Каталог

Помощь

Корзина

Пористость горных пород. Лекция 2

Оригинальный документ?

Лекция 2

 

Пористость горных пород

 

Пористость - свойство горных пород. Поры различают по происхождению, форме, размеру, взаимосвязи.

 

Виды пористости

 

Происхождение пор

 

Поры бывают первичные и вторичные. Первичные поры возникают при образовании породы и изменяются по величине и форме при ее уплотнении, цементации и  метаморфизации. Первичные - это структурные поры между гранулами обломочных пород, межкристаллические поры плотных магматических, метаморфических, осадочных пород, поры известковых, кремнистых туфов, пеплов и др. Вторичные поры - это каверны, трещины, каналы в теле пород, образовавшиеся при их растворении, выветривании, кристаллизации, перекристаллизации, доломитизации известняков, тектонических и биохимических процессах.

Каверны возникают при растворении (выщелачивании) трещиноватых карбонатных пород и гипсов. Трещины появляются в плотных породах в результате резких изменений их объемов при тектонических подвижках, в результате процессов кристаллизации, перекристаллизации, доломитизации.

 

Форма пор

 

По форме поры могут быть: близкие к ромбоэдральным (у рыхлых хорошо отсортированных, окатанных обломочных пород), близкие к тетраэдральным (у тех же, но уплотненных пород), щелевидные (у глин, слюд и других пород с пластинчатыми структурными элементами), в виде каналов переменного сечения и неправильной формы (у плохо отсортированных обломочных образований), трещиновидные (у плотных осадочных пород), каверновидные (у карбонатных пород и гипсов), каналовидные (у лессов), а также соответствующие по форме кристаллам плотных магматических, метаморфических и осадочных пород.

 


Размер пор

 

Размер отдельных пор характеризуется эффективным (средним) диаметром, или поперечным сечением, которые для разных пород варьируют в широких пределах.

По эффективному диаметру выделяют:

1) крупные сверхкапиллярные поры с диаметром более 0.1 мм. Их много у отсортированных, слабосцементированных пород (галечников, гравия, крупно- и среднезернистых песков, обломочных карбонатных разностей), у выщелоченных карбонатных пород, где они достигают очень больших размеров и называются мегапорами (это карстовые образования в толще карбонатных пород и гипсов);

2) капиллярные поры с эффективным диаметром в пределах 10-4-10-1 мм, характерные для менее отсортированных и крупнозернистых, более сцементированных образований (мелкозернистых песков, песчаников, обломочных карбонатных  пород и др.). Сверхкапиллярные и капиллярные поры нередко объединяются под названием макропор; 3) тонкие субкапиллярные поры диаметр которых изменяется от 2*10-6 до 10-4 мм, свойственны природным адсорбентам (глинам, микрокристаллическим, мелоподобным известнякам, диатомитам, трепелам, пепловым туфам и др.); 4) микропоры с диаметром < 2*10-6 мм присутствуют в некоторых природных цеолитах.

В основу классификации пор по размерам положены данные о характере связи пластовых жидкостей с твердой фазой и ее перемещении в пористых средах.

В сверхкапиллярных порах доля связанной воды невелика и основной ее объем движется согласно гидродинамическим законам для труб. В капиллярных порах  содержание связанной воды больше и ее падению под действием силы тяжести препятствуют капиллярные силы.

В субкапиллярных порах вода практически неподвижна.

В микропорах, диаметр которых соизмерим с размерами молекул воды, она находится только в прочносвязанном состоянии. В этом случае поры заполняются жидкостью под действием адсорбционных сил.

 


Взаимосвязь пор и виды пористости

 

Поры пород могут быть изолированы или связаны между собой. Взаимосвязанные поры называют открытыми, а не связанные - закрытыми. Сумма объемов закрытых и открытых пор характеризует общую или полную пористость породы.

mпп= Vпор/Vп

 

Данные о полной пористости пород используются при интерпретации материалов ГИС.

Открытая пористость соответственно характеризуется коэффициентом открытой пористости

mоп= Vопор/Vп                               (1)

 

Эффективная пористость характеризует объем каналов фильтрации, в которых  осуществляется движение жидкости при градиентах давления, соответствующих природным условиям.

