- Проницаемость и пористость

ПРОНИЦАЕМОСТЬ И ПОРИСТОСТЬ ОСНОВНЫХ ТИПОВ ОСАДОЧНЫХ

ГОРНЫХ ПОРОД

зуются повышенным содержанием связанной воды. Коэффициент проницаемости их колеблется_от__0,_1 до 10 мД.

Продуктивные пласты бывают проницаемые и полупроницае­мые.

К практически не^о^ицаемьш__относят породы с коэффициен­том проницаемости менееО,! мД. Это глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мергели, сильно сцементированные пески и песчаники, плотные известняки и доломиты, все породы, имеющие субкапил-лярпую пли закрытую пористость.

В табл. 1 приведены данные об эффективных проницаемости и пористости основных типов осадочных горных пород.

Горное давление.  Это давление  вышележащих  горных   пород па пласт, расположенный под ними.  Величина горного давления   -определяется   равенством

Prop ~ «Ти/Ю,                                                                (1.0)

где /;,,,,,           горное давление на пласт, кгс/см'-; Н — глубина (отно­
сительная отметка) залегания пласта, м; \, — средний объемный
вес горной породы над пластом, гс/'см³.

Средний объемный вес горной породы 136] при ориентировоч­ных расчетах может быть принят ряшшм 2sS гс/ем^я.

ПЙД ЯРН^ЙНвМ  РйрнарО давлении   плает испытывает объемное

*ежатме. Сжатие в вертикальном направлении превышает сжатие з направлении горизонтальном (боковое сжатие) тем больше, чем ниже пластичность горной породы. У высокопластичных горных пород (например, у соли) на большой глубине вертикальное п боко­вое сжатия горным давлением практически одинаковы.

Пластовое давление. Это давление насыщающего .пласт флюида. Оно является основным источником пластовой энергии, обеспечи­вающим приток нефти и газа из пласта в скважину. Давление флюида в пласте до начала разработки последнего называют и а – ч а л ь н ы м    пластовым   д а в л е -      

и и е м.   Начальное   пластовое   давление      

зависит   от   глубины   залегания   пласта,    2000 ' —

условий    его    формирования    и   опреде-   I   1    онал

ляется   через   глубинный   градиент   ила-    ill

стового давления:  3000 —|—h—г

P™---HaW/Q,  (1.10)    111

где   рпл — пластовое   давление,   кгс/см2;   4000  '    1    I    |   

Ня — абсолютная    отметка    кровли,     м;    Зона       1   |

W - - глубинный градиент пластового да-    анпд     I/ \2 1J

вления     (прирост    давления     на    10   м   да!    L.—1111—S—'2

глубины). 0.8  0.9 W   V W, кг^-

На рис. 3"показано изменение гради­ента пластового давления с глубиной для разведочных площадей Нижнего Поволжья (627 замеров, 312 пластов на 92 площадях). Соеднее значение глубинного градиента пластового давления со­ставляет _, 15^и соответствует гидростатическому давлению столба "ШГн(фал"йзованной пластовой воды.

_Отклонения н^ачального пл_астового давления в большую сто­рон у~югут быть обусловлены превышением уровня зоны питания пласта (выхода пласта на поверхность) или уровня моря над устьем скважины, поднятием пласта с сохранением давления или сжатием пласта в результате геологических процессов (для замкнутых пла­стов), большой мощностью продуктивного (особенно газоносного) пласта. Такие пласты имеют аномально высокие пластовые давле­ния (АЕШД). Градиент пластового давления по ним может увели-чйваться до 2 и более.

Снижение начального пластового давления может иметь место
вследствие превышения устья скважины над уровнем зоны пита­
ния или как результат геологических процессов (АНПД) (погру­
жение пласта без сжатия, «растяжение» пласта и пр.). Закономер­
ное снижение пластового давления наблюдается при разработке
пласта, отйвре на mm нвфФН ИЛИ Шй; ШН* гШИНйНё |ШНнё
в отличие от начального называют текущим.                       $,

Упругоемкость  пласта-коллектора. Это свойство пласта определяется объемом н^фтилли воды, который можно  извдеаь_ЫЗ_не1°-_ под действи'ём' упругости  скелета   пласта  и _ нась1Щающей_пласт жидкости'ТГри _£Ш1жшШ1_.л.^ластоврго_да_влен_ия^ Упругость пласта оц^нТГваюТчерез коэффициент объемной упругости пласта f> * [79 I.

Скелет пласта, обр^з^^^ш^юроъо^щостоанстъц, подвергается     , сжатйТо~ТОТЛ^:ш1Г~да"влением  и   растяжению давлением  насыщаю­щего пласт флюида:

Рек = Prop —Рпл,             С-Ч)       i

где р_ск — давление на скелет пласта; р_гс — гидростатическое дав­ление.

При снижении пластового давления горное давление практи­чески не меняется и в соответствии с равенством (1.11) давление на скелет пласта возрастает, что приводит к уменьшению объема пор пласта на величину, определяемую равенством

АК_П ^ РскУплО Ар,             (1.12)

где Д1/_п -- уменьшение объема пор пласта при снижении пласто­вого давления на величину Ар; |3_С1< — коэффициент объемной упру­гости скелета пласта; ^„ — начальный объем пласта.

