Физические свойства горных пород и флюидов Геофизические исследования скважин. - презентация

1 Физические свойства горных пород и флюидов Геофизические исследования скважин

2 КЕРН СКВАЖИН Горная порода Геологическая формация (пласт) ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Способы получения информации о физических свойствах

3 Соединение воротника бура Керноприемник Корпус керноотборника Упорный подшипник Стопорное керновое кольцо Колонковое долото Бурение с отбором керна Когда установки вращательного бурения используются для отбора керна, на конец колонковой трубы навинчивается буровая коронка, армированная алмазами или твердыми сплавами, например карбидом вольфрама (победитом). В этой системе полые буровые штанги удерживаются буро держателем, закрепленным на торце полой колонковой трубы, оснащенной резьбой. Буровой раствор под давлением подается вниз по полым штангам для охлаждения коронки и удаления раздробленной массы и шлама. По мере продвижения коронки в керноприемные колонковой трубы формируется цилиндр из ненарушенной горной породы (керн). Когда коронка углубится на расстояние, равное длине колонковой трубы (от 1.5 до 3.5 м), колонна штанг, колонковая труба и коронка извлекаются из скважины, а керн – из колонковой трубы. Затем он отправляется на разного рода анализы.

4 Стреляющий керноотборник Боек стреляющего керноотборника Образец керна Пластовая порода Сверлящий керноотборник Колонковое долото Образцы Виды керноотборников на кабеле Для отбора керна может использоваться стреляющий керноотборник. Прибор, имеющий несколько бойков, опускается в скважину на кабеле. Поочередно из каждого бойка на различных глубинах выстреливаются около пуль. Пустая пуля проникнет в пласт и захватывает образец породы внутрь металлического цилиндра. Когда прибор поднимают вверх, тросы, соединенные с керноотборником, вытягивают пули и захваченные образцы из ствола скважины. Сверлящий керноотборник пробуривает отверстие в стенке ствола скважины, предотвращая тем самым разрушение образца. До 20 отдельных образцов могут быть отобраны и сохранены внутри прибора. Боковые керноотборники применяются для определения по керну углеводородных зон, когда его фотографируют в ультрафиолетовом свете. Возможна качественная оценка пористости. Однако керны могут быть разбиты во время процесса добычи, в связи с чем количественное исследование пористости не всегда возможно. Различные типы пуль используются для пластов с различной степенью пористости, но отбор образцов сверхтвердых пород затруднен.

5 Полученный керн Раскладывают в ящики Производят послойное описание Фотографируют в дневном и ультрафиолетовом свете Выполняют профильные исследования (гамма спектрометрия, газопроницаемость, скорость продольной и поперечной волны) Отмечают места отбора образцов Производят продольный срез всего керна

6 Макролитологическое описание - определение по внешним признакам к тому или иному литотипу породы Последовательность: 1. Наименование породы 2. Структурная (гранулометрическая) характеристика – гравий, песок, алевролит (по упалотнению); известняк, доломит, доломит известковистый, ангидритистый, заслонённый (по минеральному составу) 3. Цвет – с указанием наличия нефтенасыщения, запаха (при необходимости отправить образец на вытяжку) 4. Гранулометрический состав (песчаник мелко-тонкозернистый) 5. Вещественный состав – минералогия скелета, цемента, описание остатков, аутогенных минералов (глауконит, хлорит) 6. Заполняющее перлитовое вещество (глина) 7.Слоистость, крепость, карбонатность (терригенный) 8. Признаки нефти и газа и тип коллектора (поровый, каверновой- поровый)

7 При литологическом описании трещиноватых пород: Ориентация трещин относительно слоистости; Расстояние между трещинами, зоны сгущения, их выдержанность; Характер ветвления, изгибов, характер поверхности стенок; Характер и тип заполнения трещин; Размер трещин

8 При литологическом описании пород решается вопрос о необходимости последующего комплекса исследований коллекторских свойств: 1. Коэффициент пористости (газ, вода, керосин); 2. Глинистость 3. Абсолютная проницаемость (газ); 4. Карбонатность (объемным способом); 5. Гранулометрический состав; 6. Определение нефтеводонасыщенности (прямым или косвенным способом); 7. Петрографическое описание породы в шлифе; 8. Определение удельного электрического сопротивления; 9. Определение интервального пробега волн

