pdf.php@id=6161.pdf

входе и выходе из образца; L — длина образца породы; р — ди­ намическая вязкость фильтрующейся фазы.

В случае фильтрации газа объемный расход его Q при среднем давлении (середина образца) Р составляет

Q = 2Q 0P0/ ( Pi + Р 2),

где Qo — расход газа при атмосферном давлении Р0. Коэффици­ ент проницаемости

Кпр = QjiL/FAP.

В системе СИ величины имеют размерности: Q — м3/с, F — м2, L — м, Р — Па, р — Па с. При этом проницаемость будет вы­ ражаться в м2, т.е. проницаемостью в 1 м2 обладает порода, при фильтрации через образец которой площадью поперечного 1 м2 при перепаде давления 1 Па на 1 м длины расход флюида вязко­ стью 1 Па с составляет 1 м3/с. Для реальных пород этот размер очень велик, и обычно проницаемость измеряется в микрометрах (мкм).

Старая, но часто употребляемая единица проницаемости Д называется по имени ученого Дарси. При применении старой системы единиц СГС определение единицы Д можно дать в сле­ дующем виде: порода обладает проницаемостью в 1 Д, если одно­ фазный флюид с вязкостью в 1 сантипуаз (сп) фильтруется со скоростью 1 см/с с расходом 1 см3 в 1 с при площади поперечно­ го сечения 1 см2 и при перепаде давления 1 атм (760 мм рт. ст.). Тысячная часть дарси называется миллидарси (мД). Для перевода одних единиц в другие существует соотношение

1 Д = 1,02 10" 12 м2 « 1 мкм2.

Приведенные формулы не учитывают ряд особенностей дви­ жения жидкостей и газов (их различную скорость, разнонаправленность и др.). Наиболее заметны отклонения при больших ско­ ростях движения газов.

Проницаемость пород, особенно обломочных и глинистых, за­ висит от нагрузки вышележащих отложений. Чем более однород­ на порода и тверже ее скелет, тем меньшее изменение она испы­ тывает. При опыте в песчанике аркозово-кварцевого состава при 20 °С под нагрузкой пористость его уменьшилась с 18 до 15,6%, а проницаемость примерно за 40 суток — от 160 до 149 мД (или 149 • 10“ 15 м2) (рис. 6.12). Но в результате определенных процессов на больших глубинах (разуплотнение, трещинообразование) про­ ницаемость может и увеличиться. Породы иногда кардинальным образом изменяют свои свойства. Так, песчаники при интенсив­

261

ной цементации могут превратиться в так назы­ ваемые сливные разности и практически целиком потерять проницаемость. В то же время глинистые и другие породы в резуль­ тате выщелачивания и трещинообразования из плохо проницаемых могут превратиться в породыколлекторы. Таким обра­ зом, происходит как бы полная инверсия филь­ трационных свойств.

Важнейшей характери­ стикой природного резервуара является его гидропроводность (Т):

Т = К ПР Н э ф / ц ,

где Кпр — среднее значение коэффициента проницаемости породы-коллектора в пределах исследуемой части природного резервуара, Нэф — средняя эффективная толщина, р — вязкость флюида. Таким образом, гидропроводность зависит не только от проницаемости, но и от размера (толщины) «трубы», по которой осуществляется фильтрация. Вязкость, конечно, снижает гидро­ проводность.

Некоторые породы по фильтрационным свойствам занимают промежуточное положение между коллекторами и плохо прони­ цаемыми породами, которые называются флюидоупорами. Это так называемые породы-полуколлекторы, в которых содержание жидких флюидов высокое, а отдача хоть и идет, но весьма мед­ ленно. К ним относятся некоторые глинисто-алевритовые поро­ ды, в которых запасы нефти могут быть очень велики, а извлечь ее очень сложно. В полуколлекторах движение жидкости, особен­ но при повышенных Р и Т, видимо, подчиняется не гравитаци­ онной дифференциации и перепаду давлений, а иным законам, связанным с движением по капиллярам под влиянием соответ­ ствующих сил или с перестройкой структурно-текстурных харак­ теристик пород. Проницаемость определяется на всех приборах, где можно обеспечить фильтрацию и замер объема прошедшего через образец флюида при установленных перепадах давления. Замеры фазовой проницаемости производить более сложно, чем абсолютной, так как одно из подвижных веществ, накапливаясь на выходе, мешает измерять расход другого.

