Что такое динамическая пористость

Пористость горных пород

Неправильность форм песчаных зерен и частиц карбонатного материала не позволяет обеспечивать их идеальное прилегание друг к другу, следовательно между зерен в горных породах всегда присутствует пустотное пространство, которое в свою очередь заполнено флюидами (жидкостями или газами).

Пористость горных пород является одним из параметров, учитываемых при подсчете запасов нефти, а также при прогнозировании процессов фильтрации в пористых средах.

Пористость – свойство горных пород, определяемое наличием в них пустот (крупных и мелких пор, каналов, трещин, каверн).

Коэффициент пористости К_п – отношение объема пор образца V_пор к объему самого образца V_обр. В зарубежной литературе для обозначения пористости принято сокращение PHI или Φ.

Теоретически пористость породы может иметь любое значение (от нуля до единицы), но в реальности, исходя из теоретических расчётов, пористость большинства осадочных пород не может превышать 47 % (V_шара=4/3πR 3 )

Общая пористость

Просуммировав объем пустот в породе и зная объем самой породы можно получить значение общей пористости или же коэффициент общей пористости (выражается в процентах к объему образца или в долях единицы).

Формула для расчета общей пористости:

Важно понимать, что значение общей пористости не всегда отражает качество коллекторских свойств породы, т.к. некоторый объем пор может не сообщаться между собой (тупиковые или изолированные поры).

Открытая пористость или пористость насыщения

При определении открытой пористости учитываются только объемы связанных и сообщающихся между собой пор. Получаемое при этом значение пористости будет всегда меньше значения общей пористости того же образца.

Открытую пористость также называют пористостью насыщения т.к. при ее расчете учитывается только объем пустот, в который проникает жидкость при заданном при проведении эксперимента давлении насыщения.

Как правило, в качестве жидкости, насыщающей поры образца используется керосин (он хорошо проникает в поры и не вызывает разбухания глинистых частиц).

Формула для расчета открытой пористости:

К_о – коэффициент открытой пористости

V_о.– объем открытых и взаимосообщающиихся пор

V_обр – объем образца породы

Эффективная пористость

Эффективная пористость представляет собой объем пор, по которым флюид может извлекаться при разработке пласта (значения как правило меньше открытой пористости). В значение эффективной пористости не входит поровое пространство субкапиллярных пор, так как в них не происходит движение жидкости. Также при учете эффективной пористости не учитывается объемом пор, занятых неподвижной пленкой, обволакивающей зерна породы, и объемом неподвижной жидкости на контактах зерен, где жидкость удерживается молекулярно-поверхностными силами.

Формула для расчета эффективной пористости:

К_э – коэффициент эффективной пористости

V_э.пор– объем пор, обеспечивающий движение флюида

V_обр – объем образца породы

Генетическая классификация пористости

Исходя из генетической классификации, пористость подразделяется на:

Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.

Зачастую при определении пористости на керне также проводят определение проницаемости.

С этой статьей также читают:

Проницаемость – фильтрационное-емкостное свойство горной породы, характеризующее ее способность пропускать флюиды (нефть, газ и воду)…

Отбор шлама разбуриваемых пород целесообразно проводить либо вместо отбора керна – при бескерновом бурении, либо…

В настоящее время большинство пробуриваемых скважин являются наклоннонаправленными или горизонтальными. Бурение скважин такого типа производится…

Источник

Эффективная и динамическая пористость

Объем остаточной воды для водонасыщенных коллекторов оценивают по кривым капиллярного давления, полученным вытеснением из образца породы смачивающей ее воды. Объем остаточной воды можно получить и методом центрифугирования. Доля рыхлосвязанной воды, вытесняемой из коллекторов при образовании предельно насыщенных нефтяных или газовых залежей, определяется свойствами нефти, газа, природных вод и структурой коллектора.

Объем динамической пористости определяет количество извлекаемой нефти (или газа). При определении динамической пористости, оценивается градиент давления, при котором фильтруется в скважину однородная или неоднородная жидкость, установленное его значение используется в опытах по определению динамической пористости.

