petrophysics2004

н и я (объемная) у определяется отношением объема жидкости, удер­ живаемой глинистым цементом (i\~), к объему сухого цемента (М-~):

К о э ф ф и ц и е н т н а б ух а н и я В определяется как отношение

объема набухшего цемента к объему сухого цемента:

(4.15)

Используя определение эффективной пористости (4.10), находим

(4.16)

Эффективная пористость-синтетическая петрафизическая ха­ рактеристика коллектора, учитывающая множество факторов: со­ став, свойства коллектора, его генезис и условия залегания. Поэтому существует интенсивная корреляция между эффективной пористо­ стью и проницаемостью (впервые отмечена еще в 50-х годах В.Н. Дах­ новым и В.Н.· Кобрановой).

Своего максимального значения ky. эфmax эффективная пористость достигает при пористости, равной пористости матрицы k0 =M:

Эффективную пористость, нормированную на максимальное зна­

чение kпэфmax в данном коллекторе, обозначим через 'Р:

Используя связь между пористостью и относительной глинистостью

k0 =M(1-f1),

получаем2

(4.19)

где 11max- максимальное значение относительной глинистости, равное

(4.20)

Таким образом, нормированное значение эффективной (для про­ дуктивного коллектора-динамической) пористости однозначно свя­

зано с нормированным значением относительной глинистости f1*.

Изменения соотношений между содержаниями глинистых мине­ ралов (гидрослюда, хлорит, каолинит, смешапослойные образова­ нияССО) в матрице и/или цементе приводит к изменениям удель­

ной поверхности, адсорбционной способности, показателя гидрофиль­

ности, и др. Диапазоны этих изменений отражают неоднородность коллекторов, что проявляется в разбросе точек на сопоставлениях

kво(kп) И kвоkп(kпэф)·

В т ер р и г е н н ы х коллекторах фильтрацианно-емкостные свой­ ства, водаудерживающая способность и другие петрафизические ха-

2 Геофизика. N24, 2001, с. 31-37..

70

рактеристики зависят, в первую очередь, от содержаний глинистых

минералов, их состава иморфологии. Приотсутствииили незначитель­ ном содержании в породах карбонатного, силикатного и железистого

цемента количество и состав глинистого цемента .является решающим

фактором при разделении пород на коллекторы и неколлекторы.

Для к ар б о н а т н ы х коллекторов характерна более сложная и

разнообразная структура емкостного пространства, чем для терри­

генных. Это проявляется в наличии сложнопостроенных коллекто­

ровтрещинных и трещинно-кавернозных с непроницаемой меж­ зерновой матрицей, трещинно-каверново-межзерновых, и т.д.

Водоудерживающаяспособность карбонатных коллекторовхарак­

теризуется свойством:

В карбонатах роль цемента в формировании ФЕС существенно

менее значима, чем в терригенных. На рис. 23 кривая 1 соответствует карбонатному цементу; кривая 2 - случаю мономинерального гли­

нистого цемента. На рис. 24 показано основное различие свойств слож­

ных коллекторов в терригеиных и карбонатных отложениях. В тер­ ригеиных коллекторах диапазон изменения флюидоудерживающей

способности коллектора определяется, в первую очередь, сложным

полиминеральным составом гл.ипистогоце.мепта1• В карбонатных­

сложным строением матрицъt (от гранулярного до трещинного и ка-

l!о

рицы и цемента Снерастворимого ос­ татка).

1 В этом случае разброс точек в поле корреляции k80-k" характеризует степень

минеральной неоднородности цемента

71

вернозного, включая смешанные разности с волосовидными капил­

лярами}.

4.3. СМАЧИВАЕМОСТЬ ПОВЕРХНОСТИ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ.

ГИДРОФИЛЬНЫЕ И ГИДРОФО&НЬIЕ ПОВЕРХНОСТИ

Ранее предполагалось, что поверхность твердой фазы полностью гидрофильна, т.е. хорошо или полностью смачивается водой. В этом

случае пленка воды равномерно покрывает поверхность, все актив­

ные центры поверхности заняты молекулами воды или гидратиро­

ванными катионами. Реальные коллекторы нефти и газа в пластовых условиях передко бывают частично гидрофобными. Это значит, что

часть поверхности пор водой не смачивается; в пределах этих «ост­ ровов» отсутствует пленка воды, а нефть или газ непосредственно гра­

ничат с поверхностью твердой фазы.

