6. Уровни неоднородности.

7. Глинистость горных пород это их свойство содержать частицы с dэф<0,01 мм (<10 мкм), Глинистые частицы являются обломками глинистых минералов групп каолинита, монтмориллонита, гидрослюды (иллита), обломками кварца, полевых шпатов, слюдистых и тяжелых минералов и содержат примеси лимонита, гематита, карбонатов, сульфатов (гипс), сульфидов (пирит, марказит) минералов. Специфические особенности глинистых минералов. Строение - изометрично пластинчатое, цепочно – ленточное, трубчатое;Высокая дисперсность;Большая удельная поверхность; Способность к поверхностной диссоциации;Способность к изоморфным замещениям;Способность к преобразованию; Глинистость пород влияет на пористость;проницаемость;остаточную водо- и нефтенасыщенность;диффузионно-адсорбционную активность; поверхностную электропроводность;иэлектрическую проницаемость;во многом определяет радиоактивные и нейтронные свойства пород.Слоистая глинист ηгл=χгл(1-Kп гл)/χгл+Kп п(1-χгл) Относительная глинистость.ηгл=Kгл/(Kгл+Kп) Массовая глинистость. Сгл= m/mтф Объемная глинистость.Kгл=Cгл(δск/δгл)(1-Kп)

8. Цемент горных пород. 1. По минеральному составу цементы бывают глинистыми,карбонатными (кальцитовыми, доломитовыми, сидерито-выми), кремнистыми (опаловыми, халцедоновыми, кварце-выми), сульфатными (гипсовыми, ангидритовыми), желези-стыми (лимонитовыми, марказитовыми, пиритовыми), фос-фатными и др. (моно и поли минеральные)

2.По количественному соотношению и частично харак-теру взаимного расположения зерен:базальном типе ((35-50 %),отдельные зерна отделены друг от друга цемен-том, как бы плавают в нем), порового цемента ((20-40%) форменные элементы соприкасаются друг с другом, а про-странство между ними заполняется цементом), пленочным(со всех сторон «по контуру» окружены веществом цемента и сама цементация породы происходит в зонах контактов этих корок или каемок), контактном цементе (зерна связываются друг с другом лишь в точках со-прикосновения).

3. Структура: аморфными(опаловый), тонкоагрегатными (глинистый, халцедоновый),кристаллическими (карбонатный, сульфатный).

4. По характеру взаимодействия зерен и цемента можно выделить корродирующий и корковый цемент

5. По времени образования цементы могут быть первичными, образующимися на стадии седиментации одновре-менно с цементируемыми фрагментами, и вторичными, образовавшимися после седиментации.

9. Удельная поверхность горных пород и емкость катионного обмена Под удельной поверхностью пористой среды понимают полную поверхность твердых частиц, образующих твердую фазу этой среды, или полную поверхность поровых каналов среды, отнесенную к единице массы твердой фазы или к единице объема пористой среды.

Удельная поверхность (см2/см3, см3/г)

Объемная Sv (Sпорvc/Vc); Массовая Sm (Sпорmc/mс)

Sv=Sm*bтв*(1-Кп)

Удельная поверхность зависит

1)размеров

2)формы

3)минер.состава

Удельная поверхность увеличивается с увеличением дисперсности.

Методы определения удельной поверхности:

-метод Козени-Кармана (Кп и Кпр)

-по изотермам адсобции газов/паров воды

-метод фильтрации разреженного газа

-по теплоте смачивания

-по данным капиллярной конденсации

-по гранулометрическому составу

-оптический или визуальный, по шлифам

Виды удельной поверхности (по способу определения)

-Адсорбционные

-фильтрационные

-по данным гранулометрического анализа

1)Адсорбционные

Sm=amN*c

am- емкость монослоя адсорбата

N-число Авагадра

С-посадочная площадка (омега )

2) Фильтрационные

Sv=c

10. Происхождение пор; виды пористости, взаимосвязь пор. Пористостью называется совокупность, пространств между твердой фазой абсолютно сухой породы. Поры подразделяются по происхождению на первичные и вторичные. Первичные поры формируются при образовании пород. Изменение горных пород, происходящее после их образования (в результате уплотнения, цементации, метаморфизации), приводит к изменению объема и формы пор. При этом объем первичных пор может сокращаться. Наряду с уменьшением объема первичных в породе образуются новые - вторичные - поры. Возникновение вторичных пор является следствием выщелачивания, деформации под давлением (тектонических процессов), кристаллизации, перекристаллизации, дегидратации, доломитизации, выветривания и биохимических процессов. При выщелачивании возникают поры растворения, или карстовые (рис. 1, д). Они наблюдаются чаще всего в известняках, доломитах и гипсах; образование их является следствием движения вод, насыщенных угольной пли серной кислотами, в первичных или вторичных (трещинах) порах этих пород. Из известняков вода удаляет часть кальцита, а из доломитов оолиты карбоната кальция, в связи с чем образуются закарстованные и мучнистые известняки и доломиты.

Деформация под давлением (тектонические процессы) ведет к образованию серии трещин у пород с жесткой связью (плотных песчаников и карбонатов, гипсов и магматических пород). Поры могут быть взаимосвязанными - открытыми (поры сообщаются друг с другом) и изолированными - закрытыми (поры по сообщаются между собой).

Открытыми порами слагается открытая, а закрытыми закрытая, или изолированная, часть порового пространства породы. Общая пористость породы равна суммарному объему открытых и закрытых пор. Виды-общая, открытая,эффективн, динамическая

11. Форма пор; размер пор. По форме поры бывают: близкими к ромбоидальным; близкими к тетраэдрическим; щелевидными; каверновидными; ячеистыми; трещиновидными; пузырчатыми; каналовидными; соответствующими по форме зернам кристаллической породы. По размеру поры классифицируют на: сверхкапиллярпые(б 0,1 мм капиллярные; 0,0002 до 0,1 мм субкапил. менее 0,0002 мм

12. Количественные характеристики пористости. . Количественно объем всех видов пор и полостей в горных породах принято оценивать коэффициентом пористости: Кп=Vп/V, где Vп – объем полостей, заключенных в породе, V – объем породы. В общем случае: Кп=(Vп.мз+Vт+Vкав)/V=Кп.мз+Кт+Ккав, где V.. – объемы межзерновых пор, трещин и каверн.