Коэффициент объемной упругости скелета пласта, по данным лабораторных исследований кернов 179], колеблется в пределах (0,3—2,0) 10-* кгс/см³.

При снижении пластового давления увеличение объема жид­кости за счет ее упругости определяется аналогично равенству (1-12):

ДИж = РжУжоДр.              (1.13)

где ДК_Ж — увеличение объема жидкости при уменьшении пласто­вого давления на величину Др; 1/_ж0 — начальный объем жидкости; Рж — коэффициент объемной упругости жидкости.

В пластовых условиях коэффициент объемной упругости неф-тей равен (7—30) 10"⁵ кгс/см'².

Коэффициент объемной упругости пластовой воды колеблется в пределах (2,7—50,0) 10^⁵ кгс/см².

Суммарный объем жидкости, извлекаемый из пласта засчет суммарной упругости скелета пласта (норового пространства) и насыщающей пласт жидкости при снижении пластового давления, определяется из уравнений (1.12) и (1.13):

AV = Д1/„ + ДК_Ж = р_ск1^/пл о 'V + Рж Уж о Д/> ~

= Лр(РскКш,о + РжКжо).       (1.14)

Учитывая, что  1/_ж0 — тУ„_л0, имеем

Д1/== К_пл о А? (Рек + ™рж) =-= КплоД/fP*.        (I-15)

|где  р¹* == (0,5—18,5) 10'⁵  кгс/см².

Пьезопроводность пласта. Этот параметр характеризует темпы перераспределения в пласте давления в условиях упругого режима. Коэффициент пьезопроводнрсти (ем²/с) •---.

d    ^^-        ........................................  J                         ^(U6)

•~"——_,_____________ ,, -. — '
Для большей части продуктивных пластов коэффициент пьезо-
роводности   составляет   1000 < к < 50 000  см^а/с.
Электрическое сопротивление пласта. Оно определяется сопро-
ивлением его скелета и сопротивлением насыщающих пласт флюи-
ов.   Характеризуется  удельным сопротивлением  в ом-метрах —
эпротивлением 1 м³ пласта. Значения удельного электрического сопротивления горных пород и насыщающих флюидов приведены ниже.

Удельное электрическое   Горная порода или флюид        сопротивление. Ом-м

Песок и песчаник, насыщенные минера­
лизованной водой ......................................... 0,1—5

Глина, в том числе содержащая минера­
лизованную воду.......................................... 0,5—100

Песок и песчаник, насыщенные нефтью,

газом или пресной водой.....         10—10000

Известняк........................................ 40—100000

Пластовая вода при минерализации от

300 до 30 г/л ...................................... 0,02—0.4

Нефть (газ)      .........................           1C⁴—10^s

Удельное сопротивление пласта понижается с повышением тем­пературы. На замерах удельного сопротивления горных пород в скважине основан электрический каротаж.

Температура и теплопроводность пласта. Толща земной коры обладает естественным тепловым полем. Температура пород повышается с увеличением глубины. Интенсивность роста температуры с глубиной характеризует геотермический градиент — число гра­дусов, на которые повышается температура при увеличении глу­бины на 100 м. Средние значения геотермического градиента в ин­тервале глубин до 5000 м колеблются от 3 Д) 4° С/100 м. Для от­дельных отложений геотермический градиент колеблется от 1,7 до 8,7° С/100 м.

При бурении глубокой скважины верхняя часть ее ствола по­глощает тепло промывочной жидкости (нагревается), а нижняя часть ствола нагревает эту жидкость и охлаждается. В результате вокруг ствола скважины возникает зона_с нарушенным тепловым ДСшГшж.~Степёнь113мёнёния температуры пласта вокруг скважины при прочих равных условиях определяется теплопроводностью пласта и его теплоемкостью.

У__различны2Ц^н_ь1_х пород теплог1гзоводл£сть_крлеблется более

_существённо7~чём _tj;jtj oejw<oer^. ~^Г^^^          характери-

_зу_ется _коэффищ1е_нтом,   показывающим,  сколько  грамм-калорий

тепла проходит .в_1_с_де£ез 1 см^сечения горной породы при пере-

"паде температуры, равном 1°С на_1_см Длины горной породы.

Наибольшую теплопроводность (0~Д50Т> г-~кал • см/°С• см²• с) име-

Люди также интересуются этой лекцией: Реализация межсетевого взаимодействия.

-т-                                                                     / пгп Г'Кал-см

ют песчаники, i еплопроводность известняков равна 0,003 —^—$•,

С *   v> * CM

теплопроводность   глин   0,002   г-кал-см/с-°С-см².   Теплопровод­ность породы тем ниже, чем больше воды в ней содержится.

В соответствии с теплопроводностью скорость распростране­ния (изменения) температуры самая высокая у песчаников и самая низкая у глин. Эги различия используют для исследования сква­жин методом термометрии. В скважине с неустановившимся тепло­вым режимом различные горные породы характеризуются разными отклонениями температуры.

В связи с относительно низкой теплопроводностью горных пород нарушенный циркуляцией промывочной жидкости темпера­турный режим прискважинной зоны восстанавливается медленно: за первые сутки — на 50%, через 10 суток — на 75%. Практиче­ски полностью восстанавливается температурный режим только через 40—45 сут после прекращения циркуляции промывочной жидкости.