Файл: Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР.pdf

ния поровых каналов, что играет очень важную роль в процессах фильтрации. Так, если пласты мелкозернистого песчаника чередуются с пластами или пропластками среднезернистого песчаника, то обычно фильтрационный поток будет интенсивнее перемещаться через поро­ вое пространство среднезернистых песчаников, в отличие от мелко­ зернистых песчаников. Особенно это сказывается на неоднородном продвижении контурных вод при отборе газа из скважин.

С увеличением коэффициента сортированное™ обломочного мате­ риала наблюдается ухудшение фильтрационных свойств пород, так как при этом более тонкий материал, являясь заполнителем, не только снижает пористость породы, но и уменьшает величину сечения поровых каналов.

Однако и при однородном гранулометрическом составе, и при прочих равных условиях коллекторские свойства пород могут довольно сильно изменяться в зависимости от формы и системы укладки слагающих их зерен. Обычно наблюдаемые не совсем четкие зависимости между пористостью и медианным диаметром зерен, проницаемостью и медианным диаметром зерен, проницаемостью и коэффициентом сортировки зерен являются частными. Дисперсия точек на графиках указывает на влияние других факторов. Более тесные связи наблюдаются при сравнении проницаемости с наиболее важным литологическим параметром — текстурно-структурным фак­ тором.

Интерпретация капиллярных кривых, полученных методами ртутной и водной порометрии, позволяет с известными допущениями построить диаграммы распределения поровых каналов по размерам (рис. 1) и найти зависимость между данным распределением и про­ ницаемостью (рис. 2, 3). Совместное рассмотрение диаграмм распре­ деления и кривых проницаемости позволяет выделить в породе основные фильтрующие поры и поры, играющие ничтожную роль в проницаемости, а также систему очень тонких пор, обусловлива­ ющих остаточную водонасыщенность.

Более сложными для изучения структуры норового простран­ ства являются трещинные коллекторы. Для фиксации и рассмотре­ ния трещин в лаборатории применяются методы замера скорости прохождения ультразвуковых волн через горные породы и насыще­ ния их люминофорами. Изменение скорости распространения ультра­ звуковых волн в трех различных направлениях способствует выявле­ нию в образце породы трещин и позволяет фиксировать участки их наиболее интенсивного развития.

Отношение скорости прохождения ультразвуковых волн в зо­ нах развития трещиноватости к скорости волн в ненарушенной трещинами той же породы позволяет по величине коэффициента относительной трещиноватости судить об интенсивности развития трещин.

Пропитка подобных образцов пород люминофорами с последу­ ющим фотографированием позволяет выделить в пустотном простран­ стве систему поровых каналов и трещин, фиксировать интенсивность

их проявления, направленность, дает возможность выяснить морфо­ логию и взаимосвязь трещин. Насыщенность порового пространства пластовых коллекторов газом, нефтью и водой представляет практи­ ческий интерес при подсчете запасов газа и нефти и разработке залежей.

Формирование газовых и нефтяных залежей в благоприятной для этих целей ловушке происходит путем вытеснения воды из пористых пород газом и нефтью (Н. А. Еременко, 1961). Этот про­ цесс протекает длительно за тот или иной отрезок геологического времени. Однако не вся вода вытесняется из пористой системы пород, ибо для этого не хватает сил капиллярного вытеснения. Она частично

Рис. 3. Зависимость проницаемости от размера и со­ держания доминирующих пор.

Доминирующие диаметры пор в мк: 1 — 3—12,5; 2 — 12,5—20; 3 — 20—30; 4 — 30—40; 5 — 40—100.

остается в порах породы в виде так называемой остаточной (реликто­ вой, погребенной, связанной) воды. Ее содержание тем больше, чем меньше диаметр пор. Остаточная вода удерживается в пористой среде поверхностно-молекулярными и капиллярными силами и в про­ дукции скважин при их эксплуатации обычно не обнаруживается.

Занимая часть порового объема, остаточная вода тем самым снижает полезный объем пустотного пространства. Таким образом, для установления величины коэффициента нефтегазонасыщенности продуктивных пород необходимо прежде всего определить остаточ­ ную водонасыщенность (А. А. Ханин, 1963). Определение этого параметра в породах-коллекторах производится в основном косвен­ ными лабораторными или геофизическими методами, поскольку пря­ мой метод требует извлечения из скважин керна с полным сохране­ нием пластовых флюидов.

Значение коэффициента нефтегазонасыщенности в песчано-алев­ ритовых породах колеблется в весьма широких пределах, от 0,30 до 0,95. Остаточная вода может быть определена по кернам, отобран­ ным на безводной нефтяной основе, по кривым капиллярного дав­ ления и по данным электрометрии. Наклон всех кривых зависимости капиллярного давления от насыщенности сильно увеличивается при подходе к некоторой малой насыщенности среды смачивающей жидкостью. Изучение получающихся в большинстве случаев кривых вытеснения показывает, что, после того'как будет достигнута неко­ торая предельная насыщенность среды смачивающей жидкостью,

Переход к безразмерной функции позволяет во многих случаях устранить различие кривых зависимости капиллярного давления от насыщенности и свести их в единую кривую. Для ряда рыхлых песков это было сделано М. Левереттом.