Коэффициент общей пористости оценивается как объем всех полостей, как сообщающихся м/у собой, так и нет. Количественно ее рассчитывают по соотношению плотностей сухой породы и минеральных зерен: Кп=(V-Vп)/V=1-п.с./тв, где V – объем твердой фазы в породе, п.с. и тв – плотности сухой ненарушенной породы и твердой фазы. Это Ур-ие используется при лабораторном способе определения коэффициента общей пористости образцов (Мельчер).

Коэффициентом открытой пористости оценивается объем пор, сообщающихся между собой в породе и с окружающей средой. Кп.о.=Vп.о./V, где Vп.о. – объем пор, заполненных керосином (Преображенский).

Для низкоглинистых высокопористых и рыхлых пород общая и открытая пористости отличаются незначительно, для пород с субкапиллярными порами различие может быть существенным.

Коэффициент эффективной пористости характеризует полезную емкость породы для УВ и представляет собой объем открытых пор за исключением объема, заполненного физически связанной и каппилярно-удержанной пластовой водой: Кп.эф.=(Vп.о.-Vв.св)/V=Кп.о.(1-Кв.св), где Vв.св – объем связанной воды, Кв.св. – коэффициент водонасыщения, определяющий содержание связанной воды в единице объема пор. Достоверность Кп.эф. будет зависеть от точности определения количества связанной воды в породе (Кв.св).

Коэффициент динамической пористости показывает, в какой части объема породы при заданном градиенте давления может наблюдаться движение жидкости или газа. Кп.д.=(Vп.о.-Vв.св.-Vн.о)/V=(Vп.эф.-Vн.о)/V=Кп.о.(1-Кв.о.-Кн.о.), где Vн.о. – объем пор, в которых остался керосин после его вытеснения из породы другим флюидом. Кп.д. зависит не только от свойств породы, но и от величины приложенного градиента давления и времени вытеснения. Последние годы выделяется путем наблюдений в скв. за проникновением р/а изотопов в пласт с целью выделения проницаемых пластов.

Кп>Кп.о>Кп.эф>Кп.д

Коэффициент пористости находится в прямой зависимости от коэффициента отсортированности коллектора. Пористость с глубиной уменьшается за счет уплотнения под действием давления вышележащих слоев. При выносе керна на поверхность происходит снижение давления и температуры, что приводит к увеличению коэффициента пористости, поэтому истинное значение Кп можно воспроизвести моделируя условия естественного залегания. Пористость определяют по геофизическим параметрам с использованием зависимостей, установленных в лабораторных условиях.

Для многих коллекторов существует связь между пористостью и глинистостью. В области низких значений глинистости (Сгл<20%) Кп часто уменьшается за счет заполнения порового пространства м/у зернами породы. В области высоких значений (Сгл>80%) зависимость носит обратный характер, т.е. с увеличением глинистости увеличивается пористость.

13. Способы определения пористости. Емкостное пространство горной породы, образованное сообщаю­щимися между собой порами, трещинами и кавернами, является весь­ма сложным по своему строению и состоит из сочетания емкостей разных форм и размеров. Структура емкостного пространства изучаемой породы характе­ризуется распределением пор по размерам. Существуют прямые и косвенные методы изучения структуры емкостного пространства. К прямым методам относятся оптические, например, исследование микрофотографий шлифов и с помощью электронной микроскопии, к косвенным — капиллярные методы. Оптические методы характеризуют распределение пор на плос­кости, и требуются многократные исследования на параллельных плоскостях для представления об изменении пор в объеме. Метод ок­рашенных шлифов наиболее широко применяется при изучении структуры пор трещиноватых и трещиновато-кавернозных пород на больших шлифах. Капиллярные методы характеризуют структуру емкостного про­странства в объеме, но они, как правило, не могут быть использованы для изучения трещиновато-кавернозных пород. Известны три разновидности капиллярных методов: 1) полупроницаемой мембраны; 2) ртутной порометрии; 3) капиллярной пропит­ки. Эти методы основаны на применении уравнения Лапласа для ка­пиллярного давления в круглом цилиндрическом капилляре для оцен­ки эффективного диаметра пор dэф=4cos/Рк, где  — поверхностное натяжение, Н/м; Рк — капиллярное давление, -Па;  — краевой угол смачиваемости, В методе полупроницаемой мембраны из водонасыщенного образца, установленного на водонасыщенной искусственной мембране размером пор 2•10-6 м, азотом вытесняют воду и строят зависимость величины водонасыщенности образца от величины ка­пиллярного давления. По формуле вычисляют эффективные ди­аметры пор, соответствующие каждому Рк, а по изменению водона­сыщенности — относительное содержание этих пор в объеме породы. Строят график распределения пор в образце по их размерам. =0 из условий абсолютной смачиваемости водой кварцевого капиляра.  - граница раздела вода-воздух. Длительность опыта при исследовании 1 образца – 30 суток. В методе ртутной порометрии в вакуумированный об­разец нагнетают ртуть. Чем меньше диаметр пор, тем большее дав­ление нужно приложить для преодоления капиллярных сил. Строят зависимость Рк от насыщенности образца ртутью, затем — кривую распределения пор. Краевой угол  обычно принимают равным 140 из условий несма­чивания ртути кварцевого капилляра.  - граница раздела ртуть-воздух. К недостаткам метода можно отнести слабую изученность зави­симости  от влажности и литологии пород и невозможность исполь­зовать образец для повторных или последующих исследований. Несколько часов. Диапазон пор (0,01-100)*10-6 К недостаткам метода можно отнести слабую изученность зави­симости 6 от влажности и литологии пород и невозможность исполь­зовать образец для повторных или последующих исследований. В методе капиллярной пропитки, или люминесцентно-фотометрическом методе, смачивающая люминесцирующая в ультрафиолетовом свете жидкость под воздействием капиллярных сил впитывается образцом. С помощью автоматической фотометрической установки наблюдают за измене­нием окраски верхнего торца образца под влиянием впитывающейся жидкости. Дополнительное изучение извилистости поровых каналов элект­рическими методами позволяет в этом методе отойти от моделирова­ния порового пространства пучком параллельных цилиндрических капилляров. Однако этот метод, так же как и другие методы, осно­ванные на использовании люминесцирующих жидкостей для изуче­ния структуры порового пространства (метод смесимого вытеснения, по Л,М. Марморштейну), пока не получили распространения. Кривые капиллярного давления, выражающие зависимость капиллярного давления (Рк) от водонасыщенности (Кв), отражают особенности распределения в пустотном пространстве породы-коллектора связанной и подвижной фаз и позволяют определять области совместного течения смачиваемой и несмачиваемой жидкостей. Для получения качественной капиллярной кривой интервал изменения капиллярных давлений должен быть достаточно широким, соответствующим условиям залегания реальных пластов с высотой нефтенасыщенной части до 200-250 м.