Свойство пород иметь неодинаковый объем различных видов пор на определенный объем сухой породы характеризуется коэффициентом пористости и, соответственно, называются коэффициентами общей, открытой, закрытой, эффективной, динамической пористости. Они показывают, что хотя объемы пор при различных пористостях возрастают с увеличением объема сухой породы, но у неодинаковых пород на этот объем можно получить разные объемы рассматриваемых величин (объемов различных видов пор и воды)

Высокую пористость тонкозернистых глинистых осадков связывают с их особой ячеистой или сотовой структурой, а песчаных, алевритовых, известковых, диатомитовых и других илов не только с угловатой формой частиц, их хорошей отсортированностью, но и с присутствием у поверхности их твердой фазы пленок связанной воды.

При диагенезе илы уплотняются, обезвоживаются, превращаются в породы с пористостью меньшей, чем первоначальная. С погружением пород, ростом давлений и температур наступают процессы раннего (до глубины 2-3 км), а затем позднего катагенеза и метаморфизма. Эти процессы способствуют изменению удельной пористости пород. Например, глинистые илы являются родоначальниками группы глинистых пород. На глубине 3 м они превращаются в пластичные глины с k_п=75%. К концу диагенеза породы переходят в разности глин с k_п=45-35%, а на последней стадии катагенеза и при метаморфизме их k_п снижается до 1%, и они превращаются в аргиллиты и сланцы.

Представление об изменении значений коэффициента пористости обломочных пород в результате перемещения их зерен при уплотнении достаточно справедливо только для хорошо отсортированных и слабо сцементированных пород. При перемещении частиц породы коэффициент пористости может изменяться от 48 до 26%.

Коэффициент пористости несцементированных и неуплотненных песчано-глинистых пород уменьшается до заполнения цементирующей частью всего пространства между более крупными зернами. Цементация пород глинисто-растворимой частью приводит к резкому снижению коэффициента пористости. Для различных типов карбонатных пород пористость определяется не только их первоначальной структурой, но и процессами преобразования, которые, в свою очередь связаны с условиями жизни пород. С глубиной более интенсивно снижается коэффициент пористости тонкозернистых осадочных пород (глин, алевролитов), менее значительно уменьшаются коэффициенты пористости известняков. Реже значения коэффициента пористости возрастают с глубиной из-за тектонических процессов и выщелачивания твердого вещества.

Таким образом, с ростом преобразованности осадочных пород коэффициент общей пористости обычно уменьшается но, попадая в зоны выщелачивания и выветривания, породы могут разуплотняться. Значения коэффициента пористости слабо измененных интрузивных, метаморфических пород, как правило не превышают 2-5%. Умеренно выветрелые разности тех же пород могут иметь значения k_п до 10% но, попадая в зоны выщелачивания и выветривания, могут достигать более 20%. Особенно высокие значения коэффициентов пористости характерны для пепловых туфов (30-60%) и туфовой лавы. В зоне гипергенеза из магматических и метаморфических пород могут образовываться дресва и глинистые отложения со значительными k_п.

Карбонатность пород

Определение содержания карбонатов в пластах имеет большое практическое значение для установления целесообразности применения кислотных обработок забоя скважин с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Определение карбонатности горных пород основано на химическом разложении содержащихся в них карбонатов и на учете углекислого газа, выделяющегося при их разложении. Подсчеты ведутся по отношению к СаС0₃, так как известняк составляет основную часть рассматриваемых карбонатов.

ТЕМА 3. ВЛАГОЕМКОСТЬ.

ДВОЙНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ СЛОЙ

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Динамическая пористость

Динамическая пористость зависит так же, как и проницаемость, от степени открытости поровых каналов, от формы и размера частичек и сложности путей каналов течения. Различие между величиной открытой и динамической пористостью количественно учитывается так называемым структурным коэффициентом, определяемым объемом тупиковых пор и каналов, в которых нефть может находиться, но не принимать участия в фильтрационном потоке. [1]

Динамическая пористость всегда ниже эффективной, поскольку в эффективный объем пор включается также объем неподвижных жидкостей и газов, удерживаемых поверхностно-молекулярными силами. [2]

Коэффициент динамической пористости определяют для двух-или трехфазной системы: нефть-вода или нефть-газ-вода. [3]

Определение динамической пористости представляет интерес в том отношении, что ее величина до известной степени может характеризовать извлекаемые запасы нефти при вытеснении ее водой. [4]

Коэффициент динамической пористости определяют для диух-илп трехфазной системы: нефть-вода или нефть-газ-вода. [5]