9 Свойства горных пород Геологическая характеристика Литолого-минералогический состав Структура и текстура Условия осадконакопления Вторичные изменения Фильтрационно-емкостные свойства Пористость Проницаемость Флюидонасыщенность Капиллярное давление Физические свойства Плотность Естественная радиоактивность Акустические свойства Электрические свойства

10 Образцы керна Отбор образцов керна для лабораторных исследований с выпиливанием цилиндров осуществляется с шагом 0.25 – 0.3 м по всему интервалу проходки

11 Выбуривают и присваивают номера образцам, отмечают место отбора исследования проводятся согласно требованиям ГОСТов Насыщают спирто-бензольной смесью Сушат при температуре С фотография Спектральный ГК Кпр, скорость АК Подготовка образцов к исследованиям

12 Геологическая характеристика песчаника Матрица Скелет (кварц) Скелет (п. шпат) Цемент ПОРЫ 0.25 mm Песчаник Скелет Матрица Цемент Поры Поры растворения Трещины 1. Первичная (межзерновая) поровая система 2. Вторичная (трещинная и кавернозная) поровая система

13 Формируется: за счет свободного пространства между зернами скелета за счет растворения зерен скелета или цемента мелкими порами в цементе, а также внутри зерен под действием напряжений

14 Геологическая характеристика Сортировки частиц, слагающих горную породу Упаковки зерен и формы межзерновых контактов Формы и окатанности зерен скелета Условий осадконакопления Наличия, количества и состава глинистого материала Структура порового пространства зависит от:

15 а) – наиболее рыхлое сложение: Кп=48% б) – средней плотности: Кп=40% в) – наиболее плотное: Кп=26% абв

16 Зависимость межгранулярной пористости от отсортированности зерен Пористость = 48% Пористость = 14%

17 Структура порового пространства Разновидности цемента горных пород Характер цементации может существенно изменять пористость породы. Типы цементации порового пространства будут в большей степени предопределять размеры поровых каналов. А радиус зерен в меньшей степени оказывает влияние на величину пористости и, как правило, не определяет величины пористости. а. – соприкасающийся тип цементации; б. – плёночный тип цементации; в. – базальный тип цементации

18 Структура порового пространства Компактность расположения частиц породы, а, следовательно, общая и открытая пористость зависят от факторов: - горное давление (Р г ), которое испытывают на себе породы; - плотность пород, количества цемента и типа цементации; - глубины залегания. Пористость пород падает с увеличением глубины залегания, в связи с их упалотнением (Р упал. ) под действием веса вышележащих пород, с увеличением глубины упалотняющее давление растёт, а вместе с этим уменьшается пористость породы.

19 Межгранулярная пористость песчаника Выделения глинистых минералов на поверхности зерен песчаника Глинистый цемент уменьшает объем пор между зернами коллектора

20 Геологическая характеристика Влияние глинистости на пористость и проницаемость Хороший Плохой

21 Агрегаты различных типов глин в поровом пространстве Дискретный - каолинит Линейчатый -хлорит Волокнистый - элит В зависимости от типа глин заполнение порового пространства происходит по- разному. Наиболее благоприятен дискретный тип (каолинит) в отличие от волокнистого (элит), заполняющего поры в виде перемычек между песчаными зернами.