14. Структура порового пространства. У типов (пески, песчаники, алевролиты, известняки, граниты, габбро и т. д.) и групп

(песчаные, алевролитовые, глинистые, кислые, средние, основные, ультраосновные и т. д.)

пород разные (по происхождению, форме, размерам, внутренней связи) поры находятся в

неодинаковых соотношениях в поровом пространстве; они неодинаково распределяются и в объеме пород. Отсюда возникает представление о специфической форме (структуре)

поровых пространств.

У трещинно-кавернозньгх известняков и доломитов, например, между кристалликами

твердого компонента под микроскопом видны первичные микропоры, равномерно

распределенные по его объему; их суммарный объем составляет относительно небольшую

часть объема всех пор. Вторичные поры этих пород — трещины и каверны (видимые и

невидимые невооруженным глазом) имеют субкапиллярные, капиллярные и

сверхкапиллярные размеры. Часто каверны резко отличны по эффективным диаметрам,

закрыты или открыты, неравномерно распределены по объему отдельных разностей пород;

их общий объем нередко составляет значительную долю порового пространства

рассматриваемых пород. Различны также раскрытость, длина параллельных или

перекрещивающихся трещин; их доля в поровом пространстве невелика.

Струкура поровых пространств обломочных пород с хорошо отсортированными,

окатанными и слабо сцементированными зернами намного проще (рис. 4, а) по сравнению с

описанными выше породами. Однако она далеко не одинакова. По О. А. Черникову и А. И.

Куренкову, размеры пор пласта коллектора Д1 Туймазинского месторождения изменяются от

5 до 50 мкм и в среднем dэф = 13,5 мкм, а для пласта С1 Мухановского месторождения те же

величины варьируют от 5 до 150 мкм и в среднем dэф = 30 мкм. Структура обломочных пород

усложняется при их уплотнении и цементации [например, глиной (см.рис. 4,6)], когда в

породе появляются мелкие, сложные по форме поры.

При этом строение различных глинистых цементирующих минералов далеко не

одинаково. Кристаллы слоистых глинистых минералов с жесткой кристаллической решеткой

(каолинит, диккит и др.) являются гексагональными пластинками с базисным размером от 10

до нескольких сот микрометров и на порядок меньшей толщиной [8]. Упорядоченная

упаковка этих пластинок наблюдается лишь по оси С, а по двум другим она беспорядочна

(рис. 5). Сообщающиеся поры соседних слоев лабиринтооб-разны (рис. 5, а, 2), щелевидные

поры (рис. 5, а, 1) в каждом слое по ширине равны толщине частиц. Вероятны и замкнутые

поры (рис. 5, а, 3). У глинистых минералов с раздвигающейся решеткой (монтмориллонит,

вермикулит) смежные слои менее прочно соединены друг с другом, и молекулы полярных

адсор-батов (например, воды) внедряются между ними и раздвигают их. Поровое

пространство этих минералов образовано первичными щелевидными порами переменной

толщины и вторичными порами — пространствами между пластинчатыми кристаллами.

Неслоистые природные адсорбенты — цеолиты имеют трехмерный алюмосиликатный

каркас, сшитый прочными ковалент-ными связями [8], их поровое пространство сложено

порами в кристаллической структуре, форма и размеры которых определяются характером

кубоктаздров (структурные элементы кристалла), а также типом и локализацией катионов.

У волокнисто-трубчатых глинистых минералов с кристаллами в виде волокон, трубок

или игл форма пор обусловлена формой структурных элементов породы. Кристаллы

галлуазита, например, представляют собой короткие полые трубки. В игольчатых кристаллах

палыгорскита и сепиолита имеются продольные цеолитные каналы сечением соответственно

0,37х0,64 и 0,56х1,10 нм [8]. У всех рассматриваемых минералов вторичные поры

образованы пространством между ними. Размеры и форма вторичных пор зависят от

размеров кристаллов и типа их упаковки. Структура порового пространства отдельных

разностей пород определенных пластов менее различна. Хотя они и не совсем одинаковы по

происхождению, форме, размерам, внутренней связи пор, их объемному соотношению и

распределению, поровые пространства пластов близки по типу.

Структура порового пространства пород распознается визуально и при помощи

микроскопов: световых, электронных, растровых. Ее оценивают и по глинистости пород,

поровому составу, удельной поверхности, среднему эффективному и модальному радиусу

пор, удельному объему всех, а также открытых и эффективных пор.

