ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Изменение плотности осадочных пород

в Западном Предкавказье (по М. Р. Пустыльникову,

Е. У. Савиной и А. А. Климареву, 1963),г/см³

Отложения	Западно-Кубанский прогиб	Платформен ная область
Четвертичные Третичные Меловые	1,8-1,9 1,8-2,3 2,4-2,5	1,7-1,8 1,8-2,0 2,3-2,4

Следует иметь в виду, что песчаные и глинистые породы реагируют на давление по-разному. Песчаные породы при повышении давления сначала несколько уплотняются, пористость их уменьшается до не­которого предела. После достижения предела уплотнения дальней­шее увеличение давления воспринимается непосредственно зернами породы (скелетом породы). При этом уплотнение породы возможно уже только за счет упругости минеральных частиц, слагающих породу. При снятии давления возможен частично или полностью обратный процесс — увеличение объема за счет сил упругости. Если давление вышележащих пород превосходит предел упругости, то начинается раздробление частиц породы, в результате которого вновь происходит уплотнение породы. Например, для кварцевых песков раздробление минеральных частиц по данным М. А. Цветко­вой начинается при давлении 350—400 кГ/см². Глины вследствие особенностей строения их скелета могут уплотняться значительно больше, чем пески, соответственно пористость глин изменяется в бо­лее широких пределах.

Значительно труднее установить связь между трещинной общей-пористостью и плотностью пород. Например, на рис. 40 приведены фактические данные по трещинным породам верхнемеловых отложе­ний Прасковейской площади Прикумского района Ставрополья (по Н. П. Фурсовой, 1962), Отсутствие четкой зависимости, воз­можно, объясняется несовершенством методов исследований. Изуче­ние трещинности в шлифах, разумеется, не может дать полного пред­ставления о характере трещинности по всему разрезу изучаемой толщи. В этом отношении более перспективными должны оказаться методы исследований, позволяющие изучать всю толщу в целом, например путем изучения промысловых данных, как это предлагает А. А. Трофимук, или путем применения различных видов каротажа.

 

Гл. VI. Горные породи как вместилище нефти и газа

Рис. 40. Диаграмма средних значений пористости, проницаемости, плотности,

карбонатностн и густоты трещин нсрхнемеловых отложений Прасковейской

площади Прикумского района Ставрополья (но Н. П. Фурсовой, 19(52).

j — трещинная пористость в % (увеличено в 1000 раз); И — открытая пористость в % (уве­личено в 10 раз); 3 — трещинная проницаемость в жй; 4 — плотность пород в г/см' (увеличено в 100 раз); s — карбонатность пород в %; в —густота трещин (число трещин на 1 м).

В частности, А. М. Нечаем предложено несколько методов определе­ния трещинной пористости с помощью комплекса методов

радиоактивного и электриче­ского каротажа. Электрическое сопротивление пород сильно меняется в зависимости от сте­пени трещиноватости. Для при­мера на рис. 41 показано из­менение удельного электриче­ского сопротивления трещино­ватых известняков башкирского яруса Кулешовского месторо­ждения в зависимости от их пористости (по Б. Е. Фельдман и А. Т. Боярову).

Рис. 41. Зависимость удельного электрического сопротивления из­вестняков башкирского яруса Куле­шовского месторождения от их по­ристости.

I— вычисленная по формуле Арчи; и — вычисленная по формуле Хамбла.

 

2. Проницаемость горных пород

Способность породы пропускать жидкость и газ называется проницаемостью. Абсолютно непроницаемых пород нет, так как любая горная порода при больших градиентах давлений может пропускать жидкость и газ. Однако в практике непроница­емыми породами называют такие породы, которые при существующих в верхней части земной коры перепадах давлений (в том числе и в горных выработках) не пропускают жидкость и газ. Такие породы

могут содержать в своих порах воду, нефть и газ, по они с трудом выделя­ются из них.

Рис. 42. Экспериментальная установка для изучения коэф­фициента фильтрации.

Проницаемость не может служить мерой действительного содержания жид­кости в породе, она только определяет способность перемещения жидкостей и газов и возможность их отдачи по­родой. В 1856 г. Дарси опубликовал результаты опытов по фильтрации воды в песке. Закон фильтрации, вы­веденный на основании этих опытов, получил название закона Дарси.

Опытами установлено, что скорость фильтрации v прямо пропор­циональна гидравлическому уклону ^г , '•-:

Коэффициент пропорциональности &_ф называется коэффици­ентом фильтрации (рис. 42). Он зависит как от свойств проходящих через породу веществ, их плотности d и вязкости (д,, так и от свойств самой породы:

Величина /с_пр, отражающая свойство породы пропускать через себя жидкость и газ, называется коэффициентом прони­цаемости.

