Удельное сопротивление пористых осадочных пород – коллекторов

Удельное сопротивление пористых осадочных пород – коллекторов

Жидкая фаза. Удельное электросопротивление нефти очень велико (достига­ет Ом·м). Для поровых вод удельное электросопротивление сильно изменяется в зависимости от минерализации, температуры и в меньшей степени от состава вод. Минерализация последних возникает при растворении в воде галита, сильвина, бишофита и др.

Отступление. Пластовые воды в продуктивном горизонте Собинского месторождения Красноярский край представлены преимущественно рассолами хлоридного натриевого и кальциевого-натриевого состава с минерализацией более 200 г/л. В табл. 9.1 дана обобщенная характеристика состава рассолов Собинской площади (Шестокова, 2007).

Таблица 9.1

Обобщенная характеристика состава рассолов Собинской площади

Статистика	pH	Na+ + K+	Ca2+	Mg2+	HCO-3	Cl-	SO2-4	J-	Br-	Минера-лизация	Cl/Br	Ca/Mg	Ca/Br
Среднее	6,21	62,8	13,7	8,6	0,23	137,2	1,27	0,022	1,52	232	1633	1,54	158
Стандарт	1,43	14,6	5,8	5,1	0,25	34,7	0,41	0,022	1,06	30,4	2009	1,15	189
Минимум	3,6	22,9	4,7	1,4	0,09	33,7	0,71	0,003	0,03	194,7	60	0,69	5,6
Максимум	8,2	79,4	26,2	22,7	1,09	185,1	2,17	0,075	2,6	295,7	5560	4,12	518

Примечание. [Шестакова, В. И. Гидрогеологические особенности нефтегазоконденсатного месторождении / В. И. Шестакова. // Материалы конференции « Трофимуковские чтения 2007 г.». – С. 210–213].

За­висимость удельного электросопротивления природных рас­творов от их минерализации дана на рис. 9.3. Галит – наибо­лее распространенный из растворимых минералов (удельное сопротивление минерала Ом·м). Как видно из этих данных, удельное электросопротивление раствора NaCl с концентрацией кг/м ³ (г/л) равно 0,055 Ом·м, которое 1000 раз меньше сопротивления раствора с концентрацией кг/м ³ (Ом·м).

Состав вод несущественно влияет на , особенно в том случае, если они не содержат ионов ОН^– и Н⁺ с аномально высокой подвижностью. При одинаковой концентрации нор­мальные растворы NaCl, KCl, СаCl₂ и MgCl₂ имеют близкое удельное электросопротивление. Однако при той же концентра­ции удельное электросопротивление растворов H₂SO₄ гораздо ниже (см. рис. 9.3).

Температура на влияет меньше. В диапазоне 20 – 200 °С может, например, для раствора NaCl заданной концентрации уменьшиться до 6 раз. Спад с температурой объ­ясняют уменьшением вязкости поровой воды, а также гидратации ионов ее электролита, увеличивающих их подвижность, а, следовательно, и электропроводность электро­лита.

Расчет параметра пористости. Для коллекторов основным физическим параметром горных пород, который используется в нефтяной геологии, становится их коэффициент пористости. Определение коэффициента пористости коллекторов нефти, га­за и погребенных вод геофизическими методами основывается на различии физических свойств среды, заполняющей поровое про­странство, и твердой фазы коллектора.

Физическим обоснованием применения метода сопротивления для определения коэффициента пористости коллекторов является существенное различие между электрическим удельным сопротив­лением породообразующих минералов создающих скелетную компоненту твердой фазы осадочных горных пород, и вод ρ_в, за­полняющих поровое пространство.

Основой для определения коэффициента пористости становится зависимость параметра пористости Р_П от коэффициента пористости К_П

Р_П = F(К_П), (9.7)

где Р_П = ρ_вп / ρ_в; ρ_вп – удельное сопротивление горной породы при полной насыщенности пластовой водой; ρ_в – удельное сопротивление пластовой воды

Когда в поровом пространстве породы отсутствуют углеводороды и удель­ное электрическое сопротивление глинистой фазы незначительно отличается от удель­ного сопротивления поровых вод ρ_в ( ρ_в), то метод сопротивлений позволяет надежно и с высокой сте­пенью точности определять величину открытой пористости, осо­бенно при известной структуре коллектора (в основном степени его консолидации). Еще одним условием надежности данного метода становится условие отсутствия в горных породах прово­дящих минералов (пирит и другие сульфиды, графит, магнетит и т. д.),

Для определения коэффициента пористости сложных коллекторов необходимо знать ряд сторонних факторов. Между истинными значениями коэф­фициентов пористости (закрытая пористость отсутствует) и ве­личинами коэффициента пористости водонасыщенного коллектора , определенного по электрическому сопротивлению существует связь:

,

где – объемное содержание проводящих минералов; – их электрическое удельное сопротивление; – коэффициент глини­стости; и ρ_в – электрические удельные сопротивления соответ­ственно глин и минерализованной воды, заполняющих поровое пространство.