15. Упругие и неупругие деформации горных пород. Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным. Упругие свойства горных пород совместно  с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин. При снижении пластового давления, объем  жидкости будет увеличиваться, а  объем порового пространства будет уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости будет увеличиваться при уменьшении мощности пласта.

16. Петрофизические связи пористости с физическими свойствами пород. Влияние пористости, трещиноватости и флюидонасыщенности на физические свойства довольно велико в осадочных породах на глу­бинах до 3-5 км, а для магматических и метаморфических пород -только в приповерхностных условиях. Пористость зависит от лито-логического состава горных пород, а трещиноватость в большей ме­ре контролируется тектоническими факторами. У них различна гео­метрия нарушений структуры породы, но воздействие их на свойст­ва горных пород имеет во многом общие черты.

Пористость и трещиноватость ведут к уменьшению плотности, пропорциональному общей пористости Кп = Vn/V (отношению объе­ма порового пространства к объему образца или определенной части массива); для сухих пород, когда поры не содержат жидкости, это уменьшение плотности ас по отношению к минеральной плотности ам твердой фазы составляет (σс - σм)/ σм = Кп. Для осадочных пород эта величина может достигать 0,2-0,4. Но поры в естественном зале­гании редко остаются без жидкого заполнения, так что реальное уменьшение для а не так велико: (σм - σ)/ σм = Кп(σм - σж)/ σм » 0.6Кп. Примерно в таком же отношении уменьшаются и скорости распро­странения упругих волн, но этот вопрос сложнее: важны геометрия пор, скелета, степень связности пор.

Влияние трещиноватости на скорости сейсмических волн требует специального изучения; обобщенные оценки, как в случае плотно­сти, недостаточны.

Пористость существенно меняет зависимость плотности и упру­гих свойств от давления: коэффициенты р = дσ/дРσ и р\ = dv/dPv при малых давлениях довольно велики, а затем нелинейно умень­шаются с ростом давления по мере закрытия пор.

Ведущим фактором, определяющим электропроводность горных пород, является состав флюидов в порах, конкретно - электропро­водность поровых вод, зависящая от их минерализации. Этот фактор настолько сильный, что удельное сопротивление осадочных пород часто не зависит от состава скелета, определяясь исключительно со­ставом и концентрацией флюидов

17. Влажность, влагоемкость. Свободная и связанная вода. Содержание воды в горных породах определяется их влажностью. Способность же

пород в зависимости от их свойств и термобарических условий удерживать то или иное

количество влаги называется влагоемкостью. Так как с ростом влажности пород изменяются

не только их свойства, но и свойства удержанной воды, причем ступенчато, можно выделить

гигроскопическую, максимальную адсорбционную, максимальную гигроскопическую,

подвешенную, капиллярную и полную влагоемко-сти; им соответствуют не только

определенные количества, но и характеристики воды, в частности подвижность.

СВОБОДНАЯ ВОДА подземная вода, содержащаяся в горных породах и находящаяся под влиянием капиллярных и гравитационных сил. Капиллярная вода заполняет капиллярные поры, а при уменьшении влажности — только углы пор в горных породах.

Капиллярная свободная вода, связанная с уровнем грунтовых вод, называется капиллярно-поднятой, в отрыве от него — капиллярно-подвешенной водой. Оба вида капиллярной свободной воды передают гидростатическое давление и перемещаются под действием сил поверхностного натяжения.

СВЯЗАННАЯ ВОДА— часть подземных вод, физически или химически удерживаемая твёрдым веществом горной породы.

Связанная вода в отличие от свободной воды (гравитационной) неподвижна или слабо подвижна. Она подразделяется на воду в твёрдом веществе породы и воду в порах. К связанной воде в твёрдом веществе относится вода, входящая в структуру твёрдого вещества: кристаллизационная, конституционная, цеолитная.

Связанная вода в порах (прочносвязанная и рыхлосвязанная), содержащаяся вместе со свободной водой в порах породы, обволакивает твёрдые частицы (зёрна) породы. Прочносвязанная вода на поверхности горных пород образует два слоя: один сравнительно тонкий слой (толщиной в несколько молекул), прилегающий непосредственно к поверхности частицы, и второй (значительно больший по толщине) — слой рыхлосвязанной воды. Удерживаются эти два вида связанной воды за счёт электростатических сил, возникающих между твёрдой поверхностью частиц и молекулами воды.

18 Двойной электрический слой. Повышенное содержание воды относительно пористости наблюдается также при

заполнении водой трубчатых каналов между структурными единицами сепиолит-

аттапульгит-палыгорскитовых минералов.

При полной и других видах влагоемкости на границах фаз породы протекают

электрохимические реакции, и по обе их стороны создается двойной электрический слой (ДЭС) — особое распределение электрических зарядов в приграничных областях

соприкасающихся фаз пород. При наличии ДЭС каждая фаза имеет объемный заряд и между ними есть разность электрических потенциалов. Достаточно хорошо изучен лишь ДЭС на контакте электролитов с твердым компонентом породы. Этот слой состоит из ионного, адсорбционного и ориентационно-го видов ДЭС.

Виды ДЭС

-ионный вид

-адсорбционный

-ориентированный

Свойство ДЭС

Обладает повышенной плотностью

19. Остаточная вода горных пород Суммарное содержание в породе капиллярно-удержанной и фи­зически связанной воды определяют как остаточную воду, характе­ризуя содержание ее в объеме пор породы коэффициентом ос­таточного водонасыщения:

К, = У,о/У_п (4.6)

где V_{B 0}, V_n — соответственно объемы остаточной воды и пор.