262

Более полное, чем по нескольким образцам, представление о проницаемости пласта можно составить после проведения ис­ следований в скважинах. Если при вскрытии какого-либо пла­ ста буровой раствор разжижается и плотность его снижается, это свидетельствует о том, что пласт проницаем и из него под достаточно большим давлением поступает вода. Иногда проис­ ходит потеря циркуляции раствора в скважине, и в этом случае он не возвращается к поверхности по затрубному пространству. Это означает, что скважина вскрыла пласт с высокой проницае­ мостью (или кавернозную зону), куда уходит раствор при мень­ шем, чем в нем, пластовом давлении. Скважину испытывают при разных режимах отбора флюидов. Если даже при повышенном отборе давление в пласте мало снижается и восстанавливается быстрее, то проницаемость породы велика.

Между пористостью и проницаемостью в хорошо отсортиро­ ванных обломочных породах существует определенная прямая зависимость. Однако могут быть высокопористые породы с низ­ кой проницаемостью, когда размеры пор очень малы.

Структура пустотного пространства

Коллекторские свойства пород во многом определяются струк­ турой пустотного пространства и количеством остаточной воды. Структура пустотного пространства складывается постепенно, изменяясь на всех этапах седиментагенеза и литогенеза. Для ее показателей важны структурно-текстурные признаки породы: размер пор, отсортированность материала, цемент; для органо­ генных пород — виды скелетных остатков; для всех пород — из­ вилистость поровых каналов и многие другие факторы.

Тремя основными характеристиками, определяющими струк­ туру пустотного пространства, являются распределение пор и по­ ровых каналов по размерам, величина внутренней удельной по­ верхности и извилистость каналов. Распределение пор и каналов по размерам изучается многими способами, из которых самым объективным является водная и ртутная капиллярометрия. Пер­ вая применяется для изучения пор в коллекторах, вторая — в плохо проницаемых очень тонкопоровых породах (глинах и др.). При водной порометрии из полностью насыщенного водой об­ разца под давлением газа выжимается вода. При минимальном повышении давления вода выжимается из самых крупных пор; при дальнейшем повышении — из все более и более мелких. Определение объемов отжатой воды (или массы) в определенных интервалах давления дает возможность определить долю поровых каналов того или иного размера. Соотношение давления (капил­

263

лярного, которое необходимо преодолевать) и размера каналов видно из формулы

Я э к о = 2a C O S 0 /Рк,

где R3KB— эквивалентный радиус канала, а — величина поверх­ ностного натяжения воды, 0 — краевой угол смачивания (для воды принимается для простоты за ноль), Рк — капиллярное дав­ ление.

Подставляя значения Рк1, Рк2 и т.д., можно определить раз­ ность R3KBl — R 3KB 2 и т . д . — интервал определенных размеров пор, составляющих какую-то долю общего количества всех каналов. Для хорошо отсортированных слабо сцементированных пород

тонких каналов порядка 0,01 мкм. Ртутная порометрия необходи­ ма для характеристики флюидоупоров.

Для определения внутренней удельной поверхности, т.е. пло­ щади поверхности всех пустот в единице объема или массы ве­ щества, существует много методов. В основном все они косвен­ ные. Единственным прямым методом является метод БЭТ (по фамилиям авторов Брунауэра, Эммета и Теллера). Этот метод основан на измерении величины физической адсорбции инерт­

264

ного газа на поверхности твердого тела при низких давлениях и постоянной температуре, близкой к температуре сжижения газа. С помощью теории изотермической адсорбции можно опреде­ лить количество газа (а следовательно, и число молекул), которое необходимо для того, чтобы покрыть твердую поверхность слоем в одну молекулу. Зная площадь, которую она (в соответствии с ее диаметром) покрывает, можно рассчитать удельную поверхность твердого тела. Она будет равна

^уд vm-N-w0,

где vm— количество адсорбированного газа, отвечающего обра­ зованию мономолекулярного слоя, моль; N — число Авогадро (число молекул в 1 моле, 6,023MO23); w0 — площадь поверхности, перекрываемая одной молекулой в соответствии с ее диаметром.

