vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

52

Определив параметр поверхностной проводимости П по этой палетке нужно исправить найденное (измеренное) сопротивления пласта за рассеянную глинистость по формуле

Структурная глинистость. Под структурной глинистостью понимают распределение в матрице глины в форме зерен. Влияние структурной глинистости на величину сопротивления такое же, как и рассеянной глинистости, но меньшее при той же величине глинистости.

ГЛАВА 10. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРОД

Пористая среда может пропускать через себя жидкость или газ только в том случае, если ее поры соединены между собой. Тогда говорят, что среда проницаема.

Если флюид (жидкость или газ) однородный и не оказывает никакого химического воздействия на твердую фазу породы, то проницаемость называют абсолютной или физической K

Абсолютная проницаемость может быть получена из закона Дарси

μ - вязкость флюида, Q – дебит флюида через поперечное сечение S образца породы.

В Международной системе единиц СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2 . Однако на практике часто применяют внесистемную

единицу проницаемости дарси (Д) и более мелкую единицу миллидарси (мД). Соотношение между этими двумя единицами: 1мД=10-3 Д.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

53

Соотношение между единицей СИ и Дарси: 1Д=10-12 м2, 1мД=10-

15 м2.

Коэффициент проницаемости пород-коллекторов изменяется в широких пределах от долей до 2000-3000 мД (см.таблицу 3).

Таблица 3

ПР

ОНИЦАЕМОСТЬ И ПОРИСТОСТЬ ОСНОВНЫХ ТИПОВ ОСАДОЧНЫХ

месторождений

При фильтрации многофазных флюидов (нефть, газ и вода) в коллекторе проницаемость каждой фазовой составляющей отличается от абсолютной. Например, фазовая проницаемость нефти

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

коэффициенту абсолютной проницаемости и зависит от удельного содержания данной фазы в общем объеме насыщения, соотношения вязкостей фаз насыщения и от градиента давления (при существенных его изменениях).

На практике вместо фазовой проницаемости часто пользуются относительной проницаемостью, равной отношению фазовой проницаемости к абсолютной. Например, относительная проницаемость нефти

Величина относительной проницаемости зависит от фазовых характеристик смеси (соотношения нефти, газа и воды), смачиваемости породы (гидрофильная или гидрофобная) и конфигурации пор.

На рис.17 показано изменение фазовых проницаемостей нефтеводяной смеси. Видно, что при увеличении нефтенасыщенности смеси фазовая проницаемость нефти возрастает, а фазовая проницаемость воды уменьшается. Это объясняется сильным прохождением нефти и слабом воды. Наконец, при некотором минимальном водонасыщении Kов (остаточная водонасыщенность) движение воды вообще прекращается. И, наоборот, с

нефтенасыщенности Kон (остаточная нефтенасыщенность) перемещается только вода.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

57

Рис.18

Эта методика не применяется для послойного определения коэффициента проницаемости из-за большой погрешности определения. Ее используют для оценки среднего значения проницаемости мощного и литологически однородного пласта.

В глинистых коллекторах с любым насыщением наблюдаются корреляционные связи между проницаемостью и глинистостью коллектора. Глинистость коллектора оценивается по кривым ПС и ГК, а мерой оценки глинистости являются α ПС и Jγ . По данным исследований керн-ГИС установлена связь между коэффициентом проницаемости и α ПС (см. рис. 19)

α ПС = a + blg Kпр ,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

58

а также более тесная корреляционная связь между коэффициентом проницаемости и комплексным параметром

α ПС = f (Kпр ).

Jγ

Следует отметить, что корреляционная связь между Jγ , α ПС и коэффициентом проницаемости может быть только при существенной глинистости пласта.

Коэффициент проницаемости определяется в открытом стволе по данным гидродинамического каротажа. При помощи скважинного прибора ГДК-ОПК из стенок скважины отбираются пробы пластового флюида при разных депрессиях (разности между пластовым давлением и давлением в приемной камере прибора). По результатам испытаний коэффициент проницаемости рассчитывают по формуле

отобранной жидкости и интервалы времени ее отбора при депрессиях

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

59

Рис.19 График зависимости lgКпр от альфа ПС. Федоровское месторождение. Пласты ачимовской пачки.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

60

соответственно; A - геометрический коэффициент, величина которого зависит от формы отверстия в приемной камере прибора, через которое отбирается проба.

При исследование нефтенасыщенного пласта этим методом определяется фазовая проницаемость воды, т.к. область исследования метода - это зона проникновения, в которой подвижность нефти равна нулю. Для определении абсолютной проницаемости воды необходимо ввести поправку за остаточную нефтенасыщенность.

В водонасыщенных пластах по этой формуле рассчитывают абсолютную проницаемость воды.

ГЛАВА 11. ИЗУЧЕНИЕ ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЫ

В нефтенасыщенных пластах между предельно нефтенасыщенной частью пласта и его водонасыщенной частью находится зона постепенного замещения нефтью водой. Эта зона называется переходной зоной (см. рис.20). Ее возникновение связано с тем, что распределение нефти и воды в пласте происходит под действием не только гравитационных, но и капиллярных сил. Под действием гравитационных сил более легкая нефть поднимается к кровле пласта, а под действием капиллярных сил вода всасывается в тонкие капилляры в направлении кровли пласта. Благодаря капиллярному всасыванию между нефтью и водой в продуктивном пласте и образуется переходная зона, в которой содержание воды уменьшается от подошвы пласта к его кровле. Наличием капиллярного всасывания в гидрофильном коллекторе (наиболее распространенный случай) объясняется также сохранение остаточной воды в нефтяной залежи.

Таким образом, коэффициент водонасыщенности Кв в продуктивном пласте изменяется от 100% до величины коэффициента остаточной

водонасыщенности Кво в его нефтенасыщенной части. В соответствии с

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

61

изменением коэффициента водонасыщенности в переходной зоне изменяется

и удельное сопротивление – от значения ρ ВП для Кв =100% до

значения ρ НГ , соответствующего максимальной нефтегазонасыщенности пласта. Установлены следующие зависимости между водонасыщенностью и сопротивлением однородного пласта в переходной зоне:

порового пространства, свойствами нефти и воды; z – расстояние от границы 100% - ной водонасыщенности пласта (АБ на рис.20) до любой точки в переходной зоне. Согласно этим зависимостям с увеличением остаточной воды в переходной зоне закономерно снижается удельное сопротивление.

Расчетные кривые изменения Кв и ρ П в переходной зоне однородного пласта согласно вышеприведенным формулам показаны на рис.20.