Какие геолого-физические показатели можно определить по удельному сопротивлению и по электропроводимости. Какова их связь

ПОРИСТОСТЬ

Под пористостью горной породы понимается совокупность пустот (пор) между частицами ее твердой фазы в абсолютно сухом состоянии.

По размерам поры условно подразделяются на сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

Сверхкапиллярные, r (радиус) пор – 0,1 мм и выше.

Капиллярные, r от 0,0002 до 0,1 мм.

Субкапиллярные, r < 0,0002 мм.

Поры горных пород могут быть взаимосвязанными и изолированными. Первые соответствуют открытой, а вторые – закрытой частям порового пространства породы. Общая (абсолютная) пористость породы равна суммарному объему открытых и закрытых пор.

Количественно пористость оценивается коэффициентом, численно равным отношению объема пор V_пор к объему образца породы V_обр и выражается в долях единицы или процентах.

Коэффициент общей пористости:

(1)

где V_{пор.общ} – общий объем пор в образце породы.

Коэффициент открытой пористости:

(2)

где V_пор.о – объем открытых пор в образце породы.

Коэффициент закрытой пористости:

(3)

где V_пор.з – объем закрытых пор в образце породы.

Полезная емкость пород-коллекторов определяется объемом пор, которые могут быть заняты нефтью или газом. Величина этой пористости характеризуется коэффициентом эффективной статической пористости.

(4)

или

(5)

где V_пор.св – объем порового пространства, занятый связанной водой;

k­_В.СВ – коэф­фициент связанной водонасыщенности.

Величина пористости обломочных пород зависит от формы и размера породообразующих частиц, степени их отсортированности, сцементированности и уплотненности.

Породы с низкой пористостью (меньше 5%) при отсутствии трещин и каверн обычно не являются промышленными коллекторами.

Породы с пониженной пористостью характеризуются k_П = 5-10%, со средней – k_П = 10-15%, с повышенной – k_П = 15-20%, высокопористые – k_П>20%.

Увеличение глинистого и другого по вещественному составу цементирующего материала снижает пористость пород.

Содержание воды в горных породах называется их влажностью, а способность удерживать в себе то или иное количество воды в определенных условиях – влагоемкостью.

ПЛОТНОСТЬ

Плотность δ – физическая величина, которая для однородного вещества определяется его массой (Масса – величина, характеризующая количество вещества в теле, и равная весу тела, деленному на ускорение свободного падения g). Для жидких и твердых веществ она устанавливается по отношению к плотности дистиллированной воды при 4ºС, для газов – по отношению к плотности сухого воздуха при нормальных условиях (p=101325 Па, T=0 К).

Удельный вес равен отношению веса тела к его объему и может быть определен как произведение плотности δ на ускорение свободного падения g.

Если плотности твердой фазы и пластовой жидкости постоянны, то при полном насыщении δ_п­ является функцией пористости породы (рис. 1):

Зависимость δ_п=f(k_п) позволяет определить k_п по плотности.

В глинистых породах твердая фаза состоит из основных породообра­зующих минералов, составляющих скелет породы с плотностью δ_м и глинистого цемента с плотностью δ_гл, заполняющего частично поровое пространство между зернами скелета.

Тогда

где k_гл – объемная глинистость.

Откуда

С увеличением глубины залегания плотность пород, как правило, возрастает, что связано с их уплотнением и, как следствие этого, уменьшением пористости под давлением вышележащихтолщ.

Водонасыщенность

Вода, содержащаяся в породах, в зависимости от характера ее взаимодействия с твердыми частицами имеет различное состояние и подразделяется на две основные категории: связаннуюи свободную.

Содержание связанной воды в породах обусловлено химическими и физико-химическими (адсорбционными) процессами. В связи с этим различают химически связанную и адсорбционно связанную воду.

К химически связанной относится вода кристаллизационнаяи конституционная.

Кристаллизационная вода входит на ряду с другими молекулами и ионами в кристаллическую решетку некоторых минералов в виде H₂O и, как правило, удаляется из них при t =100ºC.