Гидравлический уклон f ¹~ ^a j можно выразить через перепад давления

Гл. VI. Горные породы как вместилище нефти и газа

Тогда линейный закон фильтрации (закон Дарси) примет вид

Проницаемость измеряется в дарси. За дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу с поперечным сечением 1 еж² и при перепаде давления 1 am на протяжении 1 см проходит 1 см^ъ жидкости вязкостью 1 спз. Так как величина коэффициента проницаемости горных пород, развитых в нефтегазоносных районах, в большинстве случаев меньше 1 д, то проницаемость пород обычно характеризуют в единицах миллидарси, составляющих 0,001 д. Из определения и физического смысла коэффициента проница­емости следует, что величина его не должна зависеть от природы жидкости, которая движется через образец пористой среды.

Однако на практике обычно наблюдаются изменения этого коэф­фициента в зависимости от природы фильтрующихся веществ. Эти изменения иногда превышают 100%. Не должен изменяться коэф­фициент проницаемости и во времени. Но в опытах часто наблюда­лось падение проницаемости более чем на 50% за 1 ч.

Существуют различные объяснения причин, вызывающих изме­нение проницаемости во времени и влияние на нее свойств жидкости. При фильтрации жидкостей в рыхлых коллекторах и наличии весьма мелких фракций песка возможны перегруппировка зерен породы (суффозия) и забивание поровых каналов мелкими частицами, изме­няющими проницаемость среды. Частицы, находящиеся в нефти во взвешенном состоянии, при выпадении вызывают закупорива­ние пор. В результате выделения смолистых веществ, содержащихся в сырой нефти, происходит отложение их на поверхности зерен по­роды, что приводит к уменьшению поперечного сечения поровых ка­налов. При фильтрации воды в коллекторах, содержащих глинистые частицы, последние разбухают, что вызывает уменьшение попереч­ного сечения поровых каналов. При воздействии воды на кремнезем возможно образование коллоидального кремнезема в поровых кана­лах, это также ведет к их закупориванию. При выделении из воды СО₂ значительно уменьшается растворимость СаС0₃, и последний осаждается в порах, уменьшая их эффективный диаметр.

Изменение проницаемости вследствие цементации количественно учесть довольно трудно. А. А. Ханин приводит экспериментальные данные для песчаных пород (рис. 43). Резкое падение проницаемости наблюдается в песчаных породах, в которых содержание цемента достигает 4—10%. В обломочных породах плотность упаковки частиц ведет не только к уменьшению пористости, но и к уменьшению раз­мера пор. Поэтому при увеличении плотности пород следует ожидать в общем уменьшения проницаемости. Экспериментальные данные об изменении проницаемости в зависимости от плотности пород при­ведены на рис. 44. Как видно из этого графика, наиболее резко па-

§ 2. Проницаемость горных пород

дает проницаемость песчаных пород, плотность которых превышает

2,0 г!см³. _е

Выше отмечалась обратная связь между плотностью пород и общей пористостью. Значительно сложнее связь в обломочных породах ме­жду проницаемостью п пористостью. Некоторые экспериментальные

Рис. 43. Зависимость проницаемости от содержания цемента в песчаных породах (по А. А. Ханипу). 1 — средне- и мелкозернистые песчаники доживетского возраста Пачелмы; 2 — мел­козернистые песчаники свиты Горячего Ключа Ставрополья; 3 — мелкозернистые песчаники угерской свиты Бильче-Волицы; 4 — мелкозернистые песчаники угленосной свиты Арчеды; 5—мелкозернистые пес­чаники угленосной свиты Жирное.

Рис. 44. Зависимость проницаемости от плотности породы (по А. А. Ханину).

1 — мелкозернистые песчаники пашийского горизонта и живетского яруса девона Башки­рии и Татарии; 2 — мелкозернистые песча­ники бугурусланской (уфимской) свиты ка­занского яруса верхней перми Тарханского газового месторождения; 3—алевролит абазип-ской свиты нижнего палеогена Ахтырско-Бугундырского нефтяного месторождения! 4 — мелкозернистые песчаники майкопской свиты Краснодарского района; 5 — алевриты хадумского газоносного горизонта Ставро­полья.