Для оценки динамической пористости пород в естественных условиях используется неэкстрагированный, хорошо законсервированный образец керна, который продувают воздухом или азотом для удаления из него подвижной части жидкости, а затем взвешивают и насыщают под вакуумом керосином. Объем пор вычисляют так же, как в предыдущем случае. [6]

Таким образом, динамическая пористость в отличие от полной и эффективной пористости характеризует не только самую нефте-содержащую породу, но и физико-химические свойства насыщающих ее жидкостей. Поэтому она зависит не только от свойств породы, но также и от свойств жидкости. [8]

Для определения коэффициента динамической пористости при вытеснении нефти водой могут быть использованы образцы керна, отобранного при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором. Приготовленный в этом случае образец любой формы взвешивают, отгоняют из него воду в одном из упомянутых выше аппаратов сушат до постоянной массы и определяют открытую пористость. Величина ан должна быть известна по результатам анализа керна, отобранного на безводном растворе. Величина тд при вытеснении нефти водой может быть установлена также электрометрическими методами. [9]

Общепринятого способа определения динамической пористости пород еще не разработано. Метод вытеснения жидкости из пород газом [4, 5, 6] не может быть рекомендован в качестве стандартного метода, так как в упомянутых опытах не были обеспечены условия, сводящие к минимуму влияние концевого эффекта. [10]

В модели / после прокачивания воды динамическая пористость составила 69 % от общей пористости модели, средний радиус пор, по которым происходила фильтрация, равняется 5 7 мкм. [12]

В модели / после прокачивания воды динамическая пористость составила 69 % от общей пористости модели, средний радиус пор, по которым происходила фильтрация, равняется 5 7 мкм. В фильтрации не участвовали поры со средним радиусом 3 08 мкм, которые составляют 31 % от общей пористости. [13]

Отсюда следует, что для определения динамической пористости породы при вытеснении нефти водой необходимо знать открытую пористость, а также начальный и конечный коэффициенты водонасыщенности. [15]

Источник

лекционный материал по теме №4

Описание

Оглавление

1. Пористость

Плотность осадочных пород определяется в первую очередь их пористостью, обусловленной структурой и диагенезом пород, в меньшей степени минеральным составом. Пустотное пространство породы называется пористостью. Пустотное пространство, всегда существующее в горных породах между их зернами и называемое поровым пространством или пустотами, заполнено флюидами. Пористость породы-коллектора определяется как доля суммарного объема породы, не занятая ее твердой минеральной составляющей (матрицей).

(4.1)

Vb — суммарный объем породы-коллектора

Пористости коллекторов нефти и газа варьируют в диапазоне от 5 % до 40 %, но чаще всего встречается пористость от 10 % до 20 %.

Факторы, определяющие величину пористости обломочных осадочных пород, следующие:

характеристики водных потоков во время седиментации;

продолжительности процесса седиментации.

цементирующим материалом служат:

В зависимости от плотности укладки равновеликих частиц шарообразной форме независимо от их размера коэффициент пористости может изменяться от 26% при тетраэдрической укладке частиц до 48% при кубической.

2. Виды пористости

Геолого-промысловая классификация пористости

Различают две категории пористости:

в зависимости от того, объем какого порового пространства измеряют при определении пористости.

Геологическая классификация пористости

фрагменты скелетов живых организмов;

полости и каверны неправильной формы;

пустоты, созданные живыми организмами в первичном осадке.

пустоты растрескивания в двускатных перегибов крутых узких антиклинальных складок;

су горизонтальные пустоты образующиеся при нарушении сплошности пластов в результате пологих оползней;

пустоты связанные с подводными оползневыми брекчиями и конгломератам, образующимися в результате гравитационного сползания частично литофицированных масс осадков по клону морского дна.

3. Флюидонасыщенность

Пористость породы-коллектора — очень важный параметр, так как определяет емкость коллектора — свойство породы вмещать флюиды (нефть, газ и воду).

Не менее важна относительная степень заполнения этих пор тем или иным конкретным флюидом. Это свойство характеризуется флюидонасыщенностью, которая определяется как доля общего объема пор, которая занята нефтью, газом или водой. Таким образом, нефтенасыщенность (S_o) равна:

(4.2)

Аналогичные выражения можно записать для газа и воды. Очевидно, что:

(4.3)

(4.4)

Использование количественных значений пористости и флюидонасыщености

Одним из простейших методов оценки количества нефти, содержащейся в пласте, является объемный метод. Для подсчета начальных геологических запасов нефти (N, м3) используется следующее математическое выражение:

(4.5)

h — толщина пласта, м;

S_oi — начальная нефтенасыщенность, доли единицы.