Конституционная вода образуется при нагревании ряда минералов из входящих в их кристаллическую решетку гидроксильных ионов OH^-, H⁺, H₃O⁺ и часто называется гидроксильной.

Некоторая часть воды в пористых средах подвержена влиянию физико-химических (адсорбционных) сил, которые по своей природе являются электрическими и проявляются на поверхности гидрофильных частиц. Эту часть воды принято называть адсорбционной.

Породы, твердая фаза которых смачивается водой, считаются гидрофильными, если твердая фаза не смачивается водой – гидрофобными.

Содержание связанной воды в поровом пространстве пород количественно оценивается коэффициентом связанной водонасыщенности:

где V_в.св – объем связанной воды, соответствующий доле объема пор, занятого связанной водой; V_пор – общий объем пор породы.

Связанная и условно подвижная вода обуславливает остаточную водонасыщенность, характеризуемую коэффициентом k_в.ост остаточного водонасыщения.

Количество подвижной (извлекаемой) воды в породах, оценивается коэффициентом k_в.подв подвижной водонасыщенности

(13)

а общее содержание воды в поровом пространстве – коэффициентом k_в водонасыщенности

(14)

Нефтегазонасыщенность

Твердая фаза обломочных пород сложена в основном гидрофильными минералами, что обуславливает распространение в природе преимущественно гидрофильных коллекторов нефти и газа.

В общем случае

(15)

где V_н, V_г, V_в – доли объемов порового пространства, занятых соответственно нефтью, газом и водой; k_н, k_г, k_в – коэффициенты нефте-, газо- и водонасыщенности.

Вязкость

Вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении, характеризуются коэффициентом динамической вязкости.

В международной системе единиц (СИ) динамическая вязкость μ измеряется в Па·с (Паскаль в секунду) и определяется как вязкость среды, в ко­то­рой при градиенте скорости 1 м/(с·м) на 1 м² слоя действует сила трения 1 Н.

В нефтепромысловой практике вязкость измеряют в пуазах (П) или (сП). 1 сП = 0,01 П = 0,001 Па·с.

Вязкость газа с повышением температуры увеличивется.

Кинематическая вязкость ν представляет собой отношение динамической вязкости μ к плотности ρ. Единица измерения в СИ – м²/с или мм²/с; 1 мм²/с = 10^-6 м²/с.

В нефтепромысловой практике кинематическую вязкость измеряю в стоксах (Ст) или сантистоксах (сСт): 1 Ст = 10^-4 м²/с, 1 сСт = 10^-6 м²/с = 1 мм²/с.

При пересчетах абсолютной вязкости в кинематическую, значения плотности ρ или удельного веса γ берутся при рассматриваемых давлениях и температурах.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Свойство пород пропускать через себя жидкость, газы и их смеси при перепаде давлений называется проницаемостью.

Физическая проницаемость соответствует проницаемости породы при фильтрации через нее однородной жидкости или газа, химически инертных по отношению к твердой фазе. Закон Дарси для оценки проницаемости запишем в следующем виде:

где Δp – перепад давления, Па; L – длина пористой среды, м; μ – динамическая вязкость жидкости (газа), Па·с; Q – объемный расход жидкости (газа) в единицу времени (в м³/с) через сечение F (в м²) пористой среды.

Из чего следует

где k_пр – коэффициент проницаемости, м².

Основным фактором, влияющим на коэффициент проницаемости пород, является структура их порового пространства, характеризуемая формой и размером пор, извилистостью и удельной поверхностью каналов фильтрации. Эти параметры определяют объем фильтрующего агента, траекторию его отдельных струй и силы поверхностного взаимодействия, препятствующие фильтрации.

Способность пород, насыщенных водонефтегазовыми смесями, проводить отдельно нефть, газ, воду называют фазовой (эффективной) проницаемостью.

Отношение фазовой проницаемости к физической называют относительной проницаемостью

которую выражают безразмерной величиной в долях единицы или процентах.