22 Химическая (вторичная) пористость песчаников Растворение полевого шпата может привести К увеличению объема порового пространства К появлению глинистых минералов в цементе и в скелетных зернах

23 Трещинная и кавернозная пористость В шлифе В керне

24 Эрозионная пористость в карбонатах – образуется за счет растворения зерна или кристалла в массе породы Открытые поры Высокая проницаемость Изолированные поры Низкая проницаемость

25 коэффициенты пористости Открытая пористость Общая пористость – в плотности, нейтронных характеристиках Открытая пористость – лабораторные определения способом насыщения, в УЭС, ПС, упругих свойствах Общая пористость Сообщающиеся поры Изолированные поры Коэффициент открытой пористости Коэффициент эффективной пористости Vn – объем сообщающихся пор

26 Коэффициент динамической пористости Кв.о – коэффициент остаточной водонасыщенности (Кв.о>=Кв.св) Кн.о – коэффициент остаточной нефтенасыщенности Динамическая пористость – часть объема горной породы, в которой при заданном градиенте давления возможно движение жидкости и газа. Пористость пород Кп.д=Кп(1-Кв.о-Кн.о) Изменение пористости и Плотности пород с глубиной

27 Коэффициент общей пористости – рассчитывают по соотношению плотности сухой породы ( сух) и минеральных зерен ( тв – минералогическая плотность) - способ Мельчера: Кп=(V-Vтв)/V=1- сух/ тв, где V, Vтв – объем сухой породы и твердой фазы. Взвешиванием находят плотность сухого парафинированного образца и плотность твердой фазы того же раздробленного образца на пикнометре Используется для определения пористости терригенных образцов с межзерновым типом пористости.

28 Коэффициент открытой пористости – рассчитывают по соотношению веса сухих и насыщенных (керосином, моделью пластовой воды) образцов с последующим нахождением объема парафинированных образцов путем их взвешивания в керосине (модели пластовой воды) - метод Преображенского: Кп.о. = Vп.о. / V, = (Р 1 – Р)/(Р 1 – Р 2 ), где Vп.о. – объем пор, заполненных керосином (моделью пластовой воды). Р, Р 1, Р 2 – вес сухого, насыщенного в воздухе, насыщенного в керосине (модели пластовой воды) Для низко глинистых, высокопористых и рыхлых образцов общая и открытая пористости различаются незначительно Для образцов с большим содержанием субкапиллярных пор (аргэлиты, алевролиты) различие может быть весьма существенным

29 Коэффициент эффективной пористости (введено Л.С.Лейбензоном) – объем открытых пор за исключением объема, заполненного физически связанной и капиллярно-удержанной водой: Кп.эф. = (Vп.о.- Vв.св.) / V, = Кпо*(1-Кво) = Р 1 -Р/ к*V, где Vп.о.; Vв.св. – объем пор, заполненных керосином, связанной водой. Р, Р 1, – вес предварительно продутого образца, насыщенного Образец, насыщенный моделью пластовой воды продувают азотом (воздухом) при перепаде давления 2-3 атм, взвешивают, насыщают керосином и снова взвешивают, вычисляют объем и определяют Кп.эф. Коэффициент динамической пористости – показывает в какой части породы при заданном градиенте давления может наблюдаться движение жидкости или газа. Определяют на содержащем остаточную воду и насыщенном керосином образце как разницу между объемом эффективных пор и объемом пор в которых остался керосин после его его вытеснения из породы другим флюидом (азотом, воздухом): Кп.дин. = (Vп.о.- Vв.св.- Vн.о.) / V, = Кпо*(1-Кво-Кно)

30 Коэффициент пористости Пористость горной породы – наличие в породе пустот (пор), не заполненных твердым веществом. Коэффициент полной пористости – отношение суммарного объема всех пор к исследуемому объему породы (образца). Коэффициент открытой пористости – отношение открытого объема пор, по которому происходит движение жидкости (газа), к исследуемому объему образца. Коэффициент эффективной пористости /Л.С.Лейбензон/ – объем открытых пор за исключением объема, заполненного физически связанной и капиллярно-связанной водой. Коэффициент динамической пористости – отношение объема движущейся жидкости в породе к объему исследуемого образца. Характеризует не только породу, но и физико-химические свойства насыщающих жидкостей. Величина Кп_дин имеет важное значение при решении задач подземной гидравлики, основанных на законах Пуазеля и учитывающих действие капиллярных сил. В величинах Кп определенном на одном образце Кп>Кп.о>Кп.эф>Кп.дин Пористость горной породы – наличие в породе пустот (пор), не заполненных твердым веществом. Коэффициент полной пористости – отношение суммарного объема всех пор к исследуемому объему породы (образца). Коэффициент открытой пористости – отношение открытого объема пор, по которому происходит движение жидкости (газа), к исследуемому объему образца. Коэффициент эффективной пористости /Л.С.Лейбензон/ – объем открытых пор за исключением объема, заполненного физически связанной и капиллярно-связанной водой. Коэффициент динамической пористости – отношение объема движущейся жидкости в породе к объему исследуемого образца. Характеризует не только породу, но и физико-химические свойства насыщающих жидкостей. Величина Кп_дин имеет важное значение при решении задач подземной гидравлики, основанных на законах Пуазеля и учитывающих действие капиллярных сил. В величинах Кп определенном на одном образце Кп>Кп.о>Кп.эф>Кп.дин