данные по этой зависимости приведены на рис. 38 для менилито-вых и эоценовых отложений Долинского и Битковского месторожде­ний. Как видно из рис. 38, зависимость между пористостью и про­ницаемостью не имеет линейного характера, хотя в общем увеличе­ние пористости приводит к росту проницаемости. Проницаемость наиболее тесно связана с размером пор и их конфигурацией, в то время как общая пористость по существу не зависит от размера пор. Много раз связь между этими параметрами пытались опреде­лить теоретическим путем. При этом обычно для выражения связи

Гл. VI. Горные породы как вместилище нефти и газа

привлекалась удельная поверхность. По Ф. И. Котяхову теоретиче­ская зависимость может быть выражена следующей формулой:

или

где s_n — удельная поверхность в см²/см^в; /с_пр — проницаемость в д; k_a — коэффициент пористости в долях единицы,

А. И. Леворсен для тех же величин предложил следующую зави­симость:

Однако все же эта формула не может быть распространена на кол­лекторы всех нефтегазоносных провинций.

Изменение пористости, плотности и проницаемости пород в зна­чительной мере зависит от давления, которое эти породы испыты­вают. В земной коре порода воспринимает на себя давление, обусло­вленное весом вышележащих пород (горное давление р_г), а также давление жидкости или газа, заполняющих поры этой породы (пла­стовое давление р_Л11). Если под действием горного давления породы стремятся к сжатию, то пластовое давление препятствует этому про­цессу. Таким образом, можно говорить, что изменение плотности породы происходит под влиянием эффективного давления р_а^. Эффективное давление может быть рассчитано по формуле

где п «=* 0,085 (В. М. Добрынин, 1963). Величина этого коэффициента определена экспериментально и, очевидно, связана с упругой дефор­мацией частиц, слагающих скелет породы. Поскольку сжатие по­роды приводит к уменьшению сечения поровых каналов, оно весьма существенно влияет па изменение коэффициента проницаемости, которое может происходить в весьма широких пределах. Например, по В. М. Добрынину (1963) для некоторых песчаников при эффек­тивных давлениях, достигающих 1400 am, коэффициент проница­емости может уменьшаться более чем вдвое по сравнению со значе нием, измеренным при атмосферных условиях.

Проницаемость трещиноватых пород зависит от количества тре­щин, их протяженности и степени раскрытости. При раскрытости

§ 2. Проницаемость горных пород

трещин в породе не менее чем на 10 мк проницаемость породы может быть рассчитана по формуле Буссинека

Здесь k_пр— коэффициент проницаемости в д;

b — раскрытость трещин в мм

т — трещинная пористость в %.

Так как

где l — длина трещин в мм,

s — площадь шлифа в мм*, то

т. е. коэффициент проницаемости трещиноватых пород пропорци­онален кубу раскрытости трещин. По Е. С. Ромм проницаемость системы трещин пропорциональна проницаемости отдельной трещины и отношению раскрытия трещин к расстоянию между ними

где Кпр — коэффициент проницаемости системы трещин;

k'пр — проницаемость отдельной трещины;

b— раскрытость трещин; L — расстояние между трещинами.

Учитывая это, общую формулу проницаемости для трещинных пород можно выразить

 

где величины bи L даны в см.

Проницаемость пород, содержащих нефть и газ, изменяется в широких пределах, от нескольких миллидарси до нескольких дарси. Пласт можно назвать хорошо проницаемым, если коэффициент про­ницаемости составляет единицы или десятые доли дарси. Часто нефтяные и газовые пласты неоднородны по проницаемости. В боль­шинстве случаев при отсутствии секущих трещин проницаемость пластов вдоль непластования значительно больше, чем в направле­нии, перпендикулярном поверхности напластования. Лабораторные определения проницаемости пластов по имеющимся кернам харак­теризуют локальную проницаемость коллекторов тех интервалов и на тех участках, откуда эти керны взяты. Для определения средних значений коэффициента проницаемости необходимы отбор и иссле-

Vi. Горные породы как вместилище нефти и газа

дования большого количества кернов, взятых в различных (как по расположению на продуктивной площади, так и по глубине) точках пласта. В промысловых условиях проницаемость может быть рассчи­тана по электрокаротажпьш диаграммам или по результатам спе­циальных наблюдений над притоками жидкостей и газов в скважину. Существует представление о полезной емкости коллектора, кото­рая является суммарной емкостью открытых пор за вычетом объема остаточной воды. Зависимость между эффективной пористостью и проницаемостью по Л. А. Ханину для обломочных пород различ-

ного гранулометрического состава представлена на рис. 45.

Проницаемость абсолютная, мд Рис. 45. Соотношение между эффективной пористостью и проницаемостью для различ­ных по гранулометрическому составу пород-коллекторов (по А. А. Хапипу). J — алевролиты с преобладанием мелкоалевритовой фракции; 2 — алевролиты о преобладанием круп-ноалеврптовой фракции; ,1 — песчаники мелкозерни­стые; 4 — песчаники средне- и крупнозернистые.