Избирательная смачиваемость поверхности твердой фазы водой определяется величиной угла смачивания е на границе воды и дру­

гой подвижной фазы в капилляре {воздух, газ, нефть). При е= О по­ верхность считается полностью гидрофильной; при О<е<9о· поверх­ ность преимущественно гидрофильна; при 90·<е<180• - преимуще­

ственно гидрофобна; при е =180•- полностью гидрофобна. Причины

частичной или полной гидрофобности поверхности могут быть раз­

личными: специфические свойства вещества твердой фазы, состав и

физические свойства пластовой воды, нефти и газа. Преимущественно гидрофобнытвердыебитумыи ископаемые угли.

Глины и агрегаты глинистых минералов в породах-коллекторах {гли­ нистый цемент}, как правило, гидрофильны, если не считать глинис­

тых нефтематеринских отложении {например, породы баженовекой свиты на территории ЗападнойСибири}. Зерна кварца и полевых шпа­ тов в песчаниках и алевролитах, кальцита и доломита в карбонатных коллекторах имеютразличную избирательную смачиваемость в зави­

симости от свойств пластовых флюидов. В нефтеносном коллекторе

гидрофобизация поверхности происходит при наличии полярных мо­

лекул поверхностно-активных углеводородовнефтеновых кислот, асфальтенов и т.д., которые в пределах отдельных участков поверхно­

сти прорывают пленку воды и занимают активные центры поверхнос­

ти. В известняках возможна кроме обычной адсорбции молекул угле­ водородов их хемосорбция, сопровождаемая образованием на поверх­

ности пор новых соединений, например нафтенатов кальция. Вероятность прорыва водной пленки и частичной гидрофобизации

коллектора возрастает с повышением минерализации пластовой воды

исодержаниявнейионовса+2 иMg2+. СростомсодержанияПАВв пла­

.стовой нефти, минерализации воды и концентрации в ней Са, Mg при

прочих равных условиях уменьшается значение а на границе нефть­

вода, что мdжно использовать как средство прогноза вероятности гид­ рофобизации коллектора нефти [29]. В карбонатных коллекторах усло­ виядлягидрофобизации нефтеносногоколлектора более благоприятны

чем в терригенных. Для терригеиных коллекторов вероятность,гидро­

фобизации возрастаеттакже с появлением карбонатного цемента.

72

Частичнаягидрофобизациягазоносного коллектора возможна бпа­

годаря его частичному «высушиванию», причем вероятность гидро­

фобизации возрастает с уменьшением гпинистости и упучшением коJIJiекторских свойств. Возможность гидрофобизации терригеиных и карбонатных коппекторов нефте- и газонасыщенных возрастает с

появпением в породе битумов и частиц угпя.

Гидрофобизация породы-коппектора оказывает существенное впияние на вепичину подсчетных параметров и эффективность раз­

работки месторождения, поэтому необходимы учет степени rидрофо­ бизации и копичественная ее оценка.

Рассмотримразпичные способыкопичественного опредепения сте­ пени гидрофобности породы. В основе этих способов пежит сравне­

ние резупьтатов эксперимента, выпопненного по одной и той же про­

грамме на «сыром» образце, извпеченном из скважины, с предпопа­ гаемой частичной гидрофобностью его, и на том же образце,

прошедшем экстракциюобработку органическими растворитепя­ ми, в резуJIЬтате которой частично гидрофобный образец становится

попностью гидрофипьным, а гидрофипьный сохраняет избиратепь­ ную смачиваемость. Качественный признак частичной гидрофобнос­ ти «сырого» образца - изменение резупьтатов эксперимента поспе

экстракции.

Среди многочиспенных способов опредепения фипьности поверх­

ности твердой фазы рассмотрим спедующие.

