3. Виды и уровни неоднородности горных пород.

Фазовая неоднородность (представлена тремя фазами – твердой, жидкой, газообразной, или двумя – твердой, жидкой или твердой, газообразной) породы предполагает наличие границ раздела между обособленными объемами, занимаемыми каж­дой фазой. Молекулы каждой фазы, расположенные в приграничной области, толщина которой оценивается примерно как утроенный ра­диус сил молекулярного взаимодействия, образуют пограничные слои со свойствами, отличными от свойств граничащих фаз. При неболь­шой площади поверхности раздела фаз доля пограничного слоя в объеме породы пренебрежимо мала. С ростом пло­щади поверхности раздела возрастает доля объема, занимаемого пограничным слоем, и соответственно вклад его в интегральное зна­чение изучаемого параметра, так что пренебрегать наличием погра­ничного слоя уже нельзя. Примером фазовой неоднородности может служить водоносный неглинистый коллектор, в котором твердая фаза минерального скелета и свободная вода в порах занимают обособлен­ные объемы, разделенные поверхностью с малой площадью. С появ­лением глинистой компоненты в минеральном скелете возрастает площадь поверхности раздела, и доля физически связанной воды, рас­положенной в приграничном слое, становится заметной.

Компонентная неоднородность каждая фаза представлена одним, двумя или несколькими минералами (твердая фаза), жидкостями (жидкая фаза), газами (газообразная фаза).

Структурно - текстурная неоднородность характеризует образование, состоящее из двух или более различных пород, чередующихся в объеме изучаемого геологического объекта – образцы породы, пласта и т.д. Примерами являются раз­новидности глинистого песчаника, содержащие глинистый матери­ал, распределенный по объему в виде прослоев, чередующихся с про­слоями песчаника, линзочек или гнездовидных включений.

Масштабы неоднородностей зависят от их генезиса, и образуют раз­личные уровни неоднородности. Составные части породы и их примерные размеры, мкм

Атомы, ионы 0,5 • 10^-4— 2 • 10^-4

Молекулы 10^-4 — 10^-3

Моно- и полимолекулярные слои (толщина) 10^-4— 10^-1

Поры, заполненные жидкостью, газом 10^-4— 10³

Зерна твердого скелета 10^-3— 10⁵

Полости выщелачивания 10²— 10⁷

Прослои, линзы, включения 10³— 10⁷

4. Фильтрационно-емкостные параметры горных пород: цели и задачи исследования, связь с другими физическими свойствами.

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) определяют способность горных пород вмещать (пористость) и фильтровать (проницаемость) флюиды.

Фильтрационно-емкостные свойства
Фильтрационные свойства:	Емкостные свойства:
Проницаемость	Пористость
КПР – к-т проницаемости	КП – к-т пористости – показывает долю пустот в объеме горной породы КП= - объем пустот/объем породы

Проницаемость -это свойство горных пород-коллекторов пропускать через себя флюиды при наличии градиента давления. Почти все осадочные породы с первичной пористостью обладают проницаемостью. Лучшую проницаемость имеют грубообломочные породы (пески, песчаники, алевролиты).

Тонкодисперсные породы (глины, аргиллиты, тонкокристаллические известняки и т. п.) имеют весьма тонкие капилляры и поэтому практически непроницаемы. Такие породы часто служат экранами нефти и газа. Однако при появлении трещиноватости проницаемость этих пород значительно возрастает. Магматические и метаморфические породы с низкой первичной пористостью также обладают очень низкой проницаемостью, не имеющей практического значения. Исключение составляют вулканагеннообломочные (эффузивные) породы. Однако в массивах, сложенных магматическими и метаморфическими породами, в зонах развития трещиноватости и в коре выветривания могут встречаться также проницаемые разности, в которых наблюдается интенсивная фильтрация природных флюидов. Эти породы -наименее изученные в настоящее время, фактические данные по ним практически отсутствуют.

Абсолютная проницаемость - Проницаемость образца керна, насыщенного одним флюидом (водой или нефтью), инертным по отношению к породе, зависит целиком и полностью от свойств породы, а не от насыщающего флюида. Как правило, абсолютной проницаемостью называют проницаемость керна по гептану.