Для определения к_во в практике петрофизических лабораторий применяют несколько способов, которые можно разделить на две группы. К первой относится единственный способ, получивший на­звание прямого метода, или метода Закса, в котором определяют ко­личество воды, содержащейся в образце породы, извлеченном при вскрытии продуктивного коллектора скважиной с нефильтрующей- ся промывочной жидкостью — раствором на нефтяной основе (РНО). При реализации прямого метода необходимым условием является сохранение в образце до эксперимента всех флюидов, заполняющих поры образца в пластовых условиях.

Способы второй группы различаются условиями моделирования остаточной воды в образце. Общим для них является подготовка об­разца к эксперименту путем экстрагирования из образца углеводо­родов и солей, растворенных в пластовой воде, заполнявших поры образца в естественном залегании. Способы второй группы иногда называют косвенными.

20.Методы определения остаточной воды (прямой, косвенные). Определение к_во прямым методом включает следую­щие этапы: 1) изучаемые продуктивные отложения вскрываются скважиной с РНО при сплошном отборе и выносе образцов керна в заданном интервале разреза; 2) образцы после выноса на поверхность немедленно консервируются, в дальнейшем соблюдаются условия для сохранения в образце пластовых флюидов; 3) каждый образец, под­лежащий исследованию, расконсервируют и экстрагируют спирто- бензольной смесью в аппарате Закса, снабженном специальной ло­вушкой для воды, извлекаемой из образца при экстракции; 4) опре­деляют объем V_BO воды, выделенной из образца, а затем, зная объем образца и коэффициент пористости k_w вычисляют V_n и по формуле (4.6) рассчитывают fc_B0.

Прямой метод позволяет установить значение fc_BOnp, характери­зующее продуктивный коллектор в условиях естественного залега­ния. Это значение адекватно рассмотренному выше параметру к_{в 0} при следующих условиях: а) коллектор полностью гидрофильный; б) вся остаточная вода коллектора в пластовых условиях представлена ка­пиллярно-удержанной и физически связанной водой. В действитель­ности эти условия редко соблюдаются. Продуктивный коллектор мо­жет быть частично гидрофобным, что ведет к снижению содержания физически связанной и капиллярной воды в породе, и тогда значе­ние к_{з о пр} будет меньше к_{в о}. При заполнении ловушки углеводорода­ми в процессе формирования залежи нефти или газа в коллекторе может сохраниться известное количество подвижной воды, которая не является капиллярно-удержанной (вода капельная и т.п.); в этом случае к_вопр<к_во. Несмотря на это, прямой метод считается эталон­ным при определении параметра к_{в 0}, поскольку он дает представле­ние о реальных значениях коэффициентов водо-, нефте- и газонасы­щения в пластовых условиях для изучаемого геологического объек­та. Недостатком прямого метода является невозможность использо­вания его для получения представительного массива значений fc_B0, поскольку скважины, бурящиеся с применением РНО и полным от­бором керна, — большая редкость. Поэтому основной объем исследо­ваний на образцах с целью определения к_в0 выполняют косвенными методами.

Перед проведением исследований любым косвенным мето­дом образец породы, извлеченный из скважины при бурении на гли­нистом растворе, содержащий в порах фильтрат промывочной жид­кости и невытесненные пластовые флюиды, экстрагируют в аппара­те Сокслета, используя спиртобензольную смесь, а также дополни­тельно другие органические растворители — хлороформ, толуол. Далее экстрагированный образец высушивают при постоянной тем­пературе, обычно 105 °С.Заметим, что изложенный способ подготов­ки образца к эксперименту тождествен тому, который применяют перед определением коэффициента пористости породы способом на­сыщения (см. разд. 3). Затем образец насыщают водой, используя в зависимости от применяемого варианта косвенного метода модель

пластовой воды или дистиллированную воду. Далее удаляют воду из образца, фиксируя в конце эксперимента содержание в образце ос­таточной воды.

Косвенные методы определения к_во различаются способом уда­ления воды из образца. В лабораторной практике применяют следу­ющие косвенные методы моделирования и определения остаточной воды: капиллярного вытеснения, центрифугирования, сушки при из­менении температуры и с сохранением ее постоянной (изотермичес­кая сушка), влагоемких сред, метод ЯМР. Наиболее широко приме­няют методы капиллярного вытеснения и центрифугирования.

21Петрофизические модели остаточной водонасыщенности, эффективной и динамической пористости. Рассмотрим гранулярный коллектор, который состоит из минераль­ного скелета (матрицы) и емкостного пространства, заполненного во­дой и углеводородами, и глинистой (пелитовой) фракцией. Емкостное пространство полностью водонасыщенного коллектора содержит сво­бодную воду, капиллярно-удержанную и углов пор, физически свя­занную воду. Свободная вода может быть вытеснена и замещена угле­водородами и газом (воздухом). Вода капиллярно-удержанная сохра­няется в субкапиллярах и углах пор породы при вытеснении свобод­ной воды благодаря действию капиллярных сил. Физически связан­ная вода образована полислоями молекул воды и водой гидратирован- ных катионов, энергетически связанных с поверхностью твердой фазы (см. ниже). По величине энергии связи различают прочно- и рыхло- связанную воду. По мнению специалистов, физически связанная вода примерно эквивалентна максимальной гигроскопической влажности.

Вода капиллярно-удержанная, углов пор и физически связанная составляют остаточную воду, содержание которой в объеме пор ха­рактеризуется коэффициентом остаточной водонасыщенности к_в0. При пористости к_п доля объема, которую могут занять углеводороды в гидрофильном коллекторе, (эффективная пористость к_пдф), состав­ляет:

^п эф ⁼ ~ ^в.о) ⁼ ^п Kir

где к_п — открытая (общая) пористость, к_в0 — остаточная водонасы- щенность в долях объема открытых пор, к_нг — предельное значение коэффициента нефтегазонасыщенности.