Для определения величины поверхности в процессе экспери­ мента необходимо создание глубокого вакуума (очищение по­ верхности), понижение температуры до уровня сжижения рабо­ чего газа (для аргона —195,2 °С). Очищенная поверхность при помощи специальных устройств постепенно покрывается мо­ лекулами газа до создания мономолекулярного слоя. До этого момента температура не изменяется (условия изотермии). Как только появляется избыточное количество газа после создания монослоя, температура начинает подниматься (броуновское дви­ жение свободных молекул). Опыт заканчивается, определяется расход газа.

Величина внутренней удельной поверхности в породах сильно изменяется и может достигать нескольких квадратных метров в 1 см3 Величина удельной поверхности используется для расчета скорости фильтрации. Козени показал, что скорость фильтрации обратно пропорциональна квадрату удельной поверхности на единицу объема:

Кпр = C-m3/S2ya,

где Кпр — проницаемость, С — постоянная Козени, ш — пори­ стость, 8 Уд — величина удельной поверхности.

Некоторые авторы вводят в это уравнение извилистость (Т) как неопределенный множитель:

Кпр = C -m Y rsV

Извилистость показывает, что реальный путь течения флюидов в Т раз длиннее, чем по прямой. Существует несколько визуаль­ ных (по фотографии шлифа, рентгеновскому снимку) способов и статистический способ определения извилистости, а также она определяется в образце по росту электрического сопротивления,

265

которое в породах с более сложной структурой пустот выше при прочих равных условиях.

С величиной площади поверхности, естественно, связано ко­ личество воды в породе (не считая кристаллизационной). Вода в породах находится в трех основных формах: свободной или гра­ витационной, капиллярной (ее разновидность — менисковая или уголков пор) и связанной. Все виды воды могут находиться вме­ сте с нефтью (газом) в залежах. Эта вода называется остаточной (остается внутри залежи вместе с нефтью). Количество остаточ­ ной воды является важной характеристикой коллектора наряду с пористостью и проницаемостью. Доля порового пространства, занятого водой, называется коэффициентом водонасыщенности, так же как доля, занятая нефтью (газом), — коэффициентом нефте(газо)насыщенности. В сумме эти коэффициенты составля­ ют единицу или 1 0 0 %.

Исходя из особенностей формирования залежей, а также ха­ рактера смачиваемости пород считается, что остаточная вода мо­ жет находиться в виде капель, в пленочном состоянии на поверх­ ности зерен (пор), в виде менисков в уголках пор, в капельном (островном) состоянии, когда она располагается на поверхности зерен в виде изолированных участков. Последний случай бывает при малом ее содержании и при гидрофобных свойствах (плохой смачиваемости) поверхностей минералов. Остаточную воду, со­ держащую атомы хлора (что обычно и бывает), можно сделать видимой, подействовав на нее раствором азотнокислого серебра и раствором азотнокислой ртути. В результате реакции образует­ ся светлый осадок, видимый на сколе породы.

Характер распределения воды в нефтеносных пластах зависит от их коллекторских свойств. В Туймазинском месторождении в терригенных породах девона у пород с высокой пористостью (более 23%) и проницаемостью (более 1000 мД) преобладает ка­ пельное распределение, у пород со средними свойствами — ме­ нисковое распределение, у пород с более низкими свойствами (менее 20% и 300 мД) характерна пленочная вода.

Характер распределения воды зависит от свойств и состава неф­ ти. Поверхностно активные вещества, присутствующие в нефти, могут разрывать пленку и вытеснять ее из активных центров кри­ сталлической решетки минералов. В хорошо проницаемых отсо­ ртированных породах содержание остаточной воды низкое (по­ рядка 1 0 %), в глинистых алевритистых породах — очень высокое (70%). Толщина пленки воды зависит от гидрофильности, способ­ ности адсорбирования прежде всего глинистыми минералами. По количеству связанной воды минералы располагаются в следующий ряд в порядке убывания: монтмориллонит—иллит—галлуазит—

266

щим естественные условия) бурят скважины на известково-битум­ ном растворе (или готовят буровой раствор на нефтяной основе), который не нарушает естественную пластовую влажность. Это создает дополнительные сложности. Существуют и косвенные методы, имитирующие выдавливание воды из пор нефтью (га­ зом), — центрифугирования, выжимания газом и др. Остаточная вода сильно влияет на проницаемость, снижая ее (рис. 6.14).

6.4. ВТОРИЧНЫЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Многие свойства пород-коллекторов, слагающих природные резервуары нефти и газа, закладываются во время седиментации. Особенно это относится к обломочным породам, скелет которых формировался в активной подвижной водной или воздушной среде (среди карбонатных пород первоначальные коллекторские свойства обычно формируются у калькаренитов, оолитовых, а также органогенных разностей).

Изменения всех нефтеносных пород происходят в систе­ ме минеральное вещество—органическое вещество—флюиды (включая нефть и газы). Вторичные преобразования отложений осадочных бассейнов носят неоднонаправленный характер. На волновой характер многих процессов в недрах, в том числе на чередование зон уплотнения и разуплотнения, обратил внима­ ние Б.А. Соколов. В предложенной автоколебательной модели он связал все процессы с пульсационной дефлюидизацией по­ род при погружении. Основными факторами, которые следует учитывать при анализе нелинейных преобразований, являются

267

формационно-генетические характеристики нефтегазоносных комплексов, слагающих осадочные бассейны. Разделы между комплексами различного литологического состава являются ру­ бежами резкого изменения основных физических свойств пород, таких, как плотность, пористость, теплопроводность и др. Рез­ кий скачок градиентов значений величин этих свойств являет­ ся причиной неравновесного энергетического состояния на этих уровнях. Если повышается содержание флюидов, неравновесие системы возрастает. Породы разного состава в целом оказывают влияние друг на друга в пределах осадочного бассейна. Широко известным примером является влияние соленосных толщ на под­ стилающие отложения, нагрузка здесь меньше по сравнению с другими случаями, так как соль имеет меньшую плотность, чем другие породы, процессы катагенеза замедляются из-за относи­ тельно более низких температур под высокотеплопроводной со­ лью и т.д. Большое влияние на все процессы оказывают находя­ щиеся в разрезе вулканогенные толщи и вообще вулканический, особенно пепловый, материал как высокореакционноспособный. В нефтяной геологии важно изучение всех неравномерных, дру­ гими словами, нелинейных изменений, в том числе возникнове­ ния зон разуплотнения и формирования вторичных коллекторов.

Сохранение пористости при погружении в обломочных по­ родах зависит прежде всего от способа их образования. Наиболее промытые отсортированные породы высокоэнергетических об­ становок, состоящие из однородного материала устойчивых ми­ нералов, имеют жесткий скелет и дольше всего сохраняют свои первичные свойства. Это относится не только к русловым и баровым отложениям, но и к телам склоновых скоростных зерни­ стых потоков.

Размер зерен определяет и размер пор, что влияет на про­ ницаемость. Для тонкозернистых осадков с микропорами харак­ терна низкая проницаемость, особенно если они образовались в низкоэнергетической среде. В них же обычно отмечается и по­ вышенное содержание более пластичных зерен (обломки пород, слюды), которые сминаются при росте нагрузки. Это, например, пойменные осадки или отложения тех частей дельты, которые разделяют протоки (иногда их называют переплетающимися от­ ложениями, так как тиховодные струи меняют направления). Песчаники, образовавшиеся в активных зонах каналов русел и проток, имеют более высокие емкостные и фильтрационные ха­ рактеристики.

Формирование вторичной пористости и появление при этом природных резервуаров с удовлетворительными свойствами свя­ заны с разуплотнением как следствием процессов трансформации

268

и выщелачивания минерального вещества, а также дефлюидиза­ ции пород. Процессы растворения являются одной из главных причин формирования вторичной пористости. В.Н. Холодов по­ казал, что растворение мелкорассеянных карбонатов начинается достаточно рано при насыщении вод углекислотой, возникшей при разложении ОВ. Растворение активно происходит при про­ сачивании больших объемов воды, недонасыщенной веществами растворяющихся минералов. Чаще всего это характерно для вод, просачивающихся через флюидальные дельтовые отложения и мелководноморские отложения. На больших глубинах немало­ важное значение имеет генерация С02. Гумусовое вещество про­ изводит значительно больше углекислоты, чем сапропелевое, 1 г керогена гумусового вещества может продуцировать С02 в коли­ честве, способствующем растворению от 20 до 200 мг карбона­ тов. Б.К. Прошляков на примере изучения пород Аралсорской сверхглубокой скважины показал, что до глубины 2,2-2,3 км (со­ временная температура 55 °С) карбонаты в цементе песчаников активно выщелачиваются. Глубже с повышением температуры растворимость карбонатов понижается, и они выпадают в твер­ дую фазу. Но при температуре выше 75 °С в растворах появляется С02, поступающий из глинистых пород за счет гидролиза рассе­ янных в них карбонатов. Гидролиз идет по схеме

СаС03 + Н20 = Са(ОН)2 + С02.

