Водонасыщенность и нефтегазонасыщенность

Содержание воды в горных породах называется их влажно- стью, а способность пород удерживать в себе то или иное количе- ство воды в определенных условиях – влагоемкостью. В естест- венных условиях поровое пространство пород-коллекторов может быть заполнено водой полностью или частично. В последнем слу- чае оставшаяся его часть может быть заполнена нефтью или газом. Количественное содержание воды (нефти, газа) и ее состояние в породах существенно влияет на формирование ряда физических свойств и имеет большое значение при проведении электрических, нейтронных и других методов ГИС.

Вода, содержащаяся в породах, в зависимости от характера ее взаимодействия с твердыми частицами имеет различное состояние и подразделяется на связанную и свободную. Содержание связанной воды в породах обусловлено химическими и физико-химическими (адсорбционными) процессами. В связи с этим различают химически связанную и адсорбционно связанную воду.

Содержание связанной воды определяется минеральным соста- вом и степенью дисперсности (удельной поверхностью) ее твердой фазы. Величина последней в значительной мере зависит от глини- стости. В связи с этим для более глинистых пород характерно и большее содержание связанной воды.

К свободной (подвижной или извлекаемой) воде относят во- ду, которая не подвержена действию адсорбционных сил и спо- собна сравнительно легко передвигаться в порах и пустотах пород

под действием гравитационных сил или напора. Содержание свя- занной воды в поровом пространстве пород оценивается коэффи- циентом связанной водонасыщенности:

K в.св = V в.св / V пор,

где V _в.св – объем связанной воды, соответствующий доле объема пор, занятого связанной водой; V _пор – общий объем пор породы.

Связанная и условно подвижная вода обусловливает остаточ- ную водонасыщенность, характеризуемую коэффициентом оста- точного водонасыщения K _в.ост.

Количество подвижной (извлекаемой) воды оценивается ко- эффициентом подвижной водонасыщенности:

K в.подв = V в.подв / V пор = 1 – K в.ост,

а общее содержание воды в поровом пространстве – коэффициен- том K _в водонасыщенности:

K в = V в / V пор = K в.подв + K в.ост = K в.подв + K в.усл.подв + K в.св.

На практике часто содержание подвижной и условно подвиж- ной воды рассматривается совместно и характеризуется коэффи- циентом эффективной водонасыщенности K _в.эф:

K в.эф = V в.эф / V пор = 1 – K в.св = K в.подв + K в.усл.подв.

В поровом пространстве пород-коллекторов наряду с водой мо- жет содержаться нефть и газ. При этом количественное соотношение и характер распределения воды, нефти и газа в поровом пространстве может быть различным. Распределение нефти (газа) и воды в порах зависит от того, гидрофильна или гидрофобна порода.

Твердая фаза осадочных пород сложена в основном гидрофиль- ными минералами, что обусловливает распространение в природе преимущественно гидрофильных коллекторов. В общем случае

V н + V г + V в = V пор;

V н / V пор + V г / V пор + V в / V пор = K н + K г + K в = 1,

где V _н, V _г и V _в – доли объемов порового пространства, занятые со- ответственно нефтью, газом и водой; K _н, K _г и K _в – коэффициенты нефте-, газо- и водонасыщенности.

Нефть или газ, находящиеся в поровом пространстве породы, извлекаются лишь частично. В связи с этим различают коэффици- енты извлекаемого и остаточного нефтенасыщения (газонасыще- ния), сумма которых равна K _н (K _г):

K н = K н.изв + K н.ост.

В частном случае для гидрофильной нефтенасыщенной породы

K н + K в = K н.изв + K н.ост + K в.подв + K в.ост = 1.

Если поры нефтеносной породы не содержат свободнопо- движной воды (K _в.подв = 0), что происходит чаще всего, то

K н + K в = K н.изв + K н.ост + K в.ост = 1.