Для количественной оценки и оценки характера распределения водонасыщенности продуктивных пластов на ряде газовых место­ рождений была использована зависимость между насыщенностью н проницаемостью при постоянном капиллярном давлении. При этом применялись методы осреднения данных капиллярных давле­ ний, статистический метод обработки экспериментального материала и метод построения кривых, выражающих функцию Леверетта. При известном распределении проницаемости по пласту вычисляются средние капиллярные кривые для каждого рассматриваемого пласта, которые используются для оценки распределения водонасыщенности. Так, при оценке распределения водонасыщенности и газонасыщен­ ности в IX пласте Газлинского газового месторождения в разрезе скв. 26 оказалось, что наибольшие изменения водонасыщенности (30—100%) наблюдались в интервале первых 3 м от уровня нулевого капиллярного давления, соответствующего уровню газоводяного контакта.

На высоте 9 м от ГВК водонасыщенность практически достигает значений остаточной водонасыщенности (20—37%). Данные распре­ деления водонасыщенности IX пласта в разрезе скв. 26 совпадают с результатами промыслово-геофизических измерений.

Построение кривых и использование функции Леверетта позво­ ляет не только учесть капиллярные давления, проницаемость, порис­ тость пород, но и выяснить закономерности в изменении водонасыщен­ ности в зоне газоводяного и нефтеводяного контактов.

Рассмотрение кривой безразмерной функции насыщенности для отдельных пластов позволяет отметить, что в пределах пласта на одном уровне от зеркала свободной воды в породах, обладающих различными коллекторскими свойствами, содержится разное коли­ чество воды; чем хуже по свойствам коллектор, тем больше в нем воды и ниже газонефтенасыщенность.

Рассмотрение особенностей залегания пластов-коллекторов по­ казало, что они видоизменяются, не постоянны по свойствам. Это необходимо учитывать при общей характеристике продуктивных пластов. Проблема геологической неоднородности продуктивных пластов в последние годы привлекает все больше внимание иссле­ дователей, занимающихся подсчетом запасов нефти и газа, проекти­ рованием, контролем и регулированием разработки нефтяных место­ рождений (М. А. Жданов, 1970).

Применение рациональной системы разработки нефтяных место­ рождений с использованием законтурного и внутриконтурного за­ воднения потребовало детализации строения продуктивного пласта. Проведенные работы в этом направлении показали, что во многих случаях продуктивные пласты не представляют собой однородные пористые и проницаемые среды. Они характеризуются макро- и

микронеоднородностью. Макронеоднородность выражается в пре­ рывистости отдельных пропластков в разрезе, линзовидном раз­ витии, залегании песчано-алевритовых и глинистых пород в толще основного горизонта. Микронеоднородность характеризуется много­ образием норовых каналов по форме и размеру, изменением текстур­ но-структурных особенностей. Различают неоднородность, связан­ ную с расслаиванием единого горизонта на ряд прослоев, широко развитых на площади, неоднородность, связанную с частичным замещением пористых пород песчано-алевритового типа глинистыми на отдельных участках горизонта (прерывистость пластов), и неод­ нородность, связанную с резким изменением коллекторских свойств пласта по всей его мощности.

Многие исследователи отмечают вертикальную неоднородность, которая выражается в расчлененности продуктивного горизонта непроницаемыми прослоями, и горизонтальную неоднородность, проявляющуюся в резком изменении литологических свойств пород по всей площади залежи. Все это в-конечном счете зависит от ус­ ловий осадкообразования и последующих геологических процессов.

Подобная геологическая неоднородность приводит к тому, что выработка запасов нефти и обводнение отдельных пластов и про­ пластков на различных участках залежи происходит с различной скоростью. Это приводит к резкому обводнению добываемой про­ дукции и в ряде случаев к преждевременному выходу скважин из эксплуатации. Особенно это характерно для пластов с малой суммарной мощностью, исчисляемой несколькими метрами.

Примерами геологической неоднородности могут служить про­ дуктивные нефтеносные пласты Д! и Дц месторождений Ромашкинского и Туймазинского, продуктивные нефтеносные пласты терригенной части (угленосная свита) нижнего карбона ряда районов Волго-Уральской провинции, отчасти газоносные ходумские отло­ жения Центрального Предкавказья, продуктивные газоносные по­ роды мела месторождений Газли, Ачак и др. В то же время геоло­ гическую неоднородность в какой-то степени можно рассматривать как благоприятный фактор, в той или иной мере способствующий образованию скоплений нефти и газа в залежи, в особенности в ус­ ловиях пологих складок платформенного типа. Все элементы, со­ ставляющие так называемую геологическую неоднородность пласта, играют роль, с одной стороны, отдельных микрорезервуаров (по­ ристые зоны), а с другой, — микроэкранов (глинистые и другие труднопроницаемые разделы), в определенной степени удержива­ ющих проникшие в пласт углеводородные флюиды и препятству­ ющих их относительно свободному движению.

О степени геологической неоднородности пласта можно отчасти судить по коэффициенту относительной суммарной мощности породколлекторов (отношение суммарной мощности коллекторов к общей мощности продуктивного горизонта).

Для каждой залежи в зависимости от характера пласта, структур­ ных условий и др. величина коэффициента относительной суммарной