Влияние литологических факторов на колекторские свойства

1. ВЛИЯНИЕ ЛИТОЛОГИИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ

НА КОЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА

1.1.  Влияние структуры порового пространства

на проницаемость

При движении через сложно разветвленнуюсеть каналов, характеризующихся резко изменчивым сечением и разнообразием формы, поток флюидов выбирает наиболее удобные и короткие пути.

Кривые распределения пор по диаметру разделяются на три группы:

1) с одним четко выраженным максимумом, характерны для пород, в которых преобладает одна группа пор определенного размера;

2) с двумя и тремя максимумами, характерны для пород с двумя-тремя группами пор, выделяемыми по размеру;

3) плавные, без резких максимумов, характерны для пород с порами различных размеров приблизительно в одинаковых количествах.

Рис. 1.1. Кривые распределения пор для алевролитов (по М. И. Колосковой)

а — симметричное; б — асимметричное; в — равномерное

Выражена совершенно определенно общая тенденция возрастания проницаемости с увеличением радиусов фильтрующих пор и содержанием в породе пор определенного размера. Построены кривые зависимости между величинами проницаемости и содержанием доминирующих диаметров пор (рис.1.1). По кривым отчетливо видно, что для достижения одного и того же значения проницаемости количество пор с тонкими сечениями в породах должно быть больше, чем количество пор с крупными сечениями. Полученные графики могут быть использованы для оценки проницаемости пород.

Анализ кривых распределения по размерам, совместно с анализом кривых проницаемости, позволяет выяснить степень значимости размера пор, участвующих в фильтрации. В качестве примера влияния на проницаемость особенностей распределения пор по размерам приведены данные для двух образцов среднезернистых песчаников. При близких значениях открытой и эффективной пористости проницаемость двух разностей пород отличается более чем в 10 раз. В одном случае (рис. 3а), фильтрующими являются все поры, причем 80% объема порового пространства составляют каналы диаметром от 50 до 160 мкм, они в основном и определяют такую высокую проницаемость. В другом случае (рис. 3б} наблюдается почти равномерное распределение пор при большом интервале изменения их размеров. Фильтрующими здесь являются только половина всех пор, причем доля наиболее крупных пор50 мкм), играющих основную роль в фильтрации, составляет всего 5%.

Рис. 1.2. Зависимость проницаемости от диаметра пор

1) – 3-10мкм; 2) – 10-17,5 мкм; 3) – 17,5-30мкм; 4) – 30-40мкм; 5) – 40-100мкм

Рис. 1.3. Кривые распределения пор и проницаемости в среднезернистых песчаниках

а) – при m_эф 15%, проницаемости – 5000мД; б) – m_эф 19%; проницаемости – 340мД;

1) – распределение диаметров, 2) - долевое участие пор в проницаемости

1.2.  Влияние структуры порового пространства глинистых пород на их экранирующие свойства

Глинистые газонефтеупоры, способные играть роль экранов, называются покрышками газовых и нефтяных залежей. Экранирующая способность глин зависит от их состава, мощности, сплошности, отсутствия литологических окон и проницаемости.

Связанная вода (пристенные слои), находясь в упруго сжатом состоянии, благодаря проявлению молекулярно-поверхностных сил, обладает аномальными свойствами. В зависимости от энергии этих сил, а также от взаимодействия скелета породы с насыщающим поровую породу электролитом, пленочный пристенный слой будет обладать той или иной толщиной.

Рядом исследователей доказана повышенная вязкость гидратного (диффузного) слоя вокруг глинистых частиц, который затрудняет движение воды в поровых каналах. При соответствующем повышении градиента давления в движение вовлекаются слои рыхло связанной воды, расположенные на периферии диффузного слоя и способные участвовать в капиллярных явлениях. Чтобы газ (нефть) мог пройти по тонким капиллярным ходам, обычно менее 2 мкм в диаметре, заполненных жидкостью, и оттеснить последнюю, необходимо превысить капиллярное давление системы. Оно скажется на вытеснении капиллярно-удерживающейся жидкости и некоторой части рыхло связанной воды.

Давление прорыва соответствует вектору давлений, состоящему из суммы капиллярного давления и давления сдвига, позволяющих прорваться газу (нефти) через водо-насыщенный образец породы по одному каналу или одноразмерной группе наиболее крупных поровых каналов. Давление прорыва определяется экспериментальным путем.

При малом размере поровых каналов глинистых пород-покрышек (меньше 0,01 мкм и в интервале 0,01—0,1 мкм) требуются большие давления для вытеснения насыщающих их вод.

В очень тонкой глине (зерна диаметром 10^{-4 мм), насыщенной водой, для проталкивания нефти необходимо давление вытеснения около 4 МПа, а в глине менее тонкой (зерна диаметром 4 •10-3 мм) — давление более 0,1 МПа.}

Глины по мере увеличения глубины их погружения претерпевают структурные изменения, сказывающиеся в отдаче части свободной воды, увеличении плотности и уменьшении пористости. Даже в случае однотипности глин по составу и при одних и тех же глубинах их залегания, но различии в возрасте изменение плотностей характеристики глин не будет одинаковым. Время уплотнения имеет огромное значение. Глины девона за прошедшее геологическое время уплотнились больше мезозойских глин.