П.А. Ребиндер предпожип в качестве копичественной меры сма­ чиваемости (фипьности) изучаемого объекта водой коэффициент

(4.22)

где Qсм.в-теПJiота смачивания 1 гизучаемого вещества водой; Qсм.н -

теПJiота смачивания тогоже вещества непОJIЯрнойжидкостью, напри­

мер бензопом.

Дпя преимущественно гидрофипьных объектов /3> 1, дпя гидро­

фобных 13 < 1. Дпя наибопее гидрофипьных представитепей осадоч­ ных породгпин -13 достигает значений 2-3. Вепичина Qсм.в дпя

гпин составпяет 8,4-84 Дж/г, дпя гпинистого цемента пород-коп­

пекторов 4,2-21 Дж/г, дпя скепетных зерен пород-кОJIJiекторов зна­

читепьно меньше 16,8 Дж/г. Сравнение значений /3, пОJiученны:х: на одном и том же образце до (/31) и поспе (/32) его экстракции позвопяет

оценить копичественно степень гидрофобизации «сырого» образца

отношением

(4.23)

Еспи «сырой» образец попностью гидрофипен, /31 =/32 и а= О. Спо­

соб П.А. Ребиндера, имеющий четкую физическую основу, не попу­

чип, однако, широкого применении в практике пабораторий петро­

физических и физики ппаста ввиду низких значений Qсм.в в породах­ коппекторах, имеющих небопьшую поверхность адсорбции S0 , и

вспедствие этогонедостаточной надежности оценки степени гид­

рафобиости объекта.

73

Коэффициент смачиваемости 13 можно определить как отношение

времен спин-решеточной релаксации 1:1 в методе ядерно-магнитного резонанса, установленных на кусочках одного и того же образца, на­

В качестве показателя смачиваемости используюттакже отноше­ ние времен спин-решеточной 't1 и спин-спиновой 't2 релаксаций [29].

Изменение степени смачиваемости образца водой после экстракции устанавливают, сравнивая изотермы адсорбции паров воды, получен­ ные до и после экстракции образца. В качестве количественной меры

можно использоватькоэффициентгигроскопичности ks.гприр/Ps =0,55, установленный на образце до <kн.г1) и после (kв.г2) экстракции. Величина

а.= ( kв.rl-kв.г2) 1 kв.r2'

как и в способе оценки а. по теплоте смачивания, характеризует от­ ношение несмачиваемой части поверхности «сырого» образца 6.S к

полной поверхности S гидрофильного образца.

Отношение 6.S/ S можно оценить, сравнивая результаты опреде­

ления емкостиобмена пометиленовомуголубомуна образце дои после

экстракции.

Все рассмотренные способы основаны на изменении величины по­ верхности, смачиваемой водой, частично гидрофобного образца в ре­ зультате его гидрофилизации в процессе отмывки.

Другая группа способов основана на определении величины крае­ вого угла смачивания е. Непосредственно е определяют в «Способе ка­

пель». На поверхность образца, находящегося в неполярной жидко­

сти, наносят каплю воды; проектируя изображение капли с помощью

специального устройства на экран, графически определяют е по по­

лученному изображению. Для более полной характеристики смачи­

ваемости образца рекомендуется найти также значение е на образ­

це, помещенном в воду, путем нанесения на его поверхность капли

неполярной жидкости с последуюЩей обработкой результатов по опи­

санной схеме. Этот способ, используемый в физике, предложенный для оценки смачиваемости гладкой поверхности однородного объек­ та, по-видимому, мало пригоден для определения е на шероховатой неоднородной поверхности образца горной породы, поэтому он не на­ шел широкого применения в петрафизических исследованиях, не­

смотря на попытки отдельных Исследователей усовершенствовать его

с учетом особенностей осадочных пород [29 ].

Другой способ определения е основан на анализе данных капил­ лярной пропитки водой образца, насыщенного неполярной жидко­ стью, или капиллярной пропитки неполярной жидкостью образца, на­ сыщенного водой. Если известны распределение пор по размерам или

хотя бы преобладающий размер поровых каналов образцов, решая

уравнение капиллярной пропитки относительно cos е, находят вели­ чину е. Применимасть этого способа к изучению коллекторов нефти и газа сомнений не вызывает, чем он выгодно отличается от способа

74

капель, однако в основном его используют для качественного прогно­

за наличия гидрофобизации коллектора и редко для расчета 8.