Даже при наличии незначительного количества пелитового мате­риала отмечается тесная связь между глинистостью и содержанием связанной воды. Относительная глинистость г\ характеризует степень заполнения пелитовой фракцией емкостного пространства породы. Содержание связанной воды определяется также величиной относи­тельной глинистости г\

Л = Кл/(К+Кл)= KJM, где М= /с_п+*с_гл (4.10)

(величина М представляет собой пористость матрицы, — максималь­ную величину скелетной пористости).

В продуктивных коллекторах возможно неполное вытеснение угле­водородами воды из коллектора при образовании залежи, тогда действи­тельное значение к_в >к_во. Вводя в (4.10) вместо fc_B0 величину остаточного флюидонасыщения к^ = к_во + /с_н0, где /с_он — остаточная нефтенасы- щенность, получаем величину динамической пористости (3.6):

Кмн=К(1-Кф)' (4.11)

Зависимость остаточной водонасыщенности Jc_B0 от пористости к_п имеет следующее аналитическое выражение (Д.А. Кожевников, К.В. Коваленко, 2001)¹:

к_во = 1, если /с_п<ц; fc_B0 = l-(M-^)(l-^/kJ/(M-|i), если М>к_п>\1, (4.12)

где М — пористость матрицы, ji₀ — доля неснижаемого объема воды (в единице объема породы), удерживаемой матрицей, А\х—доля объе­ма воды (в единице объема породы), удерживаемой цементом, [X — полная водоудерживающая способность коллектора, равная сумме водоудерживающих способностей матрицы и цемента (рис.23):

ji = jn₀ + Ap,. (4.13)

Особым свойством некоторых глинистых минералов, входящих в состав цемента, является набухаемость, то есть способность существен­но увеличивать объем при заполнении водой межплоскостных про­странств в кристаллических структурах. Это явление может приво­дить к заметному ухудшению ФЕС [2,17]. Влажность набуха­н и я (объемная) у определяется отношением объема жидкости, удер­живаемой глинистым цементом (Дц), к объему сухого цемента (M-[i):

у = А |i/(M-|i)_f (4.14)

Коэффициент набухания В определяется как отношение объема набухшего цемента к объему сухого цемента:

В = (М-ц₀)/(М-ц)=1+у. (4.15)

Используя определение эффективной пористости (4.10), находим Л;_пэф= (M-jj,₀)(fc_n-jLi)/(M~jLi). (4.16)

Эффективная пористость — синтетическая петрофизическая ха­рактеристика коллектора, учитывающая множество факторов: со­став, свойства коллектора, его генезис и условия залегания. Поэтому существует интенсивная корреляция между эффективной пористо­стью и проницаемостью (впервые отмечена еще в 50-х годах В.Н. Дах- новым и В.Н. Кобрановой).

Своего максимального значения к_пЭф^тах эффективная пористость достигает при пористости, равной пористости матрицы к_п=М:

^пэф^тах=М-[Х₀- (4.17)

Эффективную пористость, нормированную на максимальное зна­чение к_пЭф^тах в данном коллекторе, обозначим через

К эф /К эф^тах = * = {к_п-\1)№-\х). (4.18)

Используя связь между пористостью и относительной глинистостью

fc„=M( 1-TI),

получаем²

^ХИ= l-ri/ri^max=l-T)*, (4.19)

где Т]^тах — максимальное значение относительной глинистости, равное

r\^max = l-\х/М. (4.20)

Таким образом, нормированное значение эффективной (для про­дуктивного коллектора—динамической) пористости однозначно свя­зано с нормированным значением относительной глинистости ц*.

Изменения соотношений между содержаниями глинистых мине­ралов (гидрослюда, хлорит, каолинит, смешанослойные образова­ния — ССО) в матрице и/или цементе приводит к изменениям удель­ной поверхности, адсорбционной способности, показателя гидрофиль- ности, и др. Диапазоны этих изменений отражают неоднородность коллекторов, что проявляется в разбросе точек на сопоставлениях

Ко(Ю и КоК(К*ф)-

Втерригенных коллекторахфильтрационно-емкостныесвой­ства, водоудерживающая способность и другие петрофизические ха­рактеристики зависят, в первую очередь, от содержании глинистых минералов, их состава и морфологии. При отсутствии или незначитель­ном содержании в породах карбонатного, силикатного и железистого цемента количество и состав глинистого цемента является решающим фактором при разделении пород на коллекторы и неколлекторы.

Для карбонатных коллекторов характерна более сложная и разнообразная структура емкостного пространства, чем для терри­генных. Это проявляется в наличии сложнопостроенных коллекто­ров — трещинных и трещинно-кавернозных с непроницаемой меж­зерновой матрицей, трещинно-каверново-межзерновых, и т.д.

Водоудерживающая способность карбонатных коллекторов харак­теризуется свойством:

|ы = аМ = ц₀, Д|ш « jli₀. (4.21)

В карбонатах роль цемента в формировании ФЕС существенно менее значима, чем в терригенных. На рис. 23 кривая 1 соответствует карбонатному цементу; кривая 2 — случаю мономинерального гли­нистого цемента. На рис. 24 показано основное различие свойств слож­ных коллекторов в терригенных и карбонатных отложениях. В тер­ригенных коллекторах диапазон изменения флюидоудерживающей способности коллектора определяется, в первую очередь, сложным полиминеральным составом глинистого цемента³.

22 Смачиваемость поверхности твердой фазы. Гидрофильные и гидрофобные поверхности. Ранее предполагалось, что поверхность твердой фазы полностью гидрофильна, т.е. хорошо или полностью смачивается водой. В этом случае пленка воды равномерно покрывает поверхность, все актив­ные центры поверхности заняты молекулами воды или гидратиро- ванными катионами. Реальные коллекторы нефти и газа в пластовых условиях нередко бывают частично гидрофобными. Это значит, что часть поверхности пор водой не смачивается; в пределах этих «ост­ровов» отсутствует пленка воды, а нефть или газ непосредственно гра­ничат с поверхностью твердой фазы.

