Merkulov_maket - Страница 2

Порите са показани в синьо

Микроснимка на тънък срез - плоско поляризирана светлина

Формация Smackover, Алабама

(Снимка от D.C.

Ориз. 3. Структура на карбонатна скала

Структурата на междузърнестите пори на скалите зависи от следните основни фактори:

Сортиране на частиците, които изграждат скалата.

Зърнени опаковки и форми на междузърнести контакти.

Форми и закръгленост на зърната на скелета.

Наличие и количество на глинен материал.

При определяне на свойствата на резервоара е необходимо да се вземе предвид вида на глината

цимент. Ориз. Фигура 3 ясно показва как типът глина влияе върху порьозността и пропускливостта. В горната лява фигура в лабораторни условия е определен вида на глината каолинит. Порьозността и пропускливостта са добри, в горната дясна фигура виждаме намаление на пропускливостта с фактор два, като порьозността остава непроменена в този случай, има примес на хлорит в каолинита. Долният ред изобразява резервоари с лоши свойства, като глина е представена от хлорит в долния ляв ъгъл и илит в долния десен ъгъл. При промяна на порьозността с 2%, пропускливостта намалява 140 пъти! В същото време съдържанието на глина се увеличава с 2,5%. Плътността, химичният състав и капацитетът на катионен обмен на глини от различни видове (CEC - Cation Exchange Capacity) са представени в табл. 1.

Химичен и минералогичен състав на глините

(Mg, Fe+2, Fe+3, Mn, Al)12[(Si,Al)8O 20](OH)16

скали, скални зърна,

Ориз. 4. Влияние на вида на съдържанието на глина върху ефективната порьозност на резервоара

При извършване на лабораторни изследвания на ядрото данните могат да бъдат представени под формата на маса, обем или относително съдържание на глина.

Масово съдържание на глина - съотношение масаглинеста фракция към общата маса на твърдия скелет на скалата. За да се определи масовото съдържание на глина, пробата се претегля, след което се разрушава до прахообразно състояние, след което се пресява

решетка с клетка от 0,01 мм. Пресятата част се претегля отново, намира се съотношението на масата на пресятата част към масата на цялата проба.

Коефициентът на обемно съдържание на глина е съотношението на обема на глинестия материал в скалата (обема на глинестите частици с вода, здраво свързана с него) към целия обем на пробата, който включва обемите на скелета, глината и кухините. Това е понятието, което обикновено се използва при интерпретацията на ГИС. Концепцията за относителното съдържание на глина се използва и в практиката на интерпретация на сондажни сондажи, като под нея се разбира частта от пространството на порите, заета от глинеста фракция.

Имоти. Порьозност. Порьозността е съотношението на обема на кухините в пространството към общия обем на скалата. Под кухини се разбират всички пори, пукнатини. Порьозността се обозначава със символа ø и може да варира от 0 до 1 или от 0 до 100%, но при изчисленията винаги се използват относителни единици.

Порьозността се изчислява от съотношението:

V arr V скелет

V arr (W сухо / скелет)

Vpore – обем на порите; V arr е обемът на пробата; V матрица - обемът на твърдите частици, които изграждат скелета; Wdry е общото сухо тегло.

Трябва да се има предвид, че коефициентът на порьозност не дава никаква информация за размера на зърната, тяхното разпределение и тяхната опаковка. Скалите с еднаква порьозност могат значително да се различават по физични свойства. Примерите включват карбонатна скала и пясъчник. Всяка от тези проби може да има порьозност от порядъка на 0,2, но в карбонатните скали порите обикновено не са свързани и следователно пропускливостта ще бъде много по-ниска, отколкото впясъчници. Има различни видове порьозност, които се използват от петролните инженери:

Общата порьозност е съотношението на обема на празнините в пространството към общия обем на скалата.

Отворената порьозност е съотношението на обема на отворените (взаимосвързани) пори към общия обем на порите.

Ефективната порьозност е съотношението на обема на свързаното пространство на порите, в което е възможно движението на течността, към общия обем на порите.

Вторична порьозност - порьозност, която е резултат от вторични трансформации.

Порьозността на пукнатините е обемът на кухините в пукнатините.

Първичната порьозност се характеризира с три основни микроструктурни параметъра - пакетиране на зърната, сортиране и кръглост. Ориз. 5 илюстрира промяната в порьозността с опаковката и размера на зърното.

Въпреки това, такава непроменена скала е рядкост, най-често картината се усложнява от вторична порьозност, която се дължи на диагенетични процеси. Например, образуването на вторична порьозност се наблюдава поради селективното разтваряне на минералния скелет на скалата от формационните води или поради явленията на частична доломитизация на карбонатни скали.