Для оптимизации разработки нефтяной или газовой залежи наи­ большийинтереспредставляют динамические методы оцен­

ки степени гидрофобности коллектора.Вкачествепри­

мера одного из таких методов рассмотрим методАмоттаи Тульбовича. Сущность метода заключаетсяв капиллярном вьrгеснении водыиз пол­

ностью воданасыщенного образца углеводородной жидкостью с пос­

ледующим вытеснением из образца углеводородной жидкости водой. В ходе эксперимента выполняют ряд взвешиваний, на основе резуль­

татов которых рассчитывают параметры, характеризующие избира­ тельную смачиваемость породы водойинеполярной жидкостью. Ка­

пиллярное вытеснение производится центрифугированием. Высушенный и насыщенный дистиллированной водой образец по­

гружают на 20 мин в керосин, после чего центрифугируют в керосине

в течение 20 мин при частоте вращения 3500 мин-1• Затем образе~

помещают на 20 ч в дистиллированную воду, после чего центрифуги­ руют его в дистиллированной воде. Продолжительность центрифу­

гирования и пребывания образца в керосине и воде без центрифуги­

рования изменяют с учетом коллекторских свойств образца. В ходе эксперимента определяют массы: образца, насыщенного водой, в воде - т1; образца в воде после пребывания в керосине до центри­

фугирования- т2; образца после центрифугирования в керосине­

т3; образца в воде после пребывания в воде т4;- образца в воде пос­ Ле центрифугирования в воде - т5; сухого образца в воздухе- т6 ;

насыщенного водой образца в воздухе - т7• На основе полученных

значений массы образца при различных условиях вычисляют значе­ ние М- показателя гидрофильности:

Параметр М характеризует отношение объема керосина, вытес­ ненного при капиллярной пропитке образца водой до центрифугиро­ вания, ко всему объему вытесненного керосина после центрифугиро­ вания. Для полностью гидрофильного образца М = 1, для полностью

гидрофобного М= О. Параметр Р характеризует отношение объема

воды, вытесненной при центрифугировании в керосине, к объему ке­ росина, выгесненного при центрифугировании в воде. Для полностью

гидрофобной породы Р = 1, для полностью гидрофильной Р = О.

Данные эксперимента позволяют рассчитать также коэффициент

остаточного воданасыщения kв.о в образце после вытеснения воды ке­

росином при капиллярной пропитке и центрифугировании:

где 88,8кплотность воды и керосина.

75

Коэффициент остаточного керосинонасыщения kк.о=1-kв.о после

вытеснения керосина водой в процессе капиллярной пропитки и цен­ трифугирования.

В изложенном методе вначале моделируется заполнение коллек­ тора нефтью при формировании нефтяной залежи, а затемпро­

цесс вытеснения нефти водой, происходящий при разработке нефтя­ ных месторождений с применекием законтурного заводнения. Керо­ син, используемый в качестве нефти, может быть заменен моделью

нефти или нефтью из данного геологического объекта, что приблизит

условия эксперимента к реальным условиям формирования залежи

и ее разработки. Предложенные параметры М и Р позволяют коли­ чественно охарактеризовать степень гидрофобности породы и влия­ ние ее на формирование залежи, что необходимо при подсчете запа­ сов и на степень выработки продуктивного коллектора, что важно при анализе разработки.

К числу других методов оценки или количественного определе­ ния степени гидрофобности поверхности пор коллектора относятся методы хроматоrрафии и инфракрасной спектрометрии. Они подроб­ но описаны в специальной литературе [29] и имеют большие перс­ пективы применении в нефтяной и газовой промышленности, пока еще слабо реализованные.