Это запасы в пластовых условиях.

Запасы товарной нефти равны:

(4.6)

Воi — начальное отношение объема нефти в пластовых условиях к объему нефти в стандартных поверхностных условиях, м3 пл. усл./м 3 ст.

4. Проницаемость

Чтобы быть коллектором, порода должна быть не только пористой, но еще и позволять углеводородным флюидам двигаться по сообщающимся порам. Свойство породы пропускать флюиды называется проницаемостью. Очевидно, что непористые породы не обладают проницаемостью. Поры, или пути движения флюидов, представляют собой сложную систему взаимосвязанных капилляров и каналов различных размеров.

Движение сжимаемых и несжимаемых флюидов через пористые породы описывается законом Дарси и выведенными из него следствиями.

Французский инженер Анри Дарси вывел уравнение движения жидкости, которое с тех пор стало одним из наиболее часто используемых инженерами-нефтяниками.

Это уравнение в дифференциальной форме записывается следующим образом:

(4.7)

u – линейная скорость движения флюида, см/с;

q – объемная скорость (расход) флюида см 3 /с;

A_c – площадь поперечного сечения см 2 ;

k – проницаемость (или коэффициент пропорциональности пористой среды, дарси (D) (0,986923 мкм 2 );

– градиент давления в направлении движения фюида атм/см.

Один дарси — это относительно высокая проницаемость. Проницаемость большинства пород-коллекторов нефти и газа меньше одного дарси. Поэтому в нефтяной и газовой промышленности широко используется более мелкая еди­ница проницаемости, миллидарси (мД). В системе единиц СИ вместо дарси и миллидарси используется квадратный микрометр (мкм 2 ).

Проницаемость называется абсолютной, если порода на 100% насыщена одним флюидом (фазой).

Если в породе присутствуют более одного флюида (вода, нефть, газ), то, проницаемость для каждого из них называют эффективной.

Если в породе присутствует более чем один флюид, отношение эффективной проницаемости для любой фазы к абсолютной проницаемости породы называют относительной проницаемостью (kr) для этой фазы.

Например, относительные проницаемости для нефти, газа и воды будут

5. Классификация проницаемости

Нефтяные и газовые коллекторы могут иметь первичную проницаемость, которая известна также как проницаемость матрицы породы, и вторичную проницаемость.

Проницаемость матрицы образуется во время отложения осадочных пород.

Вторичная проницаемость является результатом изменения матрицы породы благодаря уплотнению, цементации, образованию трещин и выщелачиванию. Уплотнение и цементация обычно уменьшают проницаемость, тогда как образование трещин и выщелачивание имеют тенденцию увеличивать ее.

Проницаемость пород-коллекторов нефти и газа может изменяться в диапа­зоне от 0,1 до 1000 мД и более.

Качество коллектора, определяемое его проницаемостью, можно расценивать как:

На величину проницаемости осадочных пород влияют следующие факторы:

1) Форма и размер песчаных зерен.

Если порода сложена крупными и плоскими зернами, которые расположены равномерно, причем их самая длинная ось ориентирована горизонтально, то горизонтальная проницаемость (k_h) этой породы будет очень высокой, тогда как вертикальная проницаемость (k_v) будет от средней до высокой.

Если порода сложена в основном крупными и округлыми зернами, ее проницаемость будет весьма высокой и иметь одну и ту же величину в обоих направлениях k_h=2000мД; k_v=1500 мД.

Если зерна мелкие и неправильной формы, проницаемость породы-коллектора будет, как правило, ниже, особенно в вертикальном направлении.

Большинство коллекторов нефти и газа попадают именно в эту категорию.

Коллекторы с проницаемостью, зависящей от направления, называются анизотропными.

Минералы пластинчатой формы, такие как мусковит, а так­же прослои глины, играют роль барьеров для вертикальной фильтрации, т. е. резко снижают вертикальную проницаемость. В таких породах отношение k_h/k_v обычно изменяется в диапазоне от 1,5 до 3, а в некоторых коллекторах может превышать 10.

Однако иногда k_v выше, чем k_h благодаря наличию трещин или вертикальных поверхностей отдельности и вертикальных каналов выщелачивания.