Тези процеси могат както да увеличат, така и да намалят порьозността. Съвсем очевидно е, че с дълбочина скалата се уплътнява и нейната порьозност намалява. Наличието на съответните данни (наблюдения на промените в порьозността с дълбочина за съседни находища) позволява прогнозиране на порьозността за резервоари, които все още не са пробити от кладенци. Трябва да се помни, че такава зависимост характеризира само определени геоложки условия и не може да се прилага произволно към други области.

Ориз. 5. Влияние на сортирането и опаковането на зърната на скелета върху порьозността на скалите

Изучаванезакономерностите на естественото уплътняване на скалите показва, че резервоарните свойства на скалите се влошават доста рязко на голяма дълбочина. В това отношение басейните, пълни с млади седименти и характеризиращи се с високи стойности на геотермалната стъпка, са по-обещаващи за проучване на нефт и газ. От друга страна, в условията на големи дълбочини резервоарите с вторична, фрактурирана и особено порьозност, които съществуват на големи дълбочини, са обещаващи по отношение на възможното намиране на находища на нефт и газ.

Пропускливост. Пропускливостта се разбира като способността на скалата да пропуска течност, газове и техните смеси през себе си при спад на налягането. В уравнението на Дарси пропускливостта е фактор на пропорционалност между други критични параметри. Уравнението на Дарси е показано на фиг. 6, където символът K означава абсолютната пропускливост на порестата скала.

Ориз. 6. Уравнение на Дарси за пореста среда

Преди около 150 години Дарси провежда експеримент върху серия от проби от пясъчник и открива тази емпирична формула, която е в основата на различни изчисления. Петролната индустрия използва системата CGS, при която пропускливостта

има измерение на Дарси. Един Дарси е пропускливостта на скална проба с дължина 1 cm и площ на напречното сечение 1 cm 2, през която протича течност с вискозитет 1 сантипоаз, с разлика в налягането в краищата 1 dyne/cm 2 при скорост 1 cm 3 /s. За петрофизични изчисления измерението на Дарси е твърде голямо и се използва по-дробна мерна единица - милидарси (mD), където 1000 mD = 1 D. В академичните изследвания се използва системата SI и мерната единица е m 2. Размерни съотношения: 1

Основният фактор, влияещ върху коефициента на пропускливост на скалите, ее структурата на тяхното порово пространство, характеризиращо се с формата и размера на порите, извитостта и специфичната повърхност на филтрационните канали. Тези параметри определят обема на филтриращия агент, траекторията на отделните му струи и силите на повърхностно взаимодействие, които предотвратяват филтрирането. Теоретично, пропускливостта може да се опише с уравнението на Kozeny Carmen

K f S f 3 T 2 g,

φ е порьозността на скалната проба (фракции от единица); S f - специфична повърхност на филтрационните канали (в m 2 /m 3); T g – хидравличната изкривеност на филтрационните канали, равна на съотношението на средната статистическа дължина на каналите на порите L k към дължината на скалната проба L; f е коефициент, който отчита формата на порното сечение и варира от 2 до 3 за гранулирани резервоари, като най-честата стойност е 2,5.

Качествено, зависимостта на пропускливостта от порьозността и структурата на пространството на порите на гранулираните скали може да бъде показана с помощта на примери за статистически зависимости. Според средните данни за много нефтени и газови находища, по-високата порьозност обикновено съответства на по-висока пропускливост. Зависимостта на пропускливостта от порьозността често се използва при тълкуване на сондажни данни.

Както е показано, пропускливостта зависи от много фактори, но ние предположихме, че еднофазен поток протича през скалата. В действителност имаме работа

с многофазни потоци, а дебитите на всяка фаза поотделно в скалата са различни и зависят както от свойствата на скалите, така и от разпределението на наситеността на всяка фаза.

Ако скалата е наситена с течност от една фаза, такава пропускливост се нарича абсолютна. Ако в потока има две или три фази (вода, нефт, газ), пропускливостта зависи от наситеността на всяка фаза и за всяка отделна фаза се нарича ефективна. Пропускливостта на тези фази поотделновинаги е по-малко от абсолютната пропускливост.

По-често се използва понятието относителна пропускливост.

Например, ако вземем маслото като базова течност и изчислим относителната пропускливост за всяка течност поотделно, тя ще изглежда така:

К ов К ев / К ан ;

K og K eg / K an;

За него K en / K an,

K ov , K og , K he - относителна пропускливост за вода, газ, нефт; К ev , К eg , К en - ефективна пропускливост за вода, газ, нефт; Кan – абсолютна маслопропускливост.

