О характере зависимости между проницаемостью, общей и динамической пористостью горных пород
М.Ш. ПЕРНИКОВ
Для идеального грунта (среды с прямыми параллельными цилиндрическими норовыми каналами), содержащего часть неэффективных пор, коэффициент проницаемости (Кпр) может быть представлен формулой:
Кпр = Amn b, (1)
где А - коэффициент, зависящий от условий фильтрации; m - пористость насыщения, b - коэффициент определяемый из соотношения mд = bm, где mд - динамическая пористость.
Формула (1) следует из представлений о физической сущности процесса фильтрации в идеальном грунте. При постоянном диаметре эффективных пор и неизменной пористости проницаемость среды будет изменяться в зависимости от величины динамической пористости, т. е. будет зависеть от величины b, а при постоянной величине b и неизменной пористости проницаемость будет зависеть от диаметра эффективных пор, и изменение проницаемости вызовет изменение величины показателя степени n.
В отличие от идеального грунта естественные горные породы имеют весьма сложное строение порового пространства. Поэтому необходимо рассмотреть на экспериментальных данных возможность использования сравнительно простой формулы (1) для характеристики физических свойств естественных горных пород.
Экспериментальные порометрические исследования по определению Кпр, m и b для песчаных образцов девона в ЦНИЛе треста Туймазанефть проводил И.П. Николаев, а для песчаных образцов нижнего карбона Арланского месторождения нефти исследования по нефтеотдаче были выполнены в УфНИИ под руководством В. М. Березина [1, 2].
Всего было исследовано 68 образцов керна карбона и девона. Величина b= mд/m, вычисленная для водоносных образцов, как b= 1 - c (c - остаточная водонасыщенность или для нефтеносных образцов остаточная водонефтенасыщенность), а значение коэффициента А было принято равным 28 000 в соответствии с работой [3].
На рис. 1 сопоставлены данные проницаемости образцов Кпр с величиной показателя степени n по данным упомянутых выше лабораторных определений. Из рис. 1 видно, что проницаемость пород тесно связана с величиной показателя степени n.
Для изучавшихся пород карбона и девона величина n изменяется от 1,1 до 3,3, закономерно увеличиваясь с уменьшением проницаемости, и характеризует структурные особенности пород.
Данные экспериментальных исследований показывают, что формула (1) применима для терригенных пород карбона и девона, следовательно, ее можно использовать для характеристики зависимости между проницаемостью, общей и динамической пористостью этих отложений. Для этого подставим в формулу (1) значения n, соответствующие определенной проницаемости пород согласно графику на рис. 1.
Полученная таким образом зависимость представлена на рис. 2, из которого видно, что для одного и того же значения общей пористости породы величина ее проницаемости может изменяться в широких пределах в зависимости от динамической пористости. Вместе с тем для породы с одной и той же проницаемостью динамическая пористость может также изменяться в сравнительно широких пределах. Поэтому нельзя ожидать тесной связи между проницаемостью и остаточной водонасыщенностью породы, а можно говорить об определенной тенденции увеличения остаточного водонасыщения породы с уменьшением ее проницаемости, что обычно и наблюдается при лабораторных исследованиях.
Для подтверждения полученных выводов были сопоставлены данные лабораторных определений общей пористости и проницаемости образцов терригенных отложений нижнего карбона ряда площадей северо- западной Башкирии (Арлан, Ново-Хазино, Касево и др.). Из рис. 3 видно, что между пористостью и проницаемостью образцов нет тесной связи. Наблюдается только общая тенденция увеличения проницаемости образцов с увеличением их пористости. Вместе с тем четко выделяются определенные пределы в зависимости между пористостью и проницаемостью пород. Так, для образцов с проницаемостью 15 миллидарси и выше пористость не снижается ниже 12%. Для пород с проницаемостью 100 миллидарси пористость не ниже 15,5%, для пород с проницаемостью 1000 миллидарси - не ниже 21,0%, а для пород с проницаемостью 4000 миллидарси не ниже 25% и т. д.
Необходимо заметить, что характер связи, представленной на рис. 2, может меняться в зависимости от глубины залегания песчано-алевролитовых пород. Под влиянием горного давления пористость породы уменьшается быстрее, чем ее проницаемость. Поэтому на больших глубинах более 2000 м породы с малым содержанием цементирующего материала могут иметь высокую проницаемость при сравнительно низкой пористости. Например, проницаемость крупнозернистых слабо глинистых песчаников нижнего карбона Мухановского месторождения достигает 1000-3000 миллидарси при общей пористости до 20%.
Так как величина общей пористости (пористости насыщения) не характеризует полезный объем пор, в которых содержатся и могут перемещаться различные флюиды, ряд исследователей (К.Г. Орган, П.П. Екимов, Ф.И. Котяхов, Г.Н. Покровская и др.) разрабатывает методы определения динамической пористости пород. Г.Н. Покровская считает, что динамическая пористость характеризует объем пор, не занятый связанной водой и остаточной нефтью. Величина динамической пористости в одном и том же образце может изменяться в зависимости от условий фильтрации (перепада давления, вязкости флюидов, поверхностных свойств и др.).
Однако можно установить максимальные давления и время, после которого процесс вытеснения практически прекращается. Полученные при этом данные характеризуют динамическую пористость пород. Принятое нами понятие динамической пористости можно отождествить с понятием эффективной (полезной) пористости, как это делают некоторые исследователи.
Однако А.А. Ханин и ряд других исследователей считают, что «эффективная (полезная) пористость определяется объемом насыщенной нефтью и газом части свободного сообщающегося порового Пространства породы и представляет собой свободную (открытую) пористость за вычетом остаточной воды. Величина эффективной пористости определяет общие запасы нефти в породе» [4]. С указанным понятием эффективной пористости нельзя согласиться, ибо к полезному объему пор в этом случае отнесены и те породы, в которых имеется остаточная неподвижная нефть.
При лабораторных определениях динамической пористости и проницаемости известняков обычно применяют ту же методику, что и для Песчаников. В то же время геометрия порового пространства этих видов коллекторов может быть различна. В песчаниках поровые каналы, распределенные направленной системой, соединяются между собой и могут пропускать через себя флюиды. У известняков негранулярной структуры поровые каналы расположены хаотично и частично не соединяются между собой. При лабораторных исследованиях большая часть поверхности образца закрывается стенкой зажимного патрона; в результате некоторые поры карбонатного образца изолируется и не участвует в фильтрации. Полученные при этом данные динамической Пористости и Проницаемости могут оказаться значительно ниже их истинной величины. Следует отметить, что и для песчаных образцов еще не разработана до конца методика лабораторных определений динамической пористости пород.
ЛИТЕРАТУРА
1. Березин В.М. Новый метод определения нефтеносности образцов пород. Труды УфНИИ, выпуск II, 1957.
2. Березин В.М. Определение нефтеотдачи образцов сцементированных горных пород при вытеснении нефти водой. Труды УфНИИ, выпуск II, 1957.
3. Перников М.Ш. Методика определения проницаемости нефтеносных пластов по данным электрического каротажа. Труды ВНИИ, выпуск XXIX, 1960.
4. Xанин А.А. Методы определения коллекторских свойств пород. Советская геология, № 9, 1960.
Трест Башнефтегеофизика
Рис. 1. Зависимость величины показателя степени n от проницаемости пород.
Песчаники: 1 - нижнего карбона, 2 - девона.
Рис. 2. Зависимость между проницаемостью, общей пористостью и величиной b=mд/m.
Рис. 3. Сопоставление данных пористости и проницаемости образцов терригенных
отложений нижнего карбона.