Избирательная смачиваемость поверхности твердой фазы водой определяется величиной угла смачивания 0 на границе воды и дру­гой подвижной фазы в капилляре (воздух, газ, нефть). При 0 = 0 по­верхность считается полностью гидрофильной; при О<0<9О° поверх­ность преимущественно гидрофильна; при 9О^в<0<18О° — преимуще­ственно гидрофобна; при 0 =180° — полностью гидрофобна. Причины частичной или полной гидрофобности поверхности могут быть раз­личными: специфические свойства вещества твердой фазы, состав и физические свойства пластовой воды, нефти и газа.

Преимущественно гидрофобны твердые битумы и ископаемые угли. Глины и агрегаты глинистых минералов в породах-коллекторах (гли­нистый цемент), как правило, гидрофильны, если не считать глинис­тых нефтематеринских отложении (например, породы баженовской свиты на территории Западной Сибири). Зерна кварца и полевых шпа­тов в песчаниках и алевролитах, кальцита и доломита в карбонатных коллекторах имеют различную избирательную смачиваемость в зави­симости от свойств пластовых флюидов. В нефтеносном коллекторе гидрофобизация поверхности происходит при наличии полярных мо­лекул поверхностно-активных углеводородов — нефтеновых кислот, асфальтенов и т.д., которые в пределах отдельных участков поверхно­сти прорывают пленку воды и занимают активные центры поверхнос­ти. В известняках возможна кроме обычной адсорбции молекул угле­водородов их хемосорбция, сопровождаемая образованием на поверх­ности пор новых соединений, например нафтенатов кальция.

Вероятность прорыва водной пленки и частичной гидрофобизации коллектора возрастает с повышением минерализации пластовой воды и содержания в ней ионов Са⁺² и Mg²⁺. С ростом содержания ПАВ в пла­стовой нефти, минерализации воды и концентрации в ней Са, Mg при прочих равных условиях уменьшается значение о на границе нефть — вода, что моЪкно использовать как средство прогноза вероятности гид­рофобизации коллектора нефти [29]. В карбонатных коллекторах усло­вия для гидрофобизации нефтеносного коллектора более благоприятны чем в терригенных. Для терригенных коллекторов вероятность,гидро­фобизации возрастает также с появлением карбонатного цемента.

Частичная гидрофобизация газоносного коллектора возможна бла­годаря его частичному «высушиванию», причем вероятность гидро- фобизации возрастает с уменьшением глинистости и улучшением коллекторских свойств. Возможность гидрофобизации терригенных и карбонатных коллекторов нефте- и газонасыщенных возрастает с появлением в породе битумов и частиц угля.

Гидрофобизация породы-коллектора оказывает существенное влияние на величину подсчетных параметров и эффективность раз­работки месторождения, поэтому необходимы учет степени гидрофо­бизации и количественная ее оценка.

23.Нефте- и газонасыщенность горных пород. В поровом пространстве нефтегазонасыщенных пород нефть, вода и газ могут присутствовать в различных соотношениях и иметь распределение; последнее находится в соответствии с тем, смачивается (гидрофильна) или не смачивается (гидрофобна) водой поверхность твердой части породы. при полном водонасыще-нии в поре, поверхность ко торой смачивается водой, вода занимает весь объем поры, хотя в некоторых случаях в центральной части в этих условиях могут оставаться небольшие количества газа, нефти или того я другого

В гидрофильных коллекторах с уменьшением водонасыщенности область, занимаемая несмачивающими фазами (нефть, газ или нефть и газ), возрастет (рис. 22, и) и при определенном незначительном водонасыщении последнее достигает критической величины (рис. 22, д) В этом случае вода располагается в виде пленки, полностью покрывающей поверхность твердой фазы (вода смачивает твердую фазу).

При гидрофобном коллекторе вода сосредоточивается в центральных частях поры (вода не смачивает твердую фазу), причем при уменьшении водонасыщенности, прежде всего уменьшается содержание воды в тонких .взаимосвязанных порах, тогда как в более крупных порах вода еще сохраняется (рис. 22, е).

В природе распространены преимущественно гидрофильные кол-лекторы, у которых вода смачивает твердую фазу, представленную кварцем, полевыми шпатами и другими гидрофильными минералами.

В общем случае нефтегазоводонасыщенных пород сумма объемов нефти V_н, газа V_г и воды V_в равна объему порового пространства пород V_пор

Vн/ V_пор=К_н

В природе нефтенасыщение пород достигает 90%, а иногда и более. Однако есть коллекторы с нефтенасыщением около 50%, которые отдают чистую нефть. Эти коллекторы представлены мелкозернистыми разностями песчано-алевритово-глинистых пород (алевролитами крупно- и мелкозернистыми), частицы которых связывают большое количество воды.

24. Плотность твердой, жидкой и газообразной фаз Плотность газов.

Плотность воздуха при нормальных условиях (Т= 20°С и р=О,1 МПа) равна 383 = 1,2 кг/м3. При этих же условиях плотность метана равна бг= О, 7 кг/м3 , а пентана- бr = 3,17 кг/м3. Таким образом, при нормальных условиях относительная плотность газа по воздуху составит: для чистого метана d= бr /бв = 0,7/1,2 = 0,58; для пентана

d=3,17 /1,2 = 2,64. Поскольку природный газ представляет собой смесь углеводородных газов, то плотность реального природного газа в нормальных условиях близка к плотности воздуха. Однако в пластовых условиях при

повышении давления плотность природного газа резко возрастает. Так, метан с относительной плотностью d = 0,6 при Т= 40С и давлении

Рпл = 70 МПа благодаря высокой сжимаемости имеет плотность

бr=300 кгjм3.

Плотность жидкостей.

Плотность пластовых вод при температуре Т = 20С изменяется в

зависимости от содержания растворенных солей от бв = 1,01*10^3 кг/м3

(пресные воды) до бв = 1,24 · 10^Зкг/м3 (при полном насыщении).