Поверхности отдельности действуют как барьеры для горизонтальной фильтрации только в случаях, когда пространства между ними заполнены глиной или другими минералами.

Степень цементации и распределение цементирующего материала в поровом пространстве влияют и на проницаемость, и на пористость.

4) Трещиноватость и выщелачивание.

В песчаных породах трещиноватость не играет большой роли в образовании вторичной проницаемости, за исключени­ем случаев, когда песчаники переслаиваются с глинами, известняками и доломита­ми.

В карбонатах происходит растворение минералов просачивающимися поверхностными и подземными кислыми водами. Эти воды фильтруются по первичным порам, микро- и макротрещинам, а также вдоль плоскостей напластования. Весь этот процесс увеличивает проницае­мость породы-коллектора.

6. Взаимосвязь пористости и проницаемости/ Корреляционная зависимость Козени.

Х отя пласт считается хорошо выдержанным и однородным, четкой выраженной корреляции между значениями пористости и проницаемости установить не удается. Порода может иметь очень высокую пористость и совсем не обладать проницаемостью (пемза) и наоборот (микротрещиноватые карбонаты).

Корреляционная зависимость Козени

Козени вывел корреляционную зависимость, выражающую проницаемость как функцию пористости и удельной площади поверхности.

Движение флюида через эти n капилляров можно также аппроксимировать законом Дарси:

(4.8)

Если все капиллярные трубки имеют одинаковый радиус r (см) и длину L (см), то объемная скорость фильтрации через этот пучок трубок q (см 3 /с) согласно уравнению Пуазейля будет равна:

(4.9)

Приравняв уравнения 4.8 и 4.9 и решив их относительно k получаем:

(4.10)

По определению, пористость равна:

(4.11)

Таким образом, получаем уравнение Козени:

(4.12)

Пусть s_Vp — это площадь внутренней поверхности единицы объема пор, где площадь поверхности А_s для n капиллярных трубок равна n(2prL), а объем пор V равен n(nr 2 L), тогда:

(4.13)

(4.14)

(4.15)

(4.16)

(4.17)

где L_a — фактическая длина пути движения флюида, a L — длина керна.

С учетом извилистости закон Пуазейля для пучка извилистых капиллярных трубок приобретает вид:

(4.18)

И получаем уравнение Козени:

(4.19)

Ряд исследователей (Вилли и Спэнглер) предложили заменить коэффициент 2 на более общий па­раметр, а именно, на коэффициент учета формы пор, К_PS.

Карман предло­жил аппроксимировать произведение K_pst числом 5 для большинства пористых материалов. Получаем уравнение Кармана-Козени:

(4.20)

Это наиболее популярное уравнение, даже, несмотря на то, что для реальных пористых пород произведение K_ps t — величина переменная и часто намного больше пяти.

7. Концепция фильтрационных ячеек

Ф ильтрационная ячейка это некий геолого-инженерный элемент (единичный коллектор, ячейка фильтрации), которым оперируют при описании коллекторов как вместилищ флюидов и каналов для их движения послед­них (т. е. как зон, обладающих фильтрационно-емкостными свойствами, ФЕС).

Фильтрационные ячейки имеют следующие свойства:

1. Фильтрационная ячейка есть некоторая часть пласта-коллектора, сложен­ная породами одного или больше чем одного литологического состава.

2. Фильтрационную ячейку можно коррелировать и картировать в масшта­бе интервала.

3. Зонирование пласта-коллектора с выделением фильтрационных ячеек должно коррелироваться с соответствующими разбивками его по кривым на диаграммах ГИС.

4. Фильтрационная ячейка может сообщаться с другими фильтрационными ячейками.

Согласно Дж. Тиабу фильтрационная (гидравлическая) ячейка есть опреде­ленная непрерывная часть коллектора, обладающая практически выдержанны­ми петрофизическими свойствами и свойствами флюидов, которые уникально характеризуют ее статическую и динамическую связь со скважиной.

8. Математическая теория фильтрационных ячеек

Рядом исследователей (Тиаб, Амефуле и др.) разработали методику выделения и определения характе­ристик участков пласта, имеющих схожие гидравлические характеристики, или фильтрационных ячеек.