31 Геологическая характеристика Глинистость Глинистость Массовая ОбъемнаяОтносительная Сгл = Мгл/М Кгл = Vгл/(Vск + Vгл + Vпор) η гл = Кгл/(Кгл + Кп) Кгл- доля объема породы, занятая глинистым материалом При условии равенства плотностей глин (σ гл ) и остальной части твердой фазы (σ тв )

32 Коэффициент относительной глинистости -характеризует степень заполнения глинистым материалом пространства между скелетными зернами (обломками). -Скелетные зерна (обломки) -Глины -Поровое пространство 1.Глины, развиваясь между зернами, понижают фильтрационно-емкостные свойства породы. 2. В условиях сложных терригенных коллекторов (полимиктовые песчаники, алевролиты) глинистые минералы могут формироваться и в границах скелетных зерен, что влияет на петрофизическую характеристику коллектора, но практически не влияет на его ФЕС. Схема взаимоотношений глин с обломками и порами

33 Химический состав Al 4 Si 4 O 10 (OH) 8 K 0-2 Al 4 (Al,Si) 8 O 20 (OH) 4 Al 4 Si 8 O 20 (OH) 47 SiO 2 Al 2 O 3 K, Fe

34 Хлорит и гидрослюды в мелкозернистом песчанике ХЛОРИТ ГИДРОСЛЮДА

35 Кп=15.2%, Кпр=5.9 мД, Кво=55.7% х 200 х 2000 Каолинит в крупно-среднезернистом нефтеносном песчанике

36 Кпо=17.7%, Кпр=20 мД, Кво=37.3% Глинистые минералы уменьшают эффективное поровое пространство

37 Емкость катионного обмена Элементарная структурная единица глин - октаэдр - анионы O -2, OH -1 - катионы Al +3, Si +4 Обмен происходит между катионами глин и катионами электролита (поровой воды). Причины обмена: а. непрочность (рыхлость) связи катионов в глинах б. неравновесность системы «глина-электролит». Емкость катионного обмена – число миллиграмм-эквивалентов обменных катионов, поглощенных 100 г породы.

38 Название породы, минерала Емкость катионного обмена, мг-экв/100 г Каолинит 4-8 Гидрослюды 5-25 Монтмориллониты Лимонит До 2 Боксит До 1 Емкость катионного обмена некоторых минералов и горных пород

39 Si +4 Al +3 K +1 Na +1 Fe +2 Mg +2 Замещающие катионы электролита: Замещаемые катионы глин: Si +4 Al +3

40 Петрофизическая классификация глин Поверхностная активность глин ВысокаяУмеренная Низкая Основной минеральный состав Монтморилло- ниты Гидрослюды Каолиниты Удельная поверхность, Sv, 10 3 м Емкость катионного обмена, мг-экв/100 г Сорбционная емкость по Н 2 О, г/100 г ,5-2 Химический показатель гидрофильности: Y=SiO 2 /(Al 2 O 3 +Fe 2 O 3 ) >4>44-2<2<2 Минералогическая плотность,10 3 кг/м 3 2,52,842,62 pH-образованиящелочнаякислая, нейтральная кислая Условия образованияморскиелагунныеконтиненталь ные