 

mэф= Vэпор/Vп                            (2)

 

Чаще всего она определяется с учетом объема связанной (остаточной) воды, т.е.

mэф= 1- Vов/Vп                            (3)

 

Это понятие весьма условно и трактуется разными авторами по разному, равно как и понятие динамической пористости при существовании в пористой среде двух- и трехфазных систем. Например, нефтенасыщенный коллектор характеризуется динамической пористостью равной

 

mдин= 1- Vов/Vп - Vон/Vп                      (4)

 

 

Лабораторные методы определение пористости

 

Если объем минеральной части образца породы обозначить через Vм, то выражение (1) примет вид:

mпп= 1- Vмин/Vп                          (5)

 

Выразив объемы Vмин и Vп через их массу и плотность, получим

 

mпп= 1- п/мин                               (6)

 

Из (5) и (6) видно, что коэффициент полной пористости породы можно определить, если известны объем образца и объем минеральной части, или объем образца и объем пор, или плотность породы и слагающих ее минеральных частиц.

Для определения объема образца может быть применено несколько способов. Один из них основан на измерении вытесненного объема жидкости при погружении в нее образца. При этом жидкость не должна проникать в поры образца. В качестве такой жидкости используется ртуть. Метод имеет многочисленные недостатки, среди которых основными являются токсичность и невозможность контролировать отсутствие воздуха на поверхности образца, погруженного в ртуть. Наиболее распространенным является метод насыщения образца керосином и взвешивание его в воздухе и в керосине. В этом случае объем образца равен:

 

Vп=(Рвк)/к                                (7)

 

Следующий способ основан на покрытии поверхности образца, например, парафином и погружении в жидкость. По точности этот метод не превосходит метод насыщения, а трудоемкость его значительно выше. Поэтому он не нашел широкого применения.

Для образцов правильной геометрической формы (чаще всего цилиндрической) возможно вычисление его объема по замерам геометрических размеров. Точность  этого способа меньше за счет отклонений реальной формы от геометрической.

Методы оценки объема образца с использованием насыщения пригодны для пород порового типа и не приемлемы для кавернозных пород, т.к. насыщающие жидкости вытекают из поверхностных каверн. В этом случае прибегают к изоляции  поверхности пленкой или заполнению каверн пористой средой и тогда становится возможной оценка кавернозности пород.

Определение объема пор сводится к измерению объема жидкости, проникшей в образец при его насыщении под вакуумом, или к измерению объема минеральной части образца в случае измерения пористости по газу. Понятно, что в этих случаях определяется открытая пористость.

Для определения объема твердой фазы породы также существует несколько способов. Один из них - объемометрический - основан на использовании закона Бойля-Мариотта. Очищенный и высушенный образец помещают в камеру известного объема, после чего в системе прибора изменяют давление и по полученным данным подсчитывают объем минеральных частиц. Этот способ используется при оценке открытой пористости по газу с применением точного калиброванного оборудования.

 

Оценка кавернозности карбонатных пород

 

Существует несколько методов оценки кавернозности пород. Все они сводятся к устранению влияния объема поверхностных каверн на точность измерения объема пор. Все дальнейшие операции такие же как при определении пористости пород порового типа. Наиболее простой способ заключается в изоляции поверхности пленкой и определении объема поверхностных каверн. Далее, полагая, что образец изотропен в отношении каверн, а также, что остаточная вода содержится только в тонких каналах фильтрации и отсутствует в кавернах, можно рассчитать долю каверн в объеме порового пространства как:

 

(Vкав/Vпустот)=(Ков*-Ков)/Ков*                    ,(8)

 

где Ков* - коэффициент остаточной водонасыщенности пористой матрицы

Ков - коэффициент остаточной водонасыщенности образца кавернозно-пористой породы.

Другой способ заключается в заполнении поверхностных каверн составом с известной пористостью, определении объема этого наполнителя и расчете доли каверн в объеме пустот.

 

Структура порового пространства

 

У различных типов пород различные по происхождению поры находятся в неодинаковых соотношениях в поровом пространстве. Они неодинакого распределяются и в объеме пород. Отсюда возникает представление о специфической структуре поровых пространств.

У трещинно-кавернозных известняков и доломитов, например, между кристаллами под микроскопом видны первичные микропоры, равномерно распределенные по объему. Их суммарный объем составляет относительно небольшую часть объема всех пустот. Вторичные поры этих пород - трещины и каверны, видимые невооруженным глазом, имеют субкапиллярные, капиллярные и сверхкапиллярные размеры. Часто каверны резко отличны по эффективным диаметрам, иногда запечатаны вторичным кальцитом, неравномерно распределены по объему отдельных разностей пород. Их общий объем нередко составляет значительную долю порового пространства. Различны раскрытость и длина трещин, их взаимное расположение. Доля их в объеме порового пространства, как правило, невелика, но влияние на проницаемость они оказывают существенное. Причем, чем ниже проницаемость матрицы пород, тем более существенную роль в проводимости пористых сред играет их трещиноватость.