Неглинистый коллектор. Коэффициент пористости коллектора методом со­противлений устанавливается по зависимостям параметра относительного сопротивления (параметра пористо­сти) или его фиктивного значения (где – по­верхностная проводимость) от коэффициента пористости .

При лабораторных исследованиях по­верхностная проводимость исключается. Параметр пористости определяется как , где ρ_вп – удельное сопротивление неглинистой породы гранулярного строения, поры которой полностью насыщены минерализованной водой; ρ_в – удельное сопротивление этой воды.

Для чистых неглинистых коллекторов зависимость от можно представить соотношением

, (9.8)

где – параметр пористости; m – структурный показатель, который характеризует структуру коллектора, и в частности степень его консолидации; – численный коэффициент, который также зависит от литологического соста­ва и структуры породы, и изменяется в сравнительно узких пределах (от 0,4 до 1,4).

Для определения коэффициента пористости коллекторов, залегающих на глубинах, превышающих 1000 м, должны использоваться зави­симости , построенные по данным изучения электриче­ских свойств керна и его пористости при эффективном напряже­нии (давлении) и температуре, близких к пластовым (рис. 9.4).

За рубежом используются зависимости для широкого диапазона коллекторов с различной структурой порового пространства, которые приведены в [2] Это уравнения:

фирмы Хамбл , (9.9)

фирмы Шлюмберже , (9.10)

Г. Гюйо , (9.11)

Некоторые значения и для песчано-глинистых пород из нефтяных и газовых месторождений России приведены в табл. 9.2.

Таблица 9.2

Значения показателя степени и коэффициента для

песчано-глинистых пород нефтяных и газовых месторождений [2]

Место взятия образца			Исследователи
Туймаза	2,26	0,53	Л. П. Долина
Прикумский район	2,01	0,97	Г. М. Авчян
Куйбышевская область	1,72	1,08	Н. Я. Качурина
Среднее Приобье	1,85	1,00	Л. М. Дорогоницкая
	2,13	1,00	Л. М. Дорогоницкая
Краснодарский край	1,71	0,91	В. Н. Кобранова
Татария	1,93	0,9	В. Н. Кобранова

Анализ показывает, что при переходе от среднесцементированных пород к более уплотненным породам с увеличением изменяет­ся . Отметим, что для глинистых песчаников характерны высокие значения и низкие , для сильно сцементированных пород наблюдается обратное соотношение.

Можно предположить наличие между показателем степени и коэффициентом корреляционной связи, которая дана на рис. 9.5.

На основании данных рис. 9.5, путем регрессионного анализа, Г. М. Авчан для сцементированных песчано-глинистых пород получил зависи­мость:

. (9.12)

Корреляционное отношение между коэффициентом и структурным параметром равно 0,93. С учетом уравнения (9.12) формулу (9.8) можно представить в виде

. (9.13)

Для карбонатных пород между коэффициентом и структурным параметром также существует корреляционная связь. Графическое представление этой связи дано на рис. 9.6. Аналитическая связь по данным регрессивного анализа получено [2]

. (9.14)

С учетом уравнения (9.14) формулу (9.8) для карбонатных пород можно записать в виде

. (9.15)

Для карбонатных пород зависимость параметра пористости от коэффициента пористости для нескольких значений структурного показателя , рассчитанная по формуле (9.15), изображена на рис. 9.7. При больших значениях параметра m (m = 2,8 – 3,6 ) параметр пористости Р_П имеет низкую чувствительность от коэффициента пористости.

Для практических целей у карбонатных пород необходимо использовать зависимость , которая получена при условиях приближенных к реальному залеганию керна. В случае отсутствия таковых можно использовать зависимости электрического сопротивления породы от коэффициента пористости , которые экспериментально получены при атмосферном давлении и комнатной температуре. При этих условиях получаем подгоночный параметр m_о. Далее его необходимо подправить до значения параметра m, и только тогда использовать формулу (9.15) для расчета коэффициента пористости. Поправочные номограммы приведены в работе [3].