В этой методике используется модифицированное уравне­ние Козени-Кармана и концепция среднего гидравлического радиуса. В общем виде уравнение будет выглядеть так:

(4.21)

t — извилистость пути движения флюидов;

К_т = К_pst — коэффициент эффективного зонирования.

Уравнение может быть записано как

(4.22-4.23)

Параметр K_T для однородного пласта песчаника может быть получен из литологического индекса:

(4.24)

Индекс литологии J₁ определяется по результатам измерения капиллярного давления. Экспериментальные данные показывают, что график J-функции Леверетта, J (S_w*) в зависимости от нормированной водонасыщенности S_w* в билогарифмическом масштабе представляет собой прямую линию согласно следую­щему уравнению:

(4.25)

где J₁ — значение J в точке, где значение водонасыщенности равно S_w* = 1

Нормированная водонасыщенность определяется как:

(4.26)

Индекс распределения пор по размерам l — это угловой коэффициент ука­занной прямой. Индекс литологии изменяется от 0,44 для неконсолидирован­ных сферических зерен до 0,20 для консолидированного чистого песчаника с од­нородным распределением пор по размерам.

9. Удельная поверхность порового пространства

Удельная поверхность (удельная площадь поверхности) может быть оцене­на по меньшей мере тремя способами: методом газовой адсорбции, путем пет­рографического анализа образцов и методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР).

Га­зоадсорбционный метод широко используется для определения удельной по­верхности пористых материалов. Метод измерения площади поверхности (по газовой адсор­бции) включает определение количества инертного газа (азота, аргона или криптона), требуемого для формирования мономолекулярного слоя на поверхности зерен образца. Однако, применение этого метода ограничи­вается пористыми средами, не имеющими больших удельных поверхностей, а также породами, матрица которых сложена исключительно гладкими зернами правильной формы, т. е. имеющими сферичность >0,7 и окатанность >0,5.

(4.27)

Числитель (4.27) в этом выражении фактически является коэффициентом формы зерен K_gs. Указанная корреляционная зависимость (2.27) применима к зернам со сферичностью >0,7 и окатанностью >0,5. Общая форма уравнения следующая:

(4.28)

Отметим, что, когда сферичность и окатанность приближаются к единице, K_gs приближается к 6 (его значению для идеально сферических песчаных зерен).

Метод петрографического анализа шлифов (ПАШ) может использоваться для характеристик пористых пород, если имеются хорошо приготов­ленные образцы, т. е. шлифы с хорошим оптическим контрастом между порами и зернами, а также шлифы, полученные в условиях давления, соответствующего горному. Удельную поверхность пор можно определить из выражения:

(4.29)

(4.30)

Метод ядерно-магнитного резонанса, или ЯМР, на сегодня, судя по всему, яв­ляется наиболее точным методом оценки удельной поверхности. В этом случае удельные поверхности s_Vgr и s_pv получают из выражений:

(4.31)

(4.32)

Значения s_Vp и s_Vgr, получаемые по ЯМР, обычно выше значений, получаемых при помощи методов петрографического анализа или газовой адсорбции.

10. Коэффициенты, характеризующие фильтрационные ячейки

(а) Показатель качества коллектора (RQI)

Reservoir quality index

где RQI выражен в микрометрах, мкм (1 мкм = 10 6 м).

(б) Индикатор зоны фильтрации (FZI)

Индикатор зоны фильтрации (при­тока) FZI определяется как:

(4.34)

Или (4.35)

где f_z — отношение объема пор к объему зерен.

(4.36)

Прологарифмировав уравнения, получаем:

(4.37)

Значение RQI в точке этой прямой, где f_z = 1, и есть FZI — индикатор зоны фильтрации. Точки, соответствующие образцам с разными значениями FZI, окажутся на других прямых, параллельных этой. Образцы, точки которых ложатся на одну и ту же прямую, имеют похожие характеристики устьев пор и, следовательно, составляют одну фильтрационную ячейку. Прямые, с угловым коэффициентом, равным единице, в основном получаются для пластов чистых песчаников. Угловые коэффициенты больше единицы указывают на глинистый пласт.