4.4. НЕФТЕ- И Г.А.ЗОН.А.СЫЩЕННОСТЬ ПОРОД

Породы-коллекторы в условиях естественного залегания содер­ жат воду, нефть и rаз. В водоносных коллекторах поровое простран­ ство обычно полностью насыщено водой. Однако в отдельных геоло­ гических объектах наблюдается присутствие остаточной нефти, ко­

торое является следствием миграции нефти в расположенную

поблизости ловушку, где сформировалась нефтяная залежь. В неф­ теносном гидрофильном коллекторе поры насыщены нефтью и водой. Нефть занимает обычно межзерновые поры и каверны размером бо­ лее 1 мкм и трещины раскрытостью больше 1 мкм; иногда воЗможно присутствие нефти в более мелких порах, кавернах и трещинах мень­

шей раскрытости. Вся поверхность минерального скелета покрыта

пленкой водЫ. Вода заполняет оставшуюся часть объема пор, не за­ нятую нефтью. Содержание нефти и воды в объеме пор характери­ зуют коэффициентами нефте- и водонасыщения - k8 , ka, сумма ко­ торых равна 1. Если коллектор находится в зоне предельного насы­

щенияловушки нефть~, коэффициент k8 соответствует выражению:

kн.п.2_ед=1-kв.о•

.I:S частично гидрофобном коллекторе часть поверхности твердой фазы занимают молекулы поверхностно-активных компонентов не­ фти, водная пленка на поверхности в этих участках отсутствует. Ко­ эффициент нефтенасыщения частично гидрофобного коллектора при прочих равных условиях выше коэффициента нефтенасыщениятого

же коллектора при полной его гидрофильности, в частности, в зоне

предельного нефтенасыщения kн.пред> 1- k..o• где k..o соответствует

полностью гидрофильномуколлектору. Нефть в гидрофобном коллек-

76

торе не только занимает капиJIJIЯрные поры, но и может находиться:

в субкапилл.ярах.

Частичная: гидрофобность характерна дл.я коллекторов с высоки­

ми пористостью и проницаемостью и низкой водонасыщенностью при незначительном содержании глинистого материала. Такие коллекто­

ры имеют kи > 95%.

Коэффициент нефтенасыщения: крупных каверн и трещин боль­ шой раскрытости в зоне предельного нефтенасыщения: принимают

равным единице.

Лабораторными методами величина k11 непосредственно не опре­

деляется:. Находят прямым методом kв.о или ks на образце консерви­ рованного керна, извлеченного при бурении на РНО, или одним из

косвенных методов на экстрагированном образце величину kв.о• а за­

тем рассчитывают kн по формулам:

в зоне предельного насыщения:

в зоне недонасыщения:

(4.29)

Аналогичным образом получают значение коэффициента газона­

сыщения: kr газоносных коллекторов, определ.яя: в лаборатории од­ ним из рассмотренных способов ks.o или ks (прямым методом), затем

рассчитывают по формулам:

· в зоне предельного насыщения:

в зоне недонасыщения:

(4.31)

Газоносный коллектор также может быть частично гидрофобным.

Наиболее вероятна частичная: гидрофобность газоносного коллекто­

ра в следующих случаях: а) коллектор с высокими проницаемостью

и пористостью и очень высоким значением ~ > 0,95; б) коллектор со­

держит битум на поверхности твердой фазы.

Впрактике подсчета запасов нефти и газа дл.я определения пара­

метров kп и kr широко применяют методы ГИС, по данным которых также определ.яют вначале ks(k8 .0 ), а затем рассчитывают kи или kr по

формулам (4.30)- (4.31).

Вколлекторах с трехфазным насыщением, содержащих в порах

нефть, газ и воду, находят раздельно коэффициенты нефте- и газо­

насыщения:, учитывая:, что kн + kr + k8 = 1. Эта задача решается: од­

ним из следующих способов:

а) на образцах консервированного керна, извлеченного при бурении

скважины на РНО, опредеJI.ЯЮТ содержание в порах нефти и воды, а ко­ эффициент газонасыщения: рассчитывают по формуле ~ =1- kн-ks;

б) в разрезах скважиннаходятпараметры ks и ~покомплексумето­ дов электро- и радиометрии ГИС, а затем рассчитывают: kи =1- ~-ka

77

В литературе предложены различные варианты происхождения коллектора с трехфазным насыщением. Рассматриваются, в частно­

сти, такие схемы.