41 Поверхностная активность глин: каолинитгидрослюды смешанно-слойные образования Пирит Гидрослюда Каолинит Смешанно-слойные глины Другие минералы ГК ПС Проницаемость, мД Гамма-активность ПС Значение глин: - изменяют (ухудшают) ФЕС коллектора - влияют на его петрофизические свойства, в первую очередь, на электрические и радиоактивные - выступают в качестве экранов для флюидов

42 Фильтрационно-емкостные свойства проницаемость Проницаемость ( K ) – свойство пород пропускать через себя жидкости, газы и их смеси при перепаде давлений (мера фильтрационной проводимости)

43 Проницаемость – способность порового материала пропускать флюид. Единица измерения – Дарси, названа в честь французского гидролога, который исследовал течение воды через пористую среду, чтобы разработать общественные питьевые фонтаны в г.Дижон в 1856 году. Расход воды прямо пропорционален площади и градиенту давления, но обратно пропорционален длине участка. Отсюда, закон Дарси (в своих экспериментах Дарси использовал чистую воду). Генри Пуазейль заметил, что расход воды также обратно пропорционален и вязкости. Поэтому в уравнение Дарси необходимо было включить и вязкость (в сантипуазах). Один Дарси определяется как проницаемость, которая позволит флюиду вязкостью в 1 сантипуаз протекать со скоростью 1 куб.см/сек через поперечное сечение 1 кв.см, когда градиент давления = 1 атм/см. На практике, проницаемость 1 Дарси будет приводить к потоку нефти приблизительно в 1 баррель/день сантипуаз через толщину пласта в 1 фут в скважине, когда дифференциальное давление в скважине - около 1 psi. В СИ проницаемость измеряется в м 2. 1 Д = м 2. ; 1 мД= м 2.;

44 Поток линейно-ламинарный Нет реакции между флюидом и породой Поток однофазный, т.e. одна фаза на 100% насыщает поровое пространство. Жидкость несжимаемая Закон Дарси используется для определения проницаемости, которая является постоянной величиной при выполнении следующих граничных условий: Из-за высокого значения основной единицы – Дарси – на практике используется милли Дарси (1/1000 Дарси) - мД. Проницаемость пласта обычно варьируется от долей единиц до более, чем мД.

45

46 Проницаемые породы –Кпр= мкм 2 – несколько тысяч мкм 2 Полупроницаемые –Кпр = мкм 2 – мкм 2 Практически непроницаемые –Кпр < мкм 2 Проницаемые породы: грубо- и мелкообломочные породы: гравий, галечники, пески, кавернозные карбонатные, трещиноватые магматические породы. Полупроницаемые породы: - глинистые пески, мелкотрещиноватые меловидные известняки и доломиты. Практически непроницаемые: - глины, аргэлиты, глинистые сланцы, мергели, плотные мел и известняк.

47 Типы проницаемости Абсолютная проницаемость – мера проницаемости, независящая от типа флюида Эффективная проницаемость - одного флюида в присутствии одного или более других флюидов Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости при насыщении одним флюидом к абсолютной проницаемости при 100 % насыщении

48 График зависимости проницаемости от пористости Геологическая среда и условия осадконакопления, влияя на пористость, также оказывают влияние на проницаемость. Часто наблюдается явная зависимость между ними. Зависимость различается по типу породы и отражает различную геометрию пор. Обычно, в песчаных пластах увеличенная проницаемость связана с увеличенной пористостью. Постоянная проницаемость, связанная с увеличением пористости, отражает большое количество, но меньших по размеру пор. Процессы сжатия и цементации в песчаниках приводят к сдвигу влево линии тренда проницаемость-пористость, в то время как процесс доломитизации известняка приводит к смещению вправо линии тренда проницаемость-пористость.

