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

усложняя структуру порового пространства. Следовательно, при внепшем давлении на породу изменение величин т„,Хж. г направлено к уменьшению дроби тп„г/Х, а значит, и к уменьшению проницаемости. При этом, как видно из выражения (180), уменьшение т„е/Х ведет к уменьшению проницаемости во второй степени.

Кстати, соотношением тех же величин т„, г ж X, которые до сего времени не учитываются в исследованиях фильтрации жидкостей и газов, вызывается кажугцееся преждевременное нарушение линейного закона фильтрации в малопроницаемых пористых средах, а не недостатками методики определения проницаемости, как утверждают, в частности, И. А. Бурлаков и Н. С. Гудок [28, 29].

Согласно изложенному по мере падения пластового давления проницаемость пласта должна уменьшаться. При этом, как считают В. Н. Николаевский и А. Т. Горбунов [183], между текущей проницаемостью пласта к и начальной к существует экспоненциальная зависимость

/с = /сое-«Др, (180)

где Ар - разность между начальным и текущим давлением в пласте; а - коэффициент, характеризующий влияние сжимаемости пород на проницаемость, который устанавливается опытным путем.

Наконец, из кривых рис. 44 видно, что наибольшее влияние внешнего давления на уменьшение проницаемости наблюдается при увеличении содержания в породах-глинистой фракции. Аналогичное явление наблюдалось и в исследованиях И. А. Бурлакова и Н. П. Фурсовой [30]. Кроме того, И. А. Бурлаков и Н. П. Фурсова обнаружили, что с повышением температуры в пористой среде уменьшается влияние внешнего давления на снижение проницаемости, особенно при малых внешних давлениях. В природных условиях породы испытывают не только внешнее, но и внутреннее давление. Поэтому на проницаемость их оказывает влияние разность между указанными давлениями, именуемая эффективным давлением.

О КОРРЕЛЯЦИОННОЙ СВЯЗИ МЕЖДУ ПРОНИЦАЕМОСТЬЮ И ПОРИСТОСТЬЮ

Выше было показано, что проницаемость пористых сред, в том числе горных пород, зависит не только от пористости, но и от проточности, извилистости и главным образом от радиуса поровых каналов. Поэтому полагаться на обязательно выраженную связь между проницаемостью и пористостью особых оснований нет. В ряде случаев попытки обнаружить эту связь оказываются безуспешными. Особенно это относится к карбонатным коллекторам, не имеющим явно выраженного зернистого строения.

Указанная связь возможна в том случае, когда в итоге осадконакопления, диагенетических и эпигенетических процессов создалось вполне определенное взаимосвязанное соотношение между всеми элементами, характеризующими структуру пустотного простран-

ства. Например, на рис. 45 приводятся корреляционные зависимости между пористостью и проницаемостью для девонских песчаников Туймазинского нефтяного месторождения [194], для угленосных песчаников Арланского и Николо-Березовского нефтяных месторождений [55], рифогенных отложений Грачевского нефтяного месторождения [141] и для межсолевых карбонатных отложений Ос-ташковичского месторождения (в последнем случае использовались чисто пористые и кавернозно-пористые разности). Коэффициент корреляции при построении этих кривых соответственно составлял г = 0,86; 0,90; 0,94; 0,55 и 0,75.

Приведенные под рис. 45 формулы связи между пористостью и проницаемостью параллельно напластованию для различных пород могут быть использованы только для приближенных оценок, особенно когда речь идет об определении проницаемости Ац.Так, анализ формулы, полученной для девонских отложений Туймазинского месторождения, показывает, что при определении по ней пористости по проницаемости А; II абсолютная погрешность составляет 0,5%, а при определении проницаемости по пористости т„ - абсолютная погрешность

Рис. 45. Корреляционная зависимость между пористостью и проницаемостью терригенных и карбонатных пород некоторых месторождений:

1 - Николо-Березовское, угленосные песчаники, 12,8 + 3,66 Ig ftjj =

(г = 0,94), г - Арланское, угле-

-1-4,33 Ig ft II (г = 0,90); 3 - Грачевское, рифогенные известняки, = 11,7 + + 3,3 Ig ft II (г = 0,55); 4 - Туйма-зинское, девонские песчаники, «1= = 8,94 -}- 4,56 Ig ft II (г =. 0,86); 5 - Осташковичское, кавернозно-пористые карбонатные породы, ™кпо

= 6,63 ftli ; 6 - осташковичское, пористые карбонатные породы, -

6,32 ft

0,19

равна ЗОО мД. Относительная ошибка соответственно составила 2,2 и 24,0% . Наибольшая степень погрешности в определениях Ац по по сравнению с определением по объясняется тем, что пористость обычно колеблется в более узких пределах, чем проницаемость.

Подобного типа корреляционные связи между пористостью и проницаемостью были обнаружены и для других месторождений, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам [67, 89, 90, 195, 223] гранулярного строения. Позтому, хотя корреляционная связь между пористостью и проницаемостью неизбежно связана с некоторой погрешностью, выявление ее имеет определенный практический смысл, так как она может быть использована для приближенных инженерных расчетов, связанных с оценкой запасов нефти и газа в залежах, с установлением объемов воды, нагнетаемой в различные, сообщающиеся между собой пласты при поддержании пластового давления и т. д. Выявление указанной связи имеет практический смысл, если керн, по которому определялись пористость

и проницаемость, по количеству и качеству объективно отображает соответствующие литологические разности. Нарушение этого условия из-за неполного выноса керна или из-за количественного несоответствия проанализированного керна объемному соотношению литологических разностей исключает возможность получения корреляционной связи между пористостью и проницаемостью, объективно отражающей действительное соотношение этих параметров пласта. К сожалению, это весьма важное обстоятельство не всегда учитывают, пользуясь разрозненным керном, ошибочно полагаясь при этом на всесилие математической статистики.

ОЦЕНКА ОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ

Оценка однородности пласта по проницаемости аналогична оценке его однородности по емкости, изложенной выше. Поэтому ограничимся здесь лишь рассмотрением графиков и коэффициентов, которые были применены для оценки однородности по проницаемости девонского пласта Д1 в некоторых скважинах Туймазинского нефтя-

0,8 lhi}h

Рис. 46. График для определения коэффициента однородности продуктивного пласта Туймазинского месторождения по проницаемости:

1 - СКВ. 1607, Щ = 0,795; 2 - СКВ. 1397, Kfe = 0,769; S - СКВ. 1282, Щ= 0,622; 4, - Скв. 1529, Щ = 0,885

0.8 Ikp

Рис. 47. График для определения коэффициента однородности продуктивного пласта с алевролитовыми и аргиллито-выми разностями по проницаемости.

1 - СКВ. 1607, Щ= 0,346; 2 - СКВ. 1397, Щ = 0,655; S - окв. 1282, Щ = 0,310; 4 - СКВ. 1529, Ки = 0.855

ного месторождения, угленосных отложений Арланского месторождения и рифогенного массива Грачевского месторождения.

На рис. 46 приводятся кривые для Туймазинского месторождения (скв. 1282, 1607, 1397, 1529), а на рис. 47 - аналогичные кривые для того же пласта с учетом алевролитовых и аргиллитовых прослоев. В первом случае коэффициент однородности по проницаемости оказался в пределах 0,622-0,885 и составил в среднем - 0,74,