Структура поровых пространств обломочных пород намного проще. Однако и в этом случае разные по типу породы сильно различаются по характеру строения порового пространства.

Размеры каналов фильтрации (эквивалентный радиус) в породах порового типа месторождений Удмуртии изменяются от 1 до 150-200 мкм и в среднем составляет от 5 до 20 мкм. С увеличением размеров каналов фильтрации проницаемости пористых сред возрастает. Размеры каверн в образцах керна достигают нескольких сантиметров.

Строение порового пространства изучают в шлифах под микроскопом и методами лабораторных исследований с помощью капилляриметров с полупроницаемой мембраной или ртутных порозиметров. По результатам этих исследований получают распределение размеров каналов фильтрации, определяют диапазон изменения и среднее значение эквивалентного радиуса каналов, коэффициент неоднородности и прочее. С ростом неоднородности коэффициент, характеризующий ее, возрастает. Установлено, что неоднородность пористых сред по размерам каналов фильтрации увеличивается по мере улучшения коллекторских свойств пород.

Средний эквивалентный радиус каналов фильтрации определяется как

Rср=S(Ri ср * Wi)/SWi  ,                       (9)

где Ri ср=(Ri+ Ri+1)/2  - средний радиус в интервале изменения капиллярного давления от Ркi до Ркi+1.

Wi = (Кi-Ki+1)/(Ri-Ri+1)  - плотность вероятности в этом интервале изменения радиусов.

Коллекторские свойства в определенной мере отражают структурные особенности пористой среды. В частности, считается, что параметр Формула 1 пропорционален среднему эквивалентному радиусу поровых каналов. Зависимости между этими величинами для терригенных

Формула 2

и карбонатных

Формула 3

пород месторождений Удмуртии и Пермской области существенно отличаются. Во всем диапазоне изменения фильтрационно-емкостных характеристик пород средние эквивалентные радиусы поровых каналов в карбонатах в 1,2-1,6 раза выше, чем в терригенных.

 

 

Проницаемость горных пород

 

Свойство пород проводить жидкости и газы при перепаде давления называется проницаемостью. Различают проницаемость абсолютную и эффективную. Абсолютная проницаемость - проницаемость породы по отношению к сухому инертному газу или однокомпонентной неактивнной  жидкости. Эффективная проницаемость наряду с физическими свойствами породы отражает физико-химические явления на границах раздела фаз. Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение проницаемости среды для какой-либо фазы изменяющегося объема к абсолютной или эффективной проницаемости. Таким образом, относительная проницаемость  является функцией насыщенности пористой среды.

Количественно проницаемость горных пород может быть определена из закона линейной фильтрации Дарси:

 

Q=-(kF/ )(dр/dl) ,                         (10)

 

где Q - расход жидкости за 1 сек через сечение площадью 1 см2;

 - динамическая вязкость жидкости, дин*с/см2;

dр/dl - градиент давления, дин/см3;

k - коэффициент проницаемости, см2.

На практике проницаемость характеризуют мкм2 или внесистемными единицами измерения Дарси.

1 мкм2=0.98*Д

Абсолютная проницаемость нефтесодержащих пород на месторождениях Удмуртии достигает 5-6 мкм2, а в Западной Сибири встречаются уникальные терригенные коллектора с проницаемостью более 30 мкм2.

 

Линейный закон фильтрации

 

При ламинарном течении жидкостей и газов в каналах фильтрации в соответствии с законом Дарси их расход в общем виде описывается уравнением (10). При фильтрации газа расход является величиной переменной, т.к. по мере движения по направлению падения давления объем газа увеличивается. Если процесс расширения его происходит изотермически, то

Q =-(kF/)(p/ро)*(dр/dl)                      (11)

 

Разделяя переменные и интегрируя (10) по dp в пределах от р1 до р2  и

по dl от 0 до l, получим

Qо= kF(p12-p22)/(2pоl)                         (12)

 

где Qо - расход газа при атмосферном давлении pо.

 

Отсюда

kFP/l = 2Qоpо/(p1+p2)                    (13)

 

Формулы (10) и (13) дают линейную зависимость между расходом Q и перепадом давления. При этом коэффициент проницаемости равен tg угла наклона полученной прямой. 

При исследованиях фильтрации газа в пористой среде необходимо иметь в виду, что нарушение линейного закона фильтрации может происходить не только при очень больших расходах и перепадах давления, но и при давлениях значительно ниже атмосферного, при которых происходит кнудсеновское течение газов. Под кнудсеновским режимом течения газов в пористой среде понимается такое течение, при котором столкновение молекул газа друг с другом крайне редки по сравнению с ударами о стенки каналов. В отличие от линейного закона фильтрации в кнудсеновской области расход газа не зависит от среднего давления и пропорционален перепаду давления.

