Файл: В. Н. Косков геофизические исследования.pdf

10
На практике часто содержание подвижной и условно подвижной воды рассматривается совместно и характеризуется коэффициентом К
в.эф эффек- тивной водонасыщенности
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 может со- держаться нефть и газ. При этом количественное соотношение и характер распределения воды, нефти и газа в поровом пространстве могут быть раз- личными. Распределение нефти (газа) и воды в порах зависит от того, гид- рофильна или гидрофобна порода.
Твердая фаза осадочных пород сложена в основном гидрофильными минералами, что обусловливает распространение в природе преимуще- ственно 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 соответ- ственно нефтью, газом и водой; K
н
, K
г и K
в
– коэффициенты нефте-, газо- и водонасыщенности.
Нефть или газ, находящиеся в поровом пространстве породы, извле- каются лишь частично. В связи с этим различают коэффициенты извлекае- мого и остаточного нефтенасыщения (газонасыщения), сумма которых равна K
н
(K
г
):
K
н
= K
н.изв
+ K
н.ост
В частном случае для гидрофильной нефтенасыщенной породы
K
н
+ К
в
= K
н.изв
+ K
н.ост
+ K
в.подв
+ K
в.ост
= 1.
Если поры нефтеносной породы не содержат свободноподвижной во- ды (K
в.подв
= 0), что чаще всего, то
K
н
+ К
в
= K
н.изв
+ K
н.ост
+ K
в.ост
= 1.

11 сорбционные свойства и способность к набуханию неодинаковы у различ- ных по составу глинистых минералов.
Свойство пород содержать совокупность глинистых частиц, занима- ющих пространство между более крупными зернами или разделяющих их между собой, называют рассеянной глинистостью в противоположность глинистости слоистой – свойству пород иметь в своем составе тонкие про- слои 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 состоянии оценивается удельной массовой глинистостью k
гл.м
= M
с.гл
/ М
с
(или удельной объемной k
глм
= V
с.гл
/ V
с
). Отсюда
)
п
–
(1
гл.м с.гл
)
п
–
(1
т с
с с.гл с.гл с
с.гл гл.м
δ
δ
δ
М
δ
М
k
k
k
V
V
k



, где

т
,

с.гл и

с
– плотности соответственно твердого, сухого глинистого компонентов породы и сухой породы. Удельная массовая глинистость оса- дочных пород изменяется от нескольких единиц до 90 % и более.
Правильнее оценивать удельное объемное содержание набухающего 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 влажной по- роды.
Степень заполнения пространства между песчано-алевритовыми, кар- бонатными или другими зернами глинистым материалом характеризуется величиной относительной глинистости

гл
– отношением объема V
с.гл су- хого глинистого компонента к сумме объемов V
пор пор породы и V
с.гл су- хого глинистого компонента.
Плотность горных пород. Плотность

– физическая величина, ко- торая для однородного вещества определяется его массой в единице объе- ма. Для практических целей часто используют относительную плотность.
Для жидких и твердых веществ она устанавливается по отношению к плотности дистиллированной воды при 4 °С, для газов – по отношению к плотности сухого воздуха при нормальных условиях (p = 101325 Па,
Т = 0

). Средняя плотность тел (в кг/м
3
)

= М / V.
Плотность достаточно тесно связана с физико-химическими свой- ствами горных пород и оказывает влияние на показания радиоактивных, акустических и других геофизических методов исследования скважин.
Удельный вес равен отношению веса тела к его объему и может быть определен как произведение плотности

на ускорение свободного паде-

12 ния g. Следовательно, удельный вес является физико-химической характе- ристикой вещества, т.к. зависит от значений g.
Плотность твердой фазы

м пород зависит от плотностей составля- ющих ее минералов и их соотношения в единице объема этой фазы, кото- рая может быть мономинеральной и полиминеральной. Предел изменений довольно широкий от 1,5 до 5

10 3
кг/м
3
и более. В первом случае плот- ность породы совпадает с плотностью породообразующего минерала, во втором – определяется величиной средней взвешенной плотности минера- лов.
Жидкая фаза пород обычно бывает представлена пластовой водой или пластовой водой и нефтью. Плотность пластовых вод в свободном и рыхло связанном состояниях зависит в основном от химического состава, мине- рализации и температуры и изменяется в пределах (0,95–1,2)

10 3
кг/м
3
Природные нефти характеризуются незначительным пределом изменения плотности. В нормальных условиях (р = 0,1 МПа, Т = 20

С) в зависимости от химического состава

н изменяется в пределах (0,7–1,06)

10 3
кг/м
3
. По- вышенная плотность обычно свойственна окисленным нефтям с высоким содержанием асфальтенов и смол. Различие плотности нефти в пластовых и поверхностных условиях учитывается с помощью объемного коэффици- ента. Если жидкая фаза состоит из воды и нефти, то ее плотность рассчи- тывается как средняя взвешенная величина

ж
=

в
V
в
+

н
V
н
, где

в и

н
– плотности воды и нефти; V
в и V
н
– занимаемые водой и нефтью объемы в единице объема жидкой фазы.
Плотность природных газов