Газопроницаемость (Проницаемость по воздуху, гелию, азоту и т.д) - проницаемость образца керна при пропускании через него газа, зависит от давления. При высоких давлениях газопроницаемость приближается к значению абсолютной проницаемости, при низких - иногда значительно (на 50% и более) превышает её, что происходит из-за эффекта Клинкенберга - проскальзывания газа при низких давлениях.

Эффективная (фазовая) проницаемость - Проницаемость породы для отдельно взятого флюида (K_o, K_w), при числе присутствующих в породе фаз, большим единицы. Эффективная проницаемость зависит от флюидонасыщения (степени насыщенности флюидов и их физико-химических свойств).

Эффективная газопроницаемостьКак правило под эффективной газопроницаемостью понимают газопроницаемость породы при остаточной флюидонасыщенности (водонасыщенности). Определяется на образцах с остаточной водонасыщенностью также как и обычная газопроницаемость, с одним условием - при определении должны поддерживаться такие перепады давления, при которых не происходит вытеснения остаточного флюида.

Относительная проницаемость

Отношение эффективной проницаемости (K_o, K_w) к абсолютной (K_oSwir). K_ro = K_o / K_oSwir K_rw = K_w / K_oSwir

Источники данных о проницаемости:

• гидродинамические исследования, данные эксплуатации,

• лабораторные исследования на образцах пористой среды (керна), в условиях максимально приближённых к пластовым,

• использование данных о схожем пласте,

• математические модели (эмпирические зависимости),

• корреляционные зависимости по данным ГИС.

Лабораторные методы определения проницаемости

Проницаемость породы определяется при фильтрации флюидов через керн. Для оценки пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации флюида в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости: V = Q / F = K × ΔP / μ × L K = Q × μ × L / ΔP × F, где

• V - скорость линейной фильтрации (см/с),

• Q - объёмный расход флюида (см³/с),

• μ - вязкость флюида (сП),

• ΔP - перепад давления (атм),

• F - площадь фильтрации (см²),

• L - длина образца (см),

• K - проницаемость (Д).

Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Различают полную и открытую пористость. Полная - определяется объемом всех пор в породе, открытая – сообщающихся между собой. В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца породы – коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует емкостные свойства пород – коллекторов. Расчет его производится по следующей формуле:

Кп = Vпор/ Vобр

Кп = Vпор/ Vобр 100% , где Кп – коэффициент пористости; Vпор – объем сообщающихся полостей; Vобр – объем образца породы, см3

Значение коэффициента пористости зависит от размера и формы зерен, степени их отсортированности и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации. Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор – 0,508-2 мм; капиллярные - 0,0002 - 0,508 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 мм. Движение нефти и газа в сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных – при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных – движение жидкости практически невозможно. Породы с субкапиллярными порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки. В зависимости от характера полостей выделяют три типа коллектора: поровый, каверновый, трещинный. Поровые коллекторы образованы межзерновой пористостью в терригенных и карбонатных породах. Каверновые характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются преимущественно в карбонатных породах и терригенных с карбонатным цементом. Они в чистом виде встречается редко и отмечены на больших глубинах в плотных карбонатных породах, песчаниках, хрупких сланцах, метаморфизованных и изверженных породах. Чаще можно видеть карбонатные коллекторы смешанного типа – порово-каверново-трещинные. В их формировании принимали участие различные процессы: выщелачивание, доломитизация - увеличивающие емкость; перекристаллизация, окремнение, уплотнение – снижающие емкостные свойства коллекторов. В зависимости от преобладания тех или иных полостей и типа коллектора пористость карбонатных пород колеблется от 0,1 до 30%. Для коллекторов с межзерновыми порами она составляет 16 – 20%. В каверновых коллекторах достигает 30% и выше. Емкость трещинных коллекторов чрезвычайно мала и составляет всего 0,1 – 3%.

формулы эффективной, открытой, динамической пористости, см. лекции.