Рис. 9.7. Зависимость параметра пористости карбонатных пород от коэффициента пористости, Шифр кривых – значения структурного показателя

Глинистые породы. Для глинистой водонасыщенной породы пропорциональности между ее удельным сопротивлением и удельным сопротивлением насыщенной воды нарушаются. Это связано с тем, что электропроводность такой породы определяется не только проводимостью воды, но и поверхностной проводимостью глинистых частиц, точнее, гидратационной пленки, покрывающей их поверх­ность. Поверхностная проводимость проявляется тем значительнее, чем выше глинистость породы и меньше минерализация насыщающей воды. Вследствие этого относительное сопротивление глинистых пород в отличие от неглинистых зависит не только от их пористости и структуры пор, но и от их глинистости и минерализа­ции насыщающих вод. Относительное сопротивление глинистой породы, соответствующее насыщению высокоминерализованной во­дой, при которой поверхностная проводимость минимальна, на­зывают предельным . Учет влияния поверхностной про­водимости глин на относительное сопротивление осуществляется при помощи коэффициента поверхностной проводимости

< 1, (9.16)

где – кажущееся относительное сопротивление пород, насы­щенных менее минерализованной водой.

Зависимость параметра от глинистости пород и минерализа­ции насыщающих вод изображена на рис. 9.8.

Рис. 9.8. Зависимости коэффициента поверхностной проводимости П от глини­стости и удельного сопротивления поровой воды для нижнемеловых продуктивных отложений Прикумского нефтегазоносного района Ставро­полья [Интенберг,1982]

На основании экспе­риментальных работ [Интенберг,1982] установлено, что электропроводность гли­нистой породы с рассеянным глинистым материалом

(9.17)

или

, (9.18)

где А – отрезок, отсекаемый продолжением прямой на оси ординат и характеризующий долю проводимости глин; В – угловой коэффициент; величина определяет долю проводимости пор (рис. 9.9).

Как видно, зависимость для чистой породы прямолинейна во всем интервале рассматриваемой функции, а для глинистой с рассеянным глинистым материалом, – начиная лишь с некоторого значения проводимости воды.

Формулу (9.18) можно преобразовать

. (9.19)

Для высокоминерализованных растворов, когда , и .

1

В тех случаях, когда гли­нистый материал присутствует в породе в виде прослоев

. (9.20)

Удельное сопротивление пород с трещинной и каверновой пористостью. Породы с трещинной и каверновой пористостью весьма разно­образны по составу и строению. Наряду с межзерновой (первичной) пористостью значительную роль играют поры вторичного про­исхождения – трещины, каверны и другие пустоты выщела­чивания.

Каверны (изолированные и полуизолированные пустоты) заметного влияния на удельное сопротивление пород не оказы­вают. Наличие трещин, заполненных электролитом, вызывает су­щественное снижение сопротивления по сравнению со снижением сопротивления, обусловленным межзерновой пористостью такого же объема.

В природе встречаются породы с различными системами трещин: вертикальная; горизонтальная; две взаимно перпендикуляр­ные вертикальные; вертикальная и горизонтальная; взаимно перпенди­кулярные; хаотическая трещиноватость.

Пользуясь правилом Кирхгофа для параллельных и последователь-ных проводников, можно получить выражения, связывающие удельное сопротивление трещиноватой породы с удельным сопротивлением ее нетрещиноватой части , с величи­ной трещинной пористости и удельным сопротивлением жидкости, заполняющей ее. Эти выражения для различных систем трещин будут иметь определенный вид.

Для хаотического распределения трещин формула для расчета электрического сопротивления имеет вид

, (9.21)

Множитель А в зависимости от геометрии систем трещин изме­няется от 1 до 2; для изотропной породы он равен 1,5. Так как удельное сопротивление водонасыщенной матрицы, со­гласно уравнению (9.8), , то выражение для расчета электрического сопротивления трещиноватой породы будит иметь вид

. (9.22)

Анализ уравнения (9.22) показывает, что:

1. С уменьшением трещинной пористости удельное сопро­тивление чисто трещинной породы приближается к величине удельного сопротивления ее матрицы .

2. Влияние трещиноватости на удельное сопротивление пород возрастает с увеличением удельного сопротивления ее матрицы . При межзерновой пористости матрицы более 8 – 10 % влияние тре­щинной пористости на удельное сопротивление заметно снижается и порода может рассматриваться как чисто поровая.

В природных условиях чисто трещинные породы встречаются крайне редко. На­ряду с трещинами в породе развиваются и другие пустоты вторич­ного происхождения: каверны, карсты, каналы растворения и т. п. Эти пустоты могут существовать в породе изолированно или сооб­щаясь между собой трещинами, которые сами по себе имеют тен­денцию к сужению, расширению, образуя разновидности вторич­ных пустот. Наличие указанных пустот в породе оказывает допол­нительное влияние ее удельное сопротивление.