При разработке нефтяных пластов все процессы протекают при давлениях значительно  превышающих атмосферное. Нарушение линейного закона фильтрации в этом случае происходит при скоростях фильтрации превышающих критические. Для этого пользуются параметром Рейнольдса, который определяется выражением:

Re = vd/   ,

где v - скорость движения жидкости;

d - средний диаметр каналов фильтрации;

 - кинематическая вязкость жидкости.

 

Экспериментальные исследования показали, что линейный закон фильтрации в пористых средах нарушается при Re>0,3.

 

Аппаратура для измерения проницаемости

 

Среди существующих аппаратов для измерения абсолютной проницаемости образцов пород имеются основанные на измерении расхода газа при его стационарной и нестационарной фильтрации. В последнем случае расчеты более трудоемки,  что сдерживало распространение метода в эпоху, предшесвовавшую внедрению компьютерных технологий.

Для измерения фазовых проницаемостей пористых сред для пластовых жидкостей созданы установки и кернодержатели, позволяющие проводить исследования при высоких давлениях и температурах.

 

Влияние изменения давления на проницаемость пород

 

Изменение проницаемости пород в зависимости от горного и пластового давления тесно связано с гранулометрическим и минералогическим составом пород.  Так изменение глинистости от 0.3 до 1.7% приводит к снижению проницаемости терригенных пород при воздействии внешнего давления в 500 кгс/см2 соответственно с 15 до 70%.

При разработке нефтяных залежей процесс может сопровождаться падением пластового давления. При этом проницаемость пород также уменьшается. Характер и величина этих изменений связаны с сжимаемостью конкретных пород и требуют экспериментальных исследований для условий конретного региона. В общем виде такая зависимость описывается уравнением:

k=kо exp(-aP)

где a- коэффициент, характеризующий влияние сжимаемости пород на проницаемость (устанавливается опытным путем)

P - разность между начальным и текущим давлением в пласте.

  

Связь проницаемости с другими параметрами

 

При анализе результатов измерений петрофизических характеристик пород исследователи первым делом начали использовать зависимости между пористостью и проницаемостью. Однако, если для терригенных коллекторов в такого рода зависимостях еще есть какой-то физический смысл, связанный с размерами и отсортированностью обломочных частиц, слагающих породу, то для карбонатных пород такой смысл напрочь отсутствует. 

Например на месторождениях Удмуртии встречаются практически непроницаемые доломиты и доломитизированные известняки с пористостью более 30%. В тоже время при такой пористости проницаемость может достигать 3-5 мкм2 и более. Поэтому зависимости между пористостью и проницаемостью в настоящее время являются своего рода атавизмом в науке о коллекторах и на них не стоит обращать внимание. Гораздо важнее установить зависимость проницаемости от структурных параметров пористой среды, таких как размеры и структура каналов фильтрации, величина и смачиваемость поверхности, а также от свойств пластовых жидкостей. Тем более, что этим же определяется и полнота вытеснения нефти из пласта и, в конечном счете, эффективность разработки. Практическое значение имеют зависимости между проницаемостью и параметром насыщения, характеризующим соотношение объемов нефти и воды в пористой среде.  При отсутствии прямых гидродинамических исследований в скважинах такие зависимости позволяют с достаточной для практики точностью оценить проницаемость пород, залегающих выше переходной зоны пласта, по результатам интерпретации материалов ГИС. Сопоставляя полученные цифры с результатами гидродинамических исследований скважин, можно оценить точность метода и, если она удовлетворяет требованиям, составить представление о строении коллектора и на этой основе осуществлять прогноз и регулирование разработки объекта исследований.

Неоднородность коллекторов по проницаемости является важной характеристикой объекта разработки. Знание изменчивости проницаемости в пределах продуктивного пласта имеет решающее значение при регулировании разработки и принятии решений связанных с применением третичных методов повышения нефтеотдачи. Современные компьютерные технологии позволяют смоделировать весь процесс разработки при наличии знаний о геологическом строении объекта.

Современные приборы, созданные в США и Западной Европе позволяют существенно облегчить лабораторные работы по изучению коллекторских свойств пород. Все они связаны с компьютерными технологиями обработки и хранения информации. В России в этом плане наблюдается значительное отставание. Правда в последнее время созданы некоторые приборы, аналогичные иностранным, но они все же уступают последним и по дизайну и по своим утилитарным возможностям.