1. В сформировавшуюся ранее нефтяную залежь, которая затем

частично разрушилась в результате различных геологических про­

цессов, мигрировал газ, заполнив наиболее крупные хорошо сообща­

ющиеся поры; в остальной части парового пространства сохранились

остаточные нефть и вода (Оренбургское rазоконденсатное месторож­

дение).

2. В нефтяной залежи вследствие изменения термодинамических

условий под влиянием геологических или техногеиных (падение пла­ стового давления ниже давления насыщения при разработке) про­ цессов в верхней части залежи образуется газовая шапка с сохране­ нием в части объема пор остаточной нефти.

В коллекторах, содержащих твердый битум, который не экстра­ гируется органическими растворителями, применяемыми в лабора­ торной практике для извлечения из образца остаточной нефти (спир­ тобензольная смесь, хлороформ), определяют коэффициент битумо­ содержания k6 , в породе. Одни исследователи под коэффициентом битуманасыщения подразумевают объемное содержание битума в минеральном скелете породы, другиеобъемное содержание биту­ ма в первоначальном объеме пор (до возникновения в них битума). В лабораторной практике обычно определяют массовое содержание

битума в твердой фазе породы. Надежные способы определения ко­ эффициента битумосадержания геофизическими методами пока не

разработаны. В зависимости от степени метаморфизма битума и его

химического состава его плотность изменяется от 1 до 1,6 гjсм3, а во­

дородный индекс (объемное содержание водорода по отношению к содержанию его в воде) от 1 до 0,9. Содержание битума в породе необ­

ходимо учитывать при определении подсчетных параметров (ku и kн.r) по данным ГИС.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Дайте краткую характеристику различных фаз, присутствую­ щих в поровом пространстве горной породы.

2. Сформулируйте понятия: физически связанная и химически

связанная вода.

3. Перечислите компоненты физически связанной воды и способы

их определения.

4. Свойства компонент физически связанной воды.

5. Остаточная вода. Лабораторные способы ее определения.

6. Как формируется зависимость остаточной воданасыщенности от пористости коллектора?

7. Почему эффективная пористость может быть выражена через относительную глинистость?

8. Двойной электрический слой. Его происхождение, строение и свойства.

78

9.Гидрофильные и гидрофобные поверхности. Лабораторные ме­ тоды изучения гидрофобности.

10.Коэффициенты нефте-, газо-и водонасыщення коллекторов нефти и газа.

5.плотность

5.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ, ОСНОВНЬIЕ ЗАВИСИМОСТИ

Плотность определяется какмасса вещества, содержащаяся веди­

нице объема:

где т- масса, V - объем.

Размерность плотности в СИ кгjм3 или в дольных единицах­ г/см3.

Плотность твердых химических элементов и минералов изменя­

етсяот0,5 ·1О3кгjм3(литий)до22,5 ·1О3кгjм3 (осмийииридий).Плот­ ность горных пород, слагающих земную кору, (1,6+3,5) · 103 кгjм3; средняя плотность Земли 5,52 · 103 кгjм3 [6].

Порода объемом V может состоять из твердой фазы объемом Vтв и пор объемом V п· В свою очередь твердая фаза может слагаться из различных породообразующих минералов, а поры могут быть запол­

нены пластовой водой V в• нефтью V н и газом V r'Плотность такой по­

роды в наиболее общем виде можно представить как

(5.2)

где ()тв• бв, ()н и ()г - плотность соответственно твердой фазы, воды,

нефти и газа; kв, k 11 и kгсоответственно коэффициенты водо-, неф­ те- и газонасыщенности породы. Величину 80 , т.е. плотность породы

вместе с насыщающим ее флюидом, называют объемной плотностью.

Плотность твердой фазы ()тв - средневзвешенная величина ми­

нералогических плотностей ее компонент (составляющих ее минера­ лов):

(5.3)

где ()мi и V мiминералогическая плотность и объемное содержание i-й минеральной компоненты.

Как видно из уравнения (5.2), плотность горных пород существен­ но зависит от коэффициента общей пористости. Выше было показа-

79