Наиболее хорошо изу­чены породы с межзерно­вой проницаемостью, зна­чительно хуже — породы с трещинной проницаемо­стью и почти совершенно не изучена проницаемость плохо проницаемых пород, в частности глин. Для восполнения этого пробела автор с А. Г. Милешиной провел эксперименталь­ные работы по изучению фильтрации нефтей через глинистые породы. Для исследования были взяты три образца естественно влажных глин различного

минералогического состава (гидрослюдистые и монтмориллонитовые) и возраста. Фильтрация нефтей проводилась на специально скон­струированной аппаратуре в направлении, перпендикулярном к на­пластованию, при различных давлениях — от 2,5 до 200 am.

Девонские нефти Ромашкинского и Туймазинского месторожде­ний через образцы глин длиной 2,5 и 3,5 см не фильтровались. Менее вязкие кулсаринские и сураханские нефти фильтровались. По­явление первых капель фильтрата, проходящего через юрские глины, наблюдалось при перепаде давления 2,5 am в среднем через 30— 38 суток, а при перепаде 60 и 120 am через 4—6 суток. Первые капли фильтрата нефтей, проходящего через палеогеновые и нижне­меловые глины, проявлялись лишь при повышении давления до 120 am.

На рис. 46 показано отсутствие в эксперименте закономерной связи между скоростью фильтрации и давлением, изменение этих параметров не следует закону Дарси.

134
2. Проницаемость горных пород

По существу влияние давления сказывалось лишь на появлении фильтрата, а резкое снижение его привело к полному прекращению фильтрации. В. П. Савченко, изучивший аналогичные процессы, предложил называть перепад давления, при котором начинается

фильтрация, давлением про­рыва, а перепад давлений, при котором прекращается фильтра­ция, давлением пережима. Ука­занный исследователь отмечает, что значения давления пережима всегда более низкие по сравне­нию с давлением прорыва. Ана­логичные явления наблюдаются и в некоторых наших экспери­ментах. Так, в эксперименте с палеогеновыми глинами из Дылыма давление прорыва со­ставляет 120 am, а пережима 80 am; для нижнемеловых глин Дузлака оба давления равны 120 am.

Рис. 46. Фактическая и теоретическая зависимость линейной скорости от да­вления при фильтрации сураханской нефти через глину месторождений Ды- лым. о — фактическая зависимость ''линейной ско­рости фильтрации от давления; б — теорети­ческие зависимости скорости фильтрации от давления при коэффициентах проницаемости по точкам 1 и 6.

Из сказанного следует вы­вод о неприменимости закона Дарси для наблюдаемых слу­чаев проникновения нефтей через глинистые породы. Этот закон применим для движения жидкостей или газов в случае их струйной фильтрации при наличии эффективной пористо­сти. Именно для такого вида миг­рации они выводился¹. Исходя из приведенной выше зависимо-

сти между эффективной и общей пористостью, можно сказать, что при диаметре капилляров менее 0,1 мк эффективная пористость отсут­ствует, и зависимость между ней и проницаемостью теряет смысл. При малом диаметре капилляров (десятые и сотые доли микрона) струйное течение жидкостей (и, вероятно, газов) отсутствует. Следует искать другие законы, объясняющие прохождение жидкостей через породы. Проведенными экспериментами установлена возможность

¹ В подземной гидравлике теоретически и экспериментально определяются границы применимости закона Дарен. Критерием оценки служат критические значения числа Рейнолъдса (Re). Обычно исследуются верхние пределы при­менимости закона Дарси при максимальных скоростях. В описываемых слу­чаях условия экспериментов находились на границе или ниже нижнего предела значения Re_Kn.

 

 

 

Гл. VI. Горные породы как вместилище нефти и газа

 

перемещения нефти, по-видимому, в виде пленок через глинистые «непроницаемые» породы. Для получения эффекта фильтрации да­вление прорыва необязательно должно быть высоким. Тот же эффект может быть получен при меньших давлениях, но при большем вре­мени. Например, для юрских глин перепад давления 2,5 am обеспе­чивает появление фильтрата через 30—38 суток, а перепад 60 и 120 am — через 4—6 суток. Можно предположить, что в природе в случае благоприятных условий аналогичные процессы протекают при значительно меньших перепадах давлений, но в течение доста­точно длительного времени. Из сказанного следует, что проникнове­ние жидкостей через породу определяется не только законом филь­трации. При проникновении жидкости в виде пленок через плохо проницаемую породу коэффициенты проницаемости и фильтрации не применимы.