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

г суще- ственно зависит от температуры и давления.
Плотность пород

п зависит от содержания в единице объема породы твердой М
м
, жидкой М
ж и газообразной М
г фаз и соответственно их плот- ностей

м
,

ж
,

г
. Плотности отдельных фаз определяются следующим об- разом:

м
= М
м
/ V
м
;

ж
= М
ж
/ V
ж
;

г
= М
г
/ V
г
Отсюда плотность породы

п
= М
п
/ V
п
= (М
м
+ М
ж
+ М
г
) / V
п
Проницаемость горных пород. Свойство пород пропускать через се- бя жидкость, газы и их смеси при перепаде давлений называется проница-
емостью. Проницаемость является мерой фильтрационной проводимости

13 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 количественно оценивается коэффициен- том физической проницаемости K
пр
. В уравнении Дарси K
пр является ко- эффициентом пропорциональности между скоростью фильтрации V
ф од- нородной жидкости (газа) и градиентом давления

p / L:
F
Q
L
р
K
V



μ
с пр где

p – перепад давления (в Па); L – длина пористой среды (в м);

– ди- намическая вязкость жидкости (газа) [в Па

с]; Q –объемный расход жидко- сти (газа) в единицу времени (в м
3
/с) через сечение F (в м
2
) пористой сре- ды. Отсюда коэффициент проницаемости (в м
2
)
K
пр
= Q

L / F

p.
За единицу проницаемости принимается проницаемость 1 м
2
такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м
2
, длиной 1 м и при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкости 1 Па

с составляет 1 м
3
/c. Физически эта единица измерения проницаемости ха- рактеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по кото- рым происходит фильтрация. Практической единицей измерения проница- емости является дарси, равная 1,02

10
–12
м
2

1 мкм
2
. Величина, равная
0,001 Д, называется миллидарси (мД).
Горные породы условно подразделяются на проницаемые
(K
пр
= 10,2

10
–15
м
2
), полупроницаемые (K
пр
= 0,1–10,2

10
–15
м
2
) и практи- чески непроницаемые (K
пр

0,1

10
–15
м
2
). Физическая проницаемость кол- лекторов колеблется от 0,1

10 до 3

10
–12
м
2
и более. Наибольшее распро- странение имеют коллекторы проницаемостью (0,2–1,02) 10
–15
м
2
Основным фактором, влияющим на коэффициент проницаемости по- род, является структура их порового пространства, характеризуемая фор- мой и размером пор, извилистостью и удельной поверхностью каналов фильтрации.
Фазовая и относительная проницаемости. В нефтегазонасыщенных породах-коллекторах одновременно присутствуют две или три фазы
(нефть-вода, газ-вода, газ-нефть-вода). Способность пород, насыщенных водонефтегазовыми смесями, проводить отдельно нефть, газ, воду назы- вают фазовой (эффективной) проницаемостью, которая для каждого ком-

14 понента смеси (K
пр.в
, K
пр.н и K
пр.г
) характеризуется коэффициентом прони- цаемости.
Отношение фазовой проницаемости к физической называют относи- тельной 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
), которую выражают безразмерной величиной в долях единицы или процентах. Фазовая и относительная проницаемости зависят от харак- тера насыщения порового пространства породы, а также от физико- химических свойств пористых сред и компонентов насыщающих их сме- сей. Если часть пор занята какой-либо фазой, то совершенно очевидно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше.
1.2. Электрические, радиоактивные, акустические и другие свойства
горных пород
Удельное электрическое сопротивление. Свойство горных пород проводить электрический ток характеризуется их удельной электропро- водностью

или величиной, ей обратной – удельным электрическим со- противлением

,

= 1 /

= RS / L, где R – полное электрическое сопротивление образца породы (в Ом); S – площадь поперечного сечения образца, м
2
; L – длина образца, м.
Из формулы следует, что величина

измеряется в омометрах. Удель- ное электрическое сопротивление в 1 Ом

м равно полному сопротивлению в Ом 1 м
3
породы с основанием 1 м
2
и высотой 1м, измеренному перпен- дикулярно к плоскости куба. Удельное сопротивление горной породы за- висит от удельного сопротивления твердой фазы, жидкостей и газов, насыщающих поровое пространство, их объемного соотношения, характе- ра распределения в породе и температуры.
Удельное сопротивление твердой фазы пород зависит от ее минера- логического состава и температуры. Минералы весьма разнообразны по своему удельному сопротивлению, которое изменяется в широких пре- делах (10
–6
–10 15
Ом

м). Однако основные минералы, образующие скелет- ную часть твердой фазы осадочных пород (кварц, полевые шпаты, кальцит, слюды и др.), характеризуются уд. электрическим сопротивлением от 10 10
до 10 15
Ом

м и практически не проводят электрический ток [12, 23].
Присутствие в скелетной части твердой фазы полупроводящих мине- ралов (графит, пирит, магнетит и др.) снижает ее уд. сопротивление в зави- симости от их количественного содержания и характера распределения. В природных условиях содержание в осадочных породах минералов повы- шенной электропроводности невелико и, как правило, не приводит к суще-