 

Глинистость горных пород

Глинистость осадочных пород – это их свойство содержать частицы с d _эф < 0,01 мм (реже с d _эф < 0,001 мм), т. к. частицы таких малых размеров особенно влияют на свойства осадочных пород. Глинистые частицы являются обломками глинистых минералов групп каолинита, монтмориллонита, гидрослюды (иллита), облом- ками кварца, полевых шпатов, слюдистых и тяжелых минералов и содержат примеси лимонита, гематита, карбонатов, сульфатов (гипс), сульфидов (пирит, марказит) и других минералов. Размеры глинистых частиц, их адсорбционные свойства и способность к набуханию неодинаковы у различных по составу глинистых ми- нералов.

Свойство пород содержать совокупность глинистых частиц, занимающих пространство между более крупными зернами или разделяющую их между собой, называют рассеянной глинисто- стью, в противоположность глинистости слоистой – свойству по- род иметь в своем составе тонкие прослои глин.

Свойство пород содержать различную массу M_с.гл(или объем V _с.гл) сухих глинистых частиц на их массу М_с (или объем V _с) в сухом состоя- нии оценивается удельной массовой глинистостью k _гл.м = M_с.гл/ М_с (или удельной объемной k _гл.м = V _с.гл / V _с). Отсюда

k гл.м =  V с.гл =

V с

= δт (1 – k п )

δс.гл

k гл.м (1 – k п),

где δ_т, δ_с.гл и δ_с – плотности соответственно твердого, сухого гли- нистого компонентов породы и сухой породы. Удельная массовая глинистость осадочных пород изменяется от нескольких единиц до 90 % и более.

Правильнее оценивать удельное объемное содержание набу- хающего глинистого компонента k _в.гл во влажной породе по формуле

k в.гл = V в.гл / V в.п,

где V _в.гл – объем влажной (набухающей) глины в объеме V _в.п влаж- ной породы.

Степень заполнения пространства между песчано-алеври- товыми, карбонатными или другими зернами глинистым материа- лом характеризуется величиной относительной глинистости η_гл – отношением объема V _с.гл сухого глинистого компонента к сумме объемов V _пор пор породы и V _с.гл сухого глинистого компонента.

 

Плотность горных пород

Плотность δ – физическая величина, которая для однородно- го вещества определяется его массой в единице объема. Для прак- тических целей часто используют относительную плотность. Для жидких и твердых веществ она устанавливается по отношению к плотности дистиллированной воды при 4 ºС, для газов – по от- ношению к плотности сухого воздуха при нормальных условиях (p = 101325 Па, Т = 0 ºС). Средняя плотность тел (в кг/м³) δ = М / V.

Плотность достаточно тесно связана с рядом физико-хими- ческих свойств горных пород и оказывает влияние на показания ра- диоактивных, акустических и других геофизических методов иссле- дования скважин.

Удельный вес равен отношению веса тела к его объему и может быть определен как произведение плотности δ на ускорение свобод- ного падения g. Следовательно, удельный вес является физико-хими- ческой характеристикой вещества, т. к. зависит от значений g.

Плотность твердой фазы δ_м пород зависит от плотностей со- ставляющих ее минералов и их соотношения в единице объема этой фазы, которая может быть мономинеральной и полимине- ральной. Предел изменений довольно широкий – от 1,5 до 5·10³ кг/м³ и более. В первом случае ее плотность совпадает с плотно- стью породообразующего минерала, во втором – определяется ве- личиной средней взвешенной плотности минералов.

Жидкая фаза пород обычно бывает представлена пластовой водой или пластовой водой и нефтью. Плотность пластовых вод в свободном и рыхлосвязанном состояниях зависит в основном от химического состава, минерализации и температуры и изменяется в пределах (0,95–1,2) · 10³ кг/м³. Природные нефти характеризуются незначительным пределом изменения плотности. В нормальных ус- ловиях (р = 0,1 МПа, Т = 20 ºС) в зависимости от химического соста- ва δ_н изменяется в пределах (0,7–1,06) · 10³ кг/м³. Повышенная плот- ность обычно свойственна окисленной нефти с высоким содержани- ем асфальтенов и смол. Различие плотностей нефти в пластовых и поверхностных условиях учитывается с помощью объемного коэф- фициента. Если жидкая фаза состоит из воды и нефти, то ее плот- ность рассчитывается как средняя взвешенная величина:

δ_ж = δ_в V _в + δ_н V _н,

где δ_в и δ_н – плотности воды и нефти; V _в и V _н – занимаемые водой и нефтью объемы в единице объема жидкой фазы.

