Зависимость общей пористости н проницаемости обломочных пород от различных причин

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

ГОРНЫЕ ПОРОДЫ КАК ВМЕСТИЛИЩЕ НЕФТИ И ГАЗА

1. Пористость горных пород

бонатности песчаников менилитовых и эоценовых отложений Бит-ковского газонефтяного и Долинского нефтяного месторождений. По своему происхождению поры и другие пустоты в породе могут быть подразделены на первичные и вторичные.

В прошлом столетии Д. И. Менделеев высказал мысль о том, что нефть пропитывает горные породы подобно тому, как вода пропиты­вает губку. Эта идея подтвердилась в процессе развития нефтяной промышленности. Обычно вода, жидкие и газообразные углеводо­роды заполняют пустоты в горных породах: поры и трещины.

Все тела в природе имеют пустоты или поры, но особенно ото характерно для обломочных пород. Между отдельными частицами, слагающими такую породу, существуют пустоты. Суммарный объем пустот в породе, включая поры, каверны, трещины и т. д., называют общей (абсолютной) или теоретической пористо­стью. Величина объема нор, выраженная в процентах по отноше­нию ко всему объему породы, называется коэффициентом пористости:

где k_n — коэффициент пористости;

2п — суммарный объем всех пустот в породе; V — объем породы.

От чего же зависит величина коэффициента пористости в обло­мочных породах? Рассмотрим тело, состоящее из равновеликих шариков. Коэффициент пористости такого тела, как это доказал К. С. Слихтер в прошлом столетии, не зависит от размера зерен-шариков. Величина объема пор зависит от взаимного расположения зерен и характера их укладки (рис. 32, 33, 34). При наименее плот­ной укладке равновеликих зерен шарообразной формы коэффициент пористости равен 47,6%. Эта величина является теоретическим мак­симумом возможного объема пор. Поскольку обломочные породы сложены частицами, не имеющими строго шарообразной формы, и нередко скреплены цементом, объем содержащихся в них пор за­висит от формы частиц (табл. 31), степени их сортированности и нали­чия цемента. На рис. 35 представлены экспериментальные данные об изменении абсолютной (общей) пористости в зависимости от кар-

 

 

Рис. 32. Наиболее плотное располо­жение зерен. Тео­ретический объем пор 25,8%.

Рис. 33. Располо­жение зерен [срод­ней плотности. Теоретический объем пор 36,7%.

Рис. 34. Наименее-плотное располо­жение зерен. Тео­ретический объем пор 47,6%.

Т а б л и ц a 3f

Свойства породы

Факторы, от которых зависят пористость и проницаемость

Факторы, от которых не

зависят пористость или

проницаемость

 

Размер зерен и размер, пор

Общая пористость Взаимное расположение и укладка

Зерен

Форма зерен и степень их

окатанности

Степень отсортированности частиц,

слагающих породу

Наличие цементирующего вещества

Трещиноватость породы

Свойства проходящих через породу жидких или газообразных веществ

П роницаемость Размер пор и их количество

Размер зерен

Плотность укладки и взаимное расположение зерен Отсортированность

Цементация

Конфигурация пор

Взаимосообщаемость пор

Трещпноватость породы

Первичными называются пустоты, образовавшиеся одно­временно с самой породой. Вторичны м и называются пустоты, которые возникли в уже сформировавшихся породах.

В породе не все поры сообщаются между собой; газы и жидкости, содержащиеся в изолированных порах, не могут перемещаться по породе. Объем пустот породы, взаимосообщающихся между собой,

 

 

Гл. VI. Горные породы как вместилище нефти и газа

называется открытой (действительной) пористостью. Открытая пористость всегда меньше полной. Она приближается к величине последней в несцементированных обломочных породах и существенно отличается в карбонатных породах. Открытые поры могут быть на­сыщены водой, нефтью или газом, в то время как изолированные поры на том же самом участке породы могут содержать другие ве­щества. Например, на участке породы, заполненном нефтью, они могут содержать воду или газы.

Карбонатность, %

Рис. 35. График занпсимости абсолютной пористости от карбопатлости менилитовых и эоценовых отложе­ний Битковского газопофтяного и Долинского нефтя­ного месторождения (по А. К. Иванову и Н. И. Ма-рухняку, 1963).

Форма пор может быть самой причудливой. Величина поверх­ности пор связана с их формой и размерами. Величина пор, их форма и поверхность могут существенно влиять на перемещение подвижных веществ, поэтому их изучению уделяется много внимания. В обло­мочных породах общая поверхность пор находится в обратной зави­симости от размера частиц, слагающих пористый пласт, и может быть охарактеризована удельной поверхностью пород. Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц, содержащихся в единице объема породы. Ф. И. Котяхов предложил классифицировать породы по величине их удельной по­верхности. Эта классификация не получила распространения, по­этому мы на ней не останавливаемся.

Неоднократно у нас и за рубежом пытались классифицировать пустоты в породах. За основу брались самые различные признаки:

122
1. Пористость горных пород

размер пор, происхождение пор, характер цементации, форма поро-вых каналов и т. д. В табл. 32 приведена одна из наиболее полных классификаций пустот в горных породах, предложенная М. К. Ка-линко, который классифицирует пустоты по их морфологии, размеру_f происхождению, структуре, характеру заполнения твердым мине­ральным веществом и для трещин — по соотношению с текстурой..

