Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 [ 18 ] 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94

Иначе говоря, та„ представляет собой отношение объема пор к объему кавернозно-пористого образца породы без объема входящих в него каверн, а тЯрд - отношение того же объема пор к объему образца с учетом объема каверн.

В соответствии с этим п открытую пористость можно выразить такил! же образом

(64)

Имея в виду, что согласно (19)

<п = 1-. (65)

и учитывая (64), выражение (62) можно представить в виде

оп = (1-к)(« -Ь) (66)

или, пртшпмая во внимание (24),

"on-jr Oa--b). (67)

Рп \ Рм /

Следовательно, зная плотности кавернозно-пористого образца Рк, пористой части его р, минерального состава рм и коэффициенты а и Ь, можно определить коэффициент открытой пористости т„„. Коэффициент открытой кавернозности может быть найден по разности между коэффициентами открытой емкости пустот образца ткп

и открытой пористости ТЯоп

т„к = топ - т„п- (68)

Коэффициент открытой емкости пустот тякп в даннол! случае может быть найден из выражения

т -1 (с -Ркк) РвРоб /f.Q\

m-oKn-i- [(Рс-Ров + Роб)РоЬ-Ро6Рв]рк-

Это выражение получено в результате сложения формул (60") и (70)

(Рк - Рс) РвРоб /ул»

°" ((Рс-РовЧ-Роб)роб-РобРв]Рк

которая представляет собой разновидность формулы (54), когда объем образца определяют после его облицовки непромокаемой пленкой путем взвешивания в воде, не прибегая к заполнению каверн парафином.

Если массой облицовки образца можно пренебречь вследствие ее малости, формула (69) примет вид

л (Рс -Ркк)Рв /уч

Используя изложенные пути определения открытой и полной емкости каверн и пор совместно и раздельно, можно оценить средневзвешенную величину их в карбонатном коллекторе по схеме, изложенной выше.

СВЯЗЬ МЕЖДУ РАЗЛИЧНЫМИ ВИДАМИ ПУСТОТ В КАРБОНАТНЫХ ПОРОДАХ

Между емкостями различного вида пустот карбонатных пород, как показывают исследования, наблюдается корреляционная связь,

аппроксимируемая линейными функциями вида (62). В качестве примера на рнс. 11 приводятся кривые зависимости: открытой пористости гпоп от полной пористости тЯпп для воронежских отложений Речицкого месторождения (кривая 1); коэффициента открытой емкости каверн и пор окп от коэффициента полной емкости их тЯпкп (кривая 2 для межсолевых отложений месторождения Осташковичн, кривая 2а - для семилукских отложений Речицкого месторождения); полной каверноз-m„it„ ности тяпк от полной емкости ка-"пк

Рис. и. Кривые взаимосвязи между различными видами пустот карбонатных пород

верн и пор /Ппкп; открытой кавернозности тИдк от полной емкости каверн тЯпк (кривая 3); открытой кавернозности т от полной емкости каверн ипортяпкп (кривая 4) и, наконец, открытой кавернозности т от открытой емкости каверн и пор ткп (кривая 5).

Кривые на рис. 11 свидетельствуют о том, что наблюдаюп];аяся связь между емкостями различных видов пустот карбонатных пород неоднозначна. Поэтому для установления или уточнения запасов нефти и газа в залежах перечисленные на рис. 11 зависимости должны оцениваться в каждом случае отдельно.

ОЦЕНКА НЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ЕМКОСТИ ПУСТОТ

Газонефтенасыш;енность и газонефтеотдача коллекторов, как и необходимое количество информационного материала для их характеристики, в значительной мере зависят от лптологической неоднородности пород. Поэтому оценка однородности коллекторов по их емкости и другим физическим параметрам имеет важное значение.

Однородность пласта по емкости пустот или по какому-либо иному свойству может характеризоваться коэффициентом однород-

ности. Если по емкости исследуемый коллектор однороден по всей мощности, коэффициент однородности равен единице. При полной неоднородности коэффициент однородности принимается равным нулю. С.тедовательно, во всех остальных случаях величина коэффициента однородности находится между нулем и единицей.

Для отыскания коэффициента однородности пород по любым кол-лекторским свойствам может быть использован графический метод Лоренца [202]. На рис. 12 приводится график для оценки однородности пористости пласта Д1 в скв. 1607 Туймазинского месторождения. По оси ординат этого графика отложена безразмерная величина "hiini/hm, где - мощность слоев с разной пористостью те,-; h - полная мощность пласта; т - средневзвешенная пористость. По оси абсцисс откладывается безразмерный параметр hjh.

Для построения графика сначала составляют таблицу, в которую заносят пористость различных интервалов пласта в убывающем порядке. Диагональ БА соответствует полной однородности пласта; линия ОБА - полной неоднородности и линии ОСА и ОСА - частичной неоднородности.

Линия ОСА построена для продуктивных прослоев пласта, общая мощность которых равнялась h, линия ОСА - для всей мощности пласта с учетом прослоев алевролитов и аргиллитов. В соответствии с этим коэффициент однородности для продуктивных прослоев представляет собой отношение площади ОВАС к площади ОБА, а для всей мощности пласта с учетом алевролитов и аргиллитов - отношение площади ОБ АС к площади ОБА. В соответствии с этим коэффициент однородности для песчаников со-

Ehi/h

ставил Кт= 48,5 : 50 = 0,97, а с учетом

Рис. 12. График для определения коэффициента однородности пласта по пористости

всех литологических разностей Кт = 0,776.

Первый из этих коэффициентов {Кп) характеризует однородность цементации и гранулометрического состава продуктивных прослоев пласта, а второй (Кт), кроме того, - литологическую однородность всего пласта. Раздельно литологическая однородность пласта должна определяться из выражения {ОБА-ОБАС + ОБАС): ОБА = (1-0,97 + 0,776) : 1 = 0,806.

На рис. 13 приводятся кривые Кт, построенные для терригенных отложений пласта Д1 Туймазинского месторождения, для угленосных отложений Арланского месторождения и по нижней части рифогенных отложений Грачевского месторождения. Из приведенных кривых видно, что степень однородности рассмотренных пород по пористости в районе расположения оценочных скважин практически одна и та же и составляет в среднем 0,77. При этом, как показывает график, представленный на рис. 14, средняя пористость