Ефективността, а с нея и относителната пропускливост в процеса на разработване на находището непрекъснато се променят. В началото на разработката, когато чистият нефт преминава през порите, ефективната пропускливост на скалата е най-висока и се доближава до абсолютната. В бъдеще, при спад на налягането в резервоара под критичното,

при което газът започва да се отделя под формата на мехурчета, ефективната маслопропускливост започва да намалява. С навлизането на вода, ефективната пропускливост към маслото допълнително намалява. Колкото по-ниска е пропускливостта, толкова повече нефт остава в резервоара и толкова по-нисък е коефициентът на използване на крайния резерв.

Пропускливостта на резервоара е от няколко десетки до 5000 mD. Средно пропускливостта на резервоарите в нефтените полета варира от 200 до 1000 mD. Пропускливостта на глините е хилядни от милидарси. Съвсем очевидно е, че колкото по-голяма е пропускливостта на резервоарите, толкова по-висока е тяхната производителност и очакваният нефтен добив. По време на процеса на разработване пропускливостта понякога се променя (намалява) поради набъбване на глините по време на инжектиране на вода, запушване на зоната на дъното на отвора с инжектирана вода, съдържаща примеси, отлагания на парафин, смоли и др. в зоната на дъното на отвора.

Основните проучвания показват товапропускливостта на нефтените скали варира в различни посоки. Често пропускливостта напречно (перпендикулярно) на пласта е няколко пъти по-малка от пропускливостта по протежение на пласта, което е свързано с условията на утаяване. Следователно е необходимо да се определи пропускливостта на скалата по дължината на настилката и перпендикулярно на нея, което е важно при отваряне на резервоара, особено ако има пластови води.

Анизотропия на пропускливостта. Пропускливостта на скалите е векторна стойност, в зависимост от посоката на преобладаващата ориентация на свързаните пори. Разликата в пропускливостта в различни посоки предполага анизотропия на филтрационните свойства, която може и трябва да се вземе предвид при формирането на петрофизични и флуидно-динамични модели. Различават се вертикална и хоризонтална (странична) анизотропия на пропускливостта.

В обичайната практика за анализиране на свойствата на скалите се определят вертикална (от проби, изрязани перпендикулярно на настилката на скалите) и хоризонтална (от проби, изрязани успоредно на настилката на скалите) пропускливост. Съотношението на тези компоненти определя вертикалната анизотропия на пясъчниците

и е един от най-важните параметри при изграждането на петрофизични, а след това

и флуидно-динамичен анизотропен модел. При липса на експериментални данни това съотношение се приема за 0,1. Реалната стойност може да се различава значително от тази и, например, за скалите на Крапивинското находище, според резултатите от статистическия анализ, тя е 0,5. Това означава възможността за подобрен вертикален флуиден поток по време на живота на полето.

Феноменът на хоризонтална анизотропия на пропускливостта наистина съществува, което се потвърждава от експериментални изследвания на проби, нарязани вразлични посоки на азимута. Съотношението на пропускливостта в различни посоки достига 1,5…5,0 [10] за пясъчниците на серия от изследвани полета - Вахское, Крапивинское, като горната граница на хоризонталната анизотропия досега не е установена. За да се изследва това явление, са необходими петрофизични експерименти върху ядро, ориентирано в пространството.

За идентифициране и оценка на това явление в Крапивинското поле беше използван набор от методи за определяне на анизотропните литологични, петрофизични (еластични, магнитни) и филтрационни характеристики.

Стик от проби от продуктивни резервоари, предварително ориентирани в пространството Използването на ориентирано ядро ви позволява твърдо да улавяте всякакви прояви на подредена скална структура (наслояване, фрактуриране, правилна ориентация на частици, пори и т.н.), както и свързаните анизотропни параметри на петрофизичните свойства в съвременните магнитни и географски координатни системи за използване в съвременни софтуерни продукти за моделиране на нефтени и газови находища, например Eclipse 2000 г.

Пространственото ориентиране на ядрото, предназначено за изследване на анизотропните характеристики на скалите, е извършено по палеомагнитния метод. Използвани са ориентирани проби от водещи литоложки разновидности, за да се направят ориентирани разрези (2 взаимно ортогонални сечения във вертикална и хоризонтална равнина) за изследване на състава и условията на скално образуване и определяне на литологичната анизотропия чрез анализиране на пространственото разпределение на удълженията на частиците, микроструктурен анализ за кварц и определяне на петрофизична и филтрационна анизотропия. Въз основа на резултатите от измерването,разпределение на оптичните оси на кварца, удължение на частиците и различни петрофизични параметри върху полярната проекция в приетата координатна система - фиг. 7, 8.