Определение пористости в образцах производится различными лабораторными методами. В скважинах для определения пористости пластов применяется электрический и радиоактивный каротаж. Приемы исследований рассматриваются в соответствующих курсах осадочной петрографии, физики пласта и промысловой геофизики. Особенно трудно определить объем пор трещиноватых пород. Тре­щины существенно влияют на взаимосообщаемость пор и развитие пористости вследствие вторичных процессов. По данным различных исследователей на глубинах более 1000 м в осадочных породах не могут существовать трещины, раскрытость которых превышает 0,1 мм. Судя по опубликованным работам, трещинная пористость, т. е. объем пустот трещин, не превышает 1% и часто составляет 0,5—0,6%. Трещинная пористость образца породы, имеющего форму куба объ­емом 1000 см³ и пересеченного десятью трещинами с раскрытостью 0,1 мм каждая (по Е. С. Ромм), равна всего 1%.

Е. М. Смеховым, Л. П. Гмид, Е. С. Роммом и другими тре­щинная пористость определяется в специально изготовленных шли­фах по следующей формуле:

где т — трещиппая пористость;

b — раскрытость (ширина) трещин в мм;

I — длина трещин в мм;

s — площадь шлифа в мм².

А. А. Трофимук предложил определять емкость трещиноватых пород по промысловым данным. Вычисление ведется из расчета об­щего объема пласта, объема извлеченной жидкости и коэффициента отдачи.

Для плотных мергелей и известняков месторождений Карлы и Кинзебулатово А. А. Трофимук оценивает общую трещинную пори­стость 2%. Общая пористость существенно влияет на такие свойства пород, как плотность и относительное электрическое сопротивле­ние. Чем больше пористость породы, тем меньше ее плотность. На рис. 36 такая зависимость приведена для пород различного гео­логического состава, а на рис. 37 и 38 для палеозойских песчаников Арканзаса и для менилитовых и эоценовых песчаных отложений Битковского и Долинского месторождений.

Чем глубже погружена порода, тем больше давят на нее выше­лежащие породы. Увеличение давления приводит к более плотной

§ 1. Пористость горных пород 12

Плотность, г/см³ Платности _г/см^s

Рис.36. Связь между плотностью и по- Рис. 37. Связь между пори-

ристостью пород (по М. Л. Озерской). стостью и плотностью палео-

1 - глина; 2 - известняк; 3 - мергель; 4 - зойских песчаников Арканзаса

доломит; 5 — песчаник. (по М. М. Брэннеру).

ДЬсолптная пористость, %

Рис. 38. График зависимости проницаемости от пористости пород меншштовых и эоценовых отложений Долинского и Битковского месторождений (по А. К. Иванову и Н. И. Марухняку).

1, a — Долинское месторождение; 2, 4 — Витковское месторождение.

Гл. VI. Горные породы как вместилище нефти и газа

упаковке частиц породы и, следовательно, к уменьшению ее пори­стости и увеличению плотности. Изменение пористости пород в зави­симости от давления может быть выражено в процентах по отноше­нию к общей пористости. Интересные теоретические исследова­ния и экспериментальные данные в этом направлении приводятся

Рис. 39. Сопоставление расчетных кривых относительного изменения коэф­фициента пористости &kjk_a в зависимости от эффективного давления с экспе­риментальными данными (по В. М. Добрынину).

Модули: коэффициент максимальной сжимаемости пор Р^шах и коэффициент пористости А . Экспериментальные данные: 1 — песчаник торпидо рши = 1,6-10~* am-¹, ft =20,2%; 2 — песчаник медина ртах = 2,1-10-* от-¹, А = 8,7%; 3 —песчаник хантингтон-бич [2] рши = 2,9-10-* am-¹, й_п=24%; 4 — песчаник сан-джоакин-валлей [2] ртах = — 3,2-10-* am-¹, fc_n = 8,9%; S—песчаник сан-джоакин-валлей ртах = 5,1-lQ-* am-¹, fe = 19,9%; 6—искусственный керн из сцементированных зерен окиси алюминия [2] ртм= 0,37-10-* am-¹, fe_u=28,6%; а —й_д=20%; б — й_д=10%; в— ft_n=5%.

В. М. Добрыниным. На рис. 39 приведено сопоставление расчетных кривых и экспериментальных данных упомянутого автора для неко­торых песчаников и искусственно изготовленных образцов. Приве­денные кривые отчетливо показывают уменьшение общей пористости (увеличение относительного изменения пористости в %) в зависимости

от давления.

Таким образом, можно говорить об уменьшении пористости и увеличении плотности обломочных пород с увеличением глубины их захоронения. В качестве примера можно привести четвертичные, третичные и мезозойские отложения Предкавказья. Эти отложения

1. Пористость горных пород 127

в пределах Западно-Кубанского прогиба перекрыты довольно мощной толщей осадков. На севере, в пределах платформы, мощность осадоч­ного разреза резко убывает. Соответственно изменяется и плот­ность осадков (табл. 33).

Таблица 33