Индикатор зоны фильтрации (FZI) — это уникальный параметр, позволя­ющий включать геологические атрибуты структуры и минералогического со­става коллектора в характеристику «порово-геометрической» фации. В общем случае породы, содержащие аутигенную глину, которая выстилает стенки пор, заполняет поры и закупоривает устья пор, а также плохо сортированные пески имеют высокую удельную поверхность и высокую извилистость пор и, следовательно, низкое значение индикатора зоны фильтрации FZI. И, наоборот, менее глинистые, крупнозернистые и хорошо отсортированные пески характе­ризуются пониженной удельной поверхностью, более низким коэффициентом формы, более низкой извилистостью и более высоким значением индикатора зоны фильтрации. Геометрия пор коллектора и, следовательно, величина ин­дикатора гидродинамической зоны фильтрации сильно зависит от обстановки осадконакопления и характера диагенетических процессов.

(в) Тиабов коэффициент фильтрационной ячейки (Н_Т)

В большинстве случаев можно выявить связь петрофизических свойств песчаников и конгломератов с размером и отсортированностью зерен породы, степенью ее консолидации, цементацией, размером пор и их сообщаемостью. Это показали Снайдер и Кинг в своей работе «Methods for Detection and Characterization of Reservoir Rocks, Deep Basin Gas Area, Western Canada» в 1883 году.

Эти исследователи также показали, что существует конечное число типов пород и соответствующих типов поровой геометрии, характеризующих стратиграфические единицы. Однако стратиграфические разбивки разреза мо­гут совпадать или не совпадать с разбивками его на фильтрационные ячейки. Возможна также ситуация, когда стратиграфическая единица содержит не­сколько фильтрационных ячеек.

Получены уравнения для параметра Н_T, которые характеризует петрофизические свойства породы на микроуровне:

(4.38)

(4.39)

где f_R вычисляется по уравнению 4.23.

НT и FZI связаны следующим уравнением:

(4.40)

(д) Индекс свободного флюида (FFI)

Индекс свободного флюида согласно определению есть произведение нефте-газонасыщенности и пористости. Он служит мерой подвижных жидкостей, не­фти и/или воды, и поэтому является одной из характеристик фильтрационной ячейки. Его получают по данным ЯМР каротажа. Математическое выражение для индекса свободного флюида следующее:

(4.41)

Коутс и Дэн предложили следующее выражение, связывающее проницаемость и индекс свободного флюида:

(4.42)

Постоянная 10 ограничивает область применения этого уравнения коллек­торами, в которых (а) остаточная водонасыщенность надежно определена, (б) пористость — межзерновая, и (в) содержание глины в устьях пор мало. Комби­нируя это уравнение с уравнением показателя качества коллектора RQI, получаем связь между RQI и FFI:

(4.43)

где индекс свободного флюида FFI и пористость выражены в долях единицы, проницаемость в мД, a RQI — в мкм.

11. Влияние упаковки зерен породы на ее проницаемость

П оскольку модель Козени не является универсально применимой, многие исследователи были вынуждены строить эмпирические корреляционные зави­симости для отдельных пластов. Поскольку приемлемой физической модели не существует, эти корреляционные зависимости не были достаточно точными, и поэтому не получили широкого применения. Однако эта низкая точность ока­зывается вполне достаточной для сравнительной оценки проницаемости раз­личных зон, но недостаточной для получения точных ее значений.

Слихтер в своей работе «Theoretical Investigation of the Motion of Ground Water» математически показал влияние упаковки и разме­ра зерен на проницаемость. Выведенное им полуэмпирическое уравнение имеет вид:

(4.44)

где k — проницаемость в дарси, d_gr — диаметр сферических зерен в мм, а а_р — постоянная упаковки, которую можно рассчитать из уравнения:

(4.45)

(4.46)

12. Влияние водонасыщенности на проницаемость

В илли и Роуз в 1950 году в своей работе “Some Theoretical Considerations Related to the Quantitative Evaluation of the Physical Characteristics of Reservoir Rock from Electric Log Data” показали влияние остаточной водонасыщенности S_wi и по­ристости на абсолютную проницаемость и вывели следующую эмпирическую корреляционную зависимость:

(4.47)

Аналогичное выражение было получено Тимуром в 1968 году и приведено в его работе “An Investigation of Permeability, Porosity and Residual Water Saturation Relation for Sandstone Reservoirs”:

(4.48)

Оба уравнения являются эмпирические. Они обычно используются для получения оценки распределения проницаемости по данным ГИС. Если значения пористости и остаточной водонасыщенности вы­ражены в долях единицы, уравнение Тимура имеет вид:

(4.49)

Источник