49 А. Водоносный коллектор Кв= 1-Кн.о Кв>=1 Б. Нефтеносный коллектор Кн=1-Кв в переходной зоне Кн=1-Кв.св в зоне предельного нефтенасыщения В. Газоносный коллектор Кг=1-Кв.св Флюидонасыщенность – доля конкретного флюида в поровом пространстве коллектора

50 Скелетные зерна Слои глин Микропоры Макропоры Изолирован- ные поры Сообщающиеся Твердая фаза Жидкая и газовая фазы Общая пористость Эффективная пористость Открытая пористость Скелет Матрица Химически связанная Физически связанная: -адсорбированная -капиллярно удержанная Свободная Может замещаться углеводородами

51 Фильтрационно-емкостные свойства капиллярное давление Капиллярное давление в горных породах обусловлено следующими факторами: -Наличием гидрофильной или гидрофобной пористой среды, пронизанной капиллярами -Наличием флюида -Силами поверхностного натяжения между твердой фазой и флюидом (флюидами) Горные породы – твердые фазы. Вода, нефть и/или газ – флюиды.

52 Скелет Вода Нефть os ws ow os 0 < < 90 Вода Нефть os ws ow os 90 < < 180 Фильтрационно-емкостные свойства капиллярное давление – поверхностное натяжение Гидрофильные породы (смачиваемые водой) Гидрофобные породы (несмачиваемые водой)

53 Фильтрационно-емкостные свойства капиллярное давление Капиллярное давление в системе нефть – вода В простой форме – это уравнение вида: Капиллярное давление между нефтью и водой Поверхностное натяжение в системе нефть - вода Угол смачивания Радиус капилляра

54 Фильтрационно-емкостные свойства капиллярное давление Высота подъема жидкости в капилляре в зависимости от радиуса капилляра Вода Газ

55 Фильтрационно-емкостные свойства Капиллярное давление и насыщение Вода Водонасыщенность Переходная зона Нефть ВНК Уровень свободной воды ВНК Поры Скелет

56 Насыщение резервуара и контакты Песчаные зерна Цементирующий материал Естественная пористость – поры, заполненные водой с сопротивлением Rw и 100% насыщением Sw = 100% Закрытая пористость – поры изолированные или заполненные глиной – 5% Общая пористость - 30% Эффективная пористость – поры связанные и значимые для перетока флюидов – 25% Обломки пород Миграция углеводородов в эффективную пористость резервуара, вытеснение воды до минимума насыщения Минимум насыщения зависит от распределения пор по размерам и высоты над уровнем свободной воды

57 Физические свойства плотность Связь объемной плотности, плотности скелета, плотности флюида и пористости Объемная плотность Плотность скелета Плотность флюида

58 Физические свойства упругие свойства Связь упругих параметров с пористостью пород Уравнение среднего времени t - измеренное время пробега волн t ск – время пробега волн в скелете t ж - время пробега волн во флюиде Кп - пористость

59 Физические свойства электрические свойства Уравнение Дахнова - Арчи

60 Гранулометрический состав – количественное содержание в породе частиц различной величины и может быть охарактеризован фракциями с размерами частиц от 1 мм до 0,01 мм. Практическое значение – количественное соотношение фракций определяет пористость, объемный удельный вес, проницаемость, степень проявления капиллярных сил, нефтеотдачу продуктивных пластов и т.д. Применительно к терригенным коллекторам породы разделяют по размеру частиц на три основные группы: 1. Псефиты – более 2 мм 2. Пески (псамиты) – 2-0,1 мм; 3. Алевриты - 0,1-0,01 мм; 4. Пелиты – менее 0,01 мм. Согласно данной классификации породы с содержанием 50-80% частиц размером 1- 0,1 мм являются песчаниками и т.д. Неоднородность коллекторов по гран составу может быть охарактеризована коэффициентом неоднородности. Коэффициент неоднородности пористой среды – отношение диаметра частиц фракции, которая составляет со всеми более мелкими фракциями 60% по весу от всего песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% по весу от всего песка. Т.е. для однородного по составу и размеру частиц песка коэффициент неоднородности равен единице. Чем больше различаются между собой по размеру фракции песка в породе тем больше ее коэффициент неоднородности

61 Методы определения гранулометрического состава Ситовый анализ – характеристика состава псефитов и псамитов; Седиментометричес кий анализ – характеристика состава алевритов и пелитов; Анализ шлифов – характеристика грануломестрическог о состава крепко сцементированных образцов.

62

63

64

65

66

67 Подсчет запасов объемным методом