Плотность природных газов δ_г в нормальных условиях зависит от их химического состава и обычно определяется отношением к плотности воздуха при тех же условиях. В отличие от твердой и жидкой фаз, δ_г существенно зависит от температуры и давления.

Плотность пород δ_п зависит от содержания в единице объема породы твердой М_м, жидкой М_ж и газообразной М_г фаз и соответ- ственно их плотностей δ_м, δ_ж, δ_г. Плотности отдельных фаз опре- деляются следующим образом:

δ_м = М_м / V _м; δ_ж = М_ж / V _ж; δ_г = М_г / V _г.

Отсюда плотность породы

δ_п = М_п / V _п = (М_м + М_ж + М_г) / V _п.

Проницаемость горных пород

Свойство пород пропускать через себя жидкости, газы и их смеси при перепаде давлений называется проницаемостью. Про- ницаемость является мерой фильтрационной проводимости породы. Ее подразделяют на физическую (абсолютную), фазовую (эффек- тивную) и относительную.

Физическая проницаемость соответствует проницаемости породы при фильтрации через нее однородной жидкости или газа, химически инертных по отношению к твердой фазе, и количествен- но оценивается коэффициентом физической проницаемости K _пр. В уравнении Дарси K _пр является коэффициентом пропорционально- сти между скоростью фильтрации V _ф однородной жидкости (газа) и градиентом давления ∆ p / L:

m L F

V _с = K _пр D р   =  Q  ,

где ∆ p – перепад давления (Па); L – длина пористой среды (м); µ – динамическая вязкость жидкости (газа) (Па×с); Q –объемный расход жидкости (газа) в единицу времени (м³/с) через сечение F (м²) пористой среды. Отсюда коэффициент проницаемости (м²)

K _пр = Q µ L / F ∆ p.

За единицу проницаемости значением в 1 м² принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через обра- зец которой площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкости 1 Па×с составляет 1 м³/c. Физически эта единица измерения проницаемости характеризует величину пло- щади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. Практической единицей измерения проницаемости является Дарси (Д), равная 1,02×10^-12 м² ≈ 1 мкм². Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД).

Горные породы условно подразделяются на проницаемые, (с K _пр = 10,2×10^–15 м²), полупроницаемые (с K _пр = 0,1–10,2×10^–15 м²) и практически непроницаемые (с K _пр ≤ 0,1×10^-15 м²). Физическая проницаемость коллекторов колеблется в широких пределах от 0,1×10 до 3×10^–12 м² и более. Наибольшее распространение имеют коллекторы с проницаемостью (0,2–1,02)×10^–12 м².

Основным фактором, влияющим на коэффициент проницае- мости пород, является структура их порового пространства, харак- теризуемая формой и размером пор, извилистостью и удельной поверхностью каналов фильтрации.

Фазовая и относительная проницаемость. В нефтегазона- сыщенных породах-коллекторах одновременно присутствуют две или три фазы (нефть–вода, газ–вода, газ–нефть–вода). Способность пород, насыщенных водонефтегазовыми смесями, проводить от- дельно нефть, газ, воду называют фазовой (эффективной) прони- цаемостью. Последняя характеризуется своим (для каждого ком- понента смеси K _пр.в, K _пр.н и K _пр.г) коэффициентом проницаемости согласно формуле, но при этом в формулу подставляются соответ- ствующие значения Q и µ.

Отношение фазовой проницаемости к физической называют относительной проницаемостью K ΄_пр.в = K _пр.в/ K _пр; K ΄_пр.н = K _пр.н/ K _пр; K ΄_пр.г= K _пр.г/ K _пр, ее выражают безразмерной величиной в долях еди- ницы или процентах. Фазовая и относительная проницаемость зависят от характера насыщения порового пространства породы, а также от физико-химических свойств пористых сред и компонен- тов, насыщающих их смесей. Если часть пор занята какой-либо фа- зой, то совершенно очевидно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше.