и переотложения солей, процессы разрушения минералов и др.

Замечено, что по мере уменьшения величины зерен пористость возрастает. Это связано с возрастанием неправильности форм частиц при уменьшении их величины. Зерна неправильной формы укладываются менее плотно, что приводит к увеличению пористости.

Чем больше неоднороден песок по размерам своих частиц, тем меньше обычно и пористость, так как мелкие зерна забивают поры песка, образованные крупными частицами (рис. 3, Б).

Вследствие влияния на пористость большого числа факторов величина ее изменяется в широких пределах (табл. 3).

Таблица 3

Пределы изменения полной пористости некоторых горных пород

Широкие пределы изменения пористости одноименных пород объясняются различными геологическими условиями их отложения и разнообразием свойств частиц. Наблюдается тесная связь между пористостью и ее изменением по пласту с палеогеографическими условиями отложения пород. Наиболее равномерной и весьма большой пористостью обладают морские песчаные отложения. Прибрежные же осадки обычно меняют свои коллекторские свойства в значительных пределах и по вертикали и по горизонтали.

С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под действием веса вышележащих пород.

Карбонатные породы образовались в основном из химических и биохимических осадков. Поэтому считают, что они чаще всего обладают вторичной пористостью, связанной с развитием трещиноватости и с явлениями растворения и доломитизации, сопровождающимися сокращением объема пород.

При доломитизации пористость часто имеет равномерный характер в противоположность трещиноватой пористости, которая бывает, развита неравномерно в соответствии с условиями ее возникновения.

Изменение коллекторских свойств пород в залежи, в том числе и пористости, иногда бывает связано с наличием нефти и газа. И водоносной части вследствие отложения в порах карбонатов и других веществ коллекторские свойства пород обычно ухудшаются. И пределах залежи эти явления не происходят, и здесь может сохраняться повышенная пористость.

Наиболее неравномерна пористость карбонатных пород, в которых наряду с крупными трещинами, кавернами и пустотами имеются плотные блоки, практически лишенные пор.

Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обычно следующая (в %).

Пески…………………….…… 20—25

Песчаники…........…………….. 10—30

Карбонатные коллекторы ..……10—25

и меньше

В последнее время открыт ряд месторождений в карбонатных коллекторах, поровое пространство которых состоит в основном из трещин. Пористость (коэффициент трещиноватости) таких пластов оценивается долями и единицами процентов. Однако из них получены большие промышленные притоки нефти.

В связи с неравномерной пористостью пород при гидродинамических расчетах для определения запасов нефти приходится вычислять средние величины пористости.

Если установлено, что пласт состоит из п пропластков, имеющих мощности Н1, Н2,..., Нn с пористостью пород

m1, m2,..., mn, то средний коэффициент пористости пласта в районе скважины будет равен

   (8)

Если на пласт пробурено п скважин, площадь дренирования которых F1, F2,..., Fп, а мощности пласта Н1, Н2,..., Нn и средние величины пористости пород в разрезе скважин m1', m2',..., mn', то среднюю пористость пород вычисляют по формуле

   (9)

Объем породы может быть также определен по размерам образца. Для этого керну придают правильную геометрическую форму. Объем же зерен, необходимый для определения объема пор, может быть найден приблизительно по средней плотности минералов. Для кварца, например, ρ= 2650 кг/м3.

Имеется множество других методов определения объемов образца, пор и частиц, слагающих породу, детальное описание которых приводится в соответствующих руководствах .

Считается, что метод И. А. Преображенского может быть также использован для приближенной оценки динамической полезной емкости коллектора. При этом свежие образцы, не отмытые от нефти, предварительно продуваются воздухом или азотом при перепаде давления в 2—3 ат (~0,2—0,3 Мн/м2) в течение 2—3 мин, а затем оценку объема пор, не занятого жидкостями, ведут методом Преображенского обычным образом. Предполагается, что при продувке образца освобождается от жидкости только та часть пор, через которую фильтруются жидкости.

Следует отметить, что достаточно обоснованные методы определения динамической полезной емкости коллектора еще не разработаны.

Заключение

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 плостов 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 - Печор-ской провинции, Оренбургско - Актюбинском Приуралье, Прикаспийской впадине, в районах Ставрапольского края и Дагестана, на Северо - Запад-ном 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 пустотно-го пространства в карбонатных породах верзнего палеозоя выделяют кол-лекторы четырех типов: поровый, трещинно - поровый, порово - трещи-нный и порово - трещинно - каверный. Некоторые исследователи различа-ют езе 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 про-ницаемость ) карбонатных коллекторов значительно меняются. Наиболее широко представлены коллекторы трещинно - порового и порово - трещи-нного типов. Первые отмечаются на Татарскомсводе, где эффективная мощность их изменяется от 10 до 80 м.
              Основные промышленные залежи нефти в карбонатных породах - коллекторах в северо - западной части Башкирии приурочены к отложе-ниям башкирского и московского срусов среднекаменноугольного возрас-та. Согласно данным А. Я. Виссарионовой и А. М. Тюрихина, здесь разли-чаются три типа коллекторов. Выделение указанных типов коллекторов имеет, разумеется, условное значение, поскольку специальных исследований.
В настоящее время в Башкирии только 7 % общей добычи нефти па-дает на карбонатные ( порово - трещинные ) коллекторы, тогда как запасы нефти в них значительные. Они представлены переслаиванием плотных и пористо - каверновых, часто трещиноватых известняков, в разной степени доломитизированных и кальцитизированных. Пористость продуктивных пород в среднем 7 %, трещинная пористость 0, 15 %, проницаемость по промысловым данным 70 * 10-3 ( в среднем ) и по керну 16 * 10-3 мкм2.
              В южной части Предуральского прогиба, в Бельской впадине, насчи-тывается 58 залежей нефти, содержащихся в карбонатных породах. Из них подавляющее большинство связано с нижнепермскими рифовыми и
" депрессионными " известняками, 12 залежей - со среднекаменноуголь-ными и 2 - с турнейским известняками нижнего карбона.
              Значительной является нефтяная залежь в карбонатных отложениях пермо - карбона Усинского месторождения. Этаж нефтеносности здесь достигает 350 м ( глубина залегания 1100 - 1400 м ). Коллектор представ-лен органо - детритовыми известняками " порово - кавернозно - трещинно-го типа ". Пористость изменяется от 8 до 3- %, проницаемость по керну составляет ( в среднем ) 30 * 10-3 мкм2.

Используемая литература

1) Определение граничных значений проницаемости и пористости терригенных коллекторов петрофизическими и геофизическими методами / В.Ф. Козяр, В.И. Дузин, В.Г. Драцов и др. // Геология нефти и газа.– 1987

2) Умнов Е.С. Эффективность определения коллекторских свойств пород уникального Астраханского газоконденсатного месторождения // В кн.: Коллекторы нефти и газа и флюидоупоры.– Новосибирск, 1983

3) Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов Недра, 1984.