Плотность пластовых нефтей зависит от их химического состава,

а в пластовых условиях еще и от количества растворенного в них нефтяного

газа. С уменьшением количества растворенного в нефти газа

ее объем уменьшается и плотность возрастает. Известны нефти, плотность

которых в пласте меньше 0,5*10^3 кг/мЗ, а при поверхностных

условиях (сепарированная нефть) возрастает до 0,8 · 10^3 кг/м3.

Плотность нефти в природных условиях меняется довольно широко-

в пределах (0,5+1,0) · 10^3 кг^м3.

Плотность минералов

Минералы классифицируются на плотные (бтв > 4 · 10^3 кг/м3 ), средней

плотности (бтв = (2,5+4,0) · 10^3 кг/м3 ) и малой плотности (бтв <

< 2,5 · 103 кг/м3).

Плотность минералов определяется относительной атомной массой

составляющих элементов и строением электронных оболочек атомов,

обусловливающих кристаллографические особенности структуры

минералов в конечном счете - упаковку их атомов.

Большинство породообразующих минералов имеют ионную или

ковалентную форму кристаллической связи и характеризуются средней

плотностью от 2,2*10^3 до 3,5*10^3 кг/м3. Плотность большинства рудных минералов от 3,5*103 до 7,5*103 кг/м3. Эти минералы обладают ковалентно-металлической и ионно-металлической формами валентной связи. К минералам малой плотности относятся графит, сера,опал и многие из минералов класса силикатов (галлуазит, монтмориллонит и др.), а также хлориды- галит, сильвин. Эти минералы состоят из элементов с малой относительной атомной массой, их

атомы имеют значительные размеры и многие из них характеризуются

рыхлой структурой упаковки.

25. Плотность породы. Плотность породы – отношение массы породы с естественным влажностью и структурой к ее объему определяется формулой бп=мт+мж+мг/V

26.Влияние пластовых условий на плотность породы. При погружении осадочных пород на большие глубины в процессе формирования осадочных бассейнов медленно растут воздействующие на породу давления и Т. При этом уменьшается пористость пород из-за необратимых деформаций. При изменении эффективного напряжения происходит деформация сцементированного каркаса породы. Под действием пластового давления дополнительно возникает деформация минералов, слагающих каркас породы, а при изменении Т меняются механические свойства минералов и происходит их тепловое расширение.

Коэффициент необратимого уплотнения породы п(t,T)=-1/Vп.о.*dVп.о./d(p-pпл)=-1/Vп.о.*dVп.о./g(п.ср-п.в)dh, где р-рпл – эффективное напряжение, п.ср и п.в. – средние значения плотностей породы и воды в разрезе. dКп.о./(1-Кп.о.)Кп.о.=- п(t,T) g(п.ср-п.в)dh. Величина этого коэффициента зависит не только от литологии и структуры породы, но и от времени уплотнения осадка и температуры. Он уменьшается с глубиной. К(п.о.)h/К(п.о.)h=0=exp[- п(t,T) g(п.ср-п.в)h]/1-К(п.о.)h=0{1-exp[- п(t,T) g(п.ср-п.в)h]} – выражение для описания изменения пористости осадочных пород с глубиной.Он зависит от типа пород. Наибольшие значения у глинистых пород и мергелей, наименьшие – у кварцевых песчаников и уплотненных известняков.

Несмотря на литологическое различие пород, первичная пористость необратимо и закономерно уменьшается с глубиной по одному закону.

При нормальном гидростатическом давлении поровых вод, отсутствии значительных перерывов в осадконакоплении, тектонических нарушений, вызывающих резкое изменение гипсометрии пород, глинистые породы уплотняются закономерно, изменение их пористости с глубиной может быть описано сложными экспоненциальными зависимостями. Это свойство глинистых пород используется для прогнозирования аномальных давлений. Пористость карбонатных пород может изменяться в широких пределах. Доломитизированные известняки часто имеют более высокую пористость, т.к. неравномерная доломитизация приводит к росту пористости, появлению микротрещиноватости.

27. Петрофизические связи плотности горных пород с геологическими свойствами.

28 Классификация горных пород по плотности. Сухие осадки и осадочные породы классифицируют по плотности на nять групп.

1 группа - плотность чрезвычайно низкая и очень низкая ;Бп.с=(0,5+1,5) *10^3 кг/м3 ; это высокопористые илы, мел, трепел, опока, туфы, торф и угли;

II группа - плотность низкая и пониженная; Бп.с= (1,5+2,5) * 10^3 кг/м3 ; это многие осадочные породы, включая каменную соль, гипс, бокситы, метаморфизованные угли и т. п.;

III группа - средняя плотность; Бп.с=(2,5+3,5) *10^3 кг/м3; это плотные осадочные, магматические и метаморфические породы, известняки и доломиты с рудными включениями, ангидриты и т.п.;

IV группа- плотность повышенная и высокая; Бп.с = (3,5+4,5) · 10^3 кг/мз ;

невыветрелые металлические руды;

V группа оченьвысокая чрезвычайно высокая плотность; Бп.с> 4,5 · 10^3 кг/м3 ; очень плотные разности свинцовых, оловянных, сульфидных медно-никелевых, полиметаллических руд с высоким содержанием рудных минералов.

29. Проницаемость – Проницаемость -это свойство горных пород-коллекторов пропускать (фильтровать) через себя флюиды (жидкости или газы) 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.

Для количественного определения проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси: линейная скорость фильтрации жидкости в породе пропорцианальна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости. Коэффициент пропорциональности Кпр в этом уравнении

называют коэффициентом проницаемости породы:

где v-линейная скорость фильтрации; Q-объемный расход жидкости;

F- площадь фильтрации; μ.- динамическая вязкость жидкости;

∆Рпл- перепад давления; ∆L- длина фильтрующей пористой среды