Более интенсивно гидролизуется сидерит, который начинает разлагаться при температуре 75 °С и выделяет большие объемы С02. В.Н. Холодовым рассчитано, что 100 г рассеянных в глинах карбонатов могут выделить 23 м3 С02. Вследствие роста содер­ жания С02 в поровых водах карбонаты в Аралсорской скважине ниже глубины 4,4 км вновь начинают растворяться. Декарбонатизация является результатом действия на осадочные породы не только С02, но и органических кислот, которые образуются при декарбоксилировании органического вещества глин, чередую­ щихся в резервуарах с песчаниками и алевролитами. Агрессивные кислоты диффундируют в проницаемые пласты, вызывая выще­ лачивание карбонатов и возникновение вторичной пористости.

При воздействии карбоксильных кислот освобождающий­ ся алюминий выносится из зон выщелачивания. Возможно, его перемещение происходит в виде алюмоорганических комплек­ сов. Опубликованные экспериментальные работы дают возмож­ ность судить о высокой подвижности алюминия в присутствии растворов карбоксильных кислот. Растворение полевых шпатов повышалось в присутствии оксалатовых и меланатовых кислот. Повышение концентрации алюминия в растворах является инди­

269

катором возрастания его подвижности при выщелачивании. Вы­ свободившаяся кремнекислота идет на регенерацию кварцевых зерен, что способствует образованию жесткого каркаса, сохраня­ ющего пористость. Все эти процессы эффективны в достаточно проницаемых породах.

Известно, что трансформация глинистых минералов в цементе иногда приводит к улучшению коллекторских свойств. Б.А. Ле­ бедев подсчитал, что величина пористости каолинитизированных пород возрастает на 2—3% по сравнению с исходной породой. При этом совершенствуется структура порового пространства и повышается проницаемость. Особенно велика разница проницае­ мости для песчаников с первичным монтмориллонитом в цемен­ те. Каолинитизация приводит к образованию эффективных кол­ лекторов за счет образования кристаллов правильной формы.

Трансформация глинистых минералов, их дефлюидизация яв­ ляется одной из причин проявления дилатансии в породах оса­ дочных бассейнов, и в том числе формирования в них коллек­ торских свойств. Дж. Берет в 1969 г. впервые описал явление выделения воды в процессе иллитизации смектитов на примере осадков Галф Коста. Подобные явления были отмечены и в других бассейнах, где указывалось на связь дефлюидизации с разуплот­ нением пород на глубинах, варьирующих в зависимости от гео­ термического градиента от 2 до 4 км. С разуплотнением связано появление резервуаров в мощных глинистых толщах, подобных майкопской серии олигоцена — нижнего миоцена в Предкавка­ зье. Взаимосвязанные процессы между преобразованиями ОВ и трансформациями глинистых и кремнистых минералов опреде­ ляют образование таких резервуаров. Вдоль ослабленных зон в глинистых породах возникают трещины и образуется основная доля вторичной пористости. Нетрадиционные глинистые коллек­ торы характеризуются в основном субпараллельными слоисто­ сти трещинами, обеспечивающими латеральную проницаемость. Механизм образования трещин связан с нарастанием давления в образующихся за счет разложения и преобразования органи­ ки газово-жидких пузырьках. При установлении определенного предельного давления происходит схлопывание пузырьков, этот микрогидравлический удар вызывает образование микротрещин. Общий рост внутреннего напряжения вызывает увеличение объ­ ема пород в определенной зоне (явление дилатансии) и образова­ ние послойных деформаций. Происходит субгоризонтальное (ла­ теральное) смещение одной серии слоев по отношению к другим. Пример подобного смещения виден на сейсмопрофилях, про­ веденных в Западно-Камчатском прогибе (рис. 6.15). В разрезе этого прогиба на глубинах 2500—2600 м в породах эоцена хорошо

270