46. Оценка проницаемости пород

 

§ 46. Оценка проницаемости пород

При выделении в разрезе нефтегазонасыщенных коллекторов проницаемость имеет решающее значение. Между пористостью и проницаемостью в общем случае явной зависимости не наблюдается. Проницаемость зависит от свойств как породы, так и фильтрующегося флюида, а также от характера движения жидкости. Ее подразделяют на физическую (абсолютную), фазовую (эффективную) и относительную. Физическая проницаемость соответствует проницаемости породы при фильтрации через нее однородной жидкости или газа, химически инертных по отношению к твердой фазе. Оценка коэффициента физической проницаемости k_пр может быть получена согласно закону линейной фильтрации Дарси

где v_ф —скорость фильтрации однородной жидкости (газа); Δp/L — градиент давления (Δp —перепад давления в Па; L — длина пористого образца в м); μ— удельная вязкость жидкости (газа) в Па·с; Q — объемный расход жидкости (газа) в единицу времени в м³/с через сечение S в м² пористой среды. Отсюда

Единицей измерения коэффициента проницаемости является м² (мкм², пм², фм²). На практике k_пр часто оценивают в дарси (1Д=1,02·10^-12 м²≈1 пм²) или миллидарси (1мД=1·10^-3 мкм²), 1 фм²=0,981 мД.

Проницаемость пород-коллекторов изменяется в широких пределах — от долей до 2000—3000 фм² и более. При фильтрации в породе-коллекторе нефтегазоводяных смесей проницаемость для каждой фазы (нефти, газа, воды) будет отличаться от абсолютной и может быть определена согласно (XIII.33); например, для нефти k_пр.н=q_нμ_нΔL/SΔp, где q_н и μ_н — соответственно расход и удельная вязкость нефти.

Сумма фазовых проницаемостей всегда меньше абсолютной, что вызвано взаимным влиянием фаз в одновременном потоке различных флюидов. На практике часто вместо фазовой определяют относительную проницаемость k_пр.от, равную отношению фазовой проницаемости к физической.

Величина относительной проницаемости зависит от фазовых характеристик смеси, смачиваемости породы (гидрофильная, гидрофобная, промежуточная) и конфигурации пор. На рис. 165 приведены зависимости относительной проницаемости от нефте- и водонасыщенности.

Как видно, при минимальной (остаточной) нефте- или водонасыщенности k_пр:от.н=k_пр.н/k_пр стремится к нулю. В этих условиях будет наблюдаться фильтрация лишь одной фазы. Таким образом, располагая данными об остаточной и действительной насыщенности пород-коллекторов, можно прогнозировать ожидаемый из них продукт (нефть, вода или нефть с водой).

Оценка проницаемости по удельному сопротивлению

 

Определение проницаемости нефтеносных пластов по удельному сопротивлению базируется на оценке остаточной водонасыщенности k_во или коэффициента увеличения сопротивления Р_н. При наличии в пласте подошвенной воды метод применим лишь в верхней части пласта, расположенной на значительном (более нескольких метров) расстоянии по вертикали от границы 100%-ной водонасыщенности пласта. В этом случае сделано допущение, что удельная поверхность породы является основным фактором, определяющим величину ее проницаемости, а содержание остаточной воды пропорционально удельной поверхности. Таким образом, малопроницаемые коллекторы, которые состоят из тонкозернистых алевритовых и глинистых частиц, характеризуются высоким содержанием остаточной воды по сравнению с более проницаемыми коллекторами, состоящими из крупнозернистых фракций, чистых от примеси глин. Остаточная вода не участвует в движении жидкости в коллекторе, но, являясь проводником электрического тока, обусловливает величину удельного сопротивления нефтенасыщенного пласта. Оценку проницаемости по удельному сопротивлению производят на основании экспериментальной кривой зависимости Р_н=f(k_пр) для конкретного нефтеносного пласта или группы пластов. Значение Р_н вычисляют по измеренным удельным сопротивлениям в скважине, проницаемость кпр определяют на кернах.

Аналогичная методика, основанная на связи коэффициентов проницаемости и пористости с остаточной водонасыщенностью k_во, рекомендуется фирмой Шлюмберже:

Для определения k_во используют коэффициент Р_н в зоне предельной нефтенасыщенности.

Опробование методик определения проницаемости нефтеносных пластов по коэффициентам Р_н или k_во показало, что точность методик невелика. Погрешность даже в наиболее благоприятных условиях достигает 35—50 %. В общем случае расхождение данных о проницаемости пластов, полученных по геофизическим исследованиям и кернам, значительно больше. Нередко эти данные различаются в несколько раз. Столь большая погрешность оценки проницаемости нефтеносных пластов по методу сопротивления обусловлена, как показал С. Г. Комаров, не исходными геофизическими данными, а недостаточно тесной связью k_во с проницаемостью пласта. Эта зависимость для различных пород изменяется от физических и физико-химических свойств нефти, воды и газа, от литологии, условий формирования залежи и других факторов, которые трудно учесть.

Таким образом, определить проницаемость по удельному сопротивлению с нужной для практики точностью в общем случае трудно. Эта методика не находит широкого применения. Ее используют для оценки среднего значения проницаемости по всему пласту в случае мощных и литологически однородных нефтеносных пластов.