Литологические и фильтрационно-емкостные свойства коллектора

Глинистость осадочных горных пород характеризуется со­держанием в минеральном скелете породы частиц с эффектив­ным диаметром менее 10 мкм. Глинистость устанавливают обычно по данным гранулометрического анализа и представляет собой отношение массы глинистой фракции к полной массе жесткого скелета породы Сгл=(Мгл/М)*100%. К гли­нистым минералам относят минералы алюмосиликатного состава, образующие группы гидрослюд, каолинита, монтмориллонита. Они формируют пластичную часть твердой фазы терригенных пород и обладают свойством сорбировать некоторые катионы и анионы, превращая их в обменные, которые в водном раство­ре обмениваются на другие анионы и катионы. Обменные ионы удерживаются на наружной части структурных единиц глинистых минералов. Все глинистые минералы находятся в высокодисперсном со­стоянии (средний диаметр частиц каолинита составляет несколько мкм, монтмориллонита до 0,3-0,1 мкм). Их удельная поверхность, по сравнению с другими минералами, характеризуется большой ве­личиной: от 30-50 м²/г для каолинита до 500-800 м²/г для монтмо­риллонита. По своим физическим свойствам глинистые минералы резко отличаются от минералов скелетной составляющей (песков, алевролитов) и оказывают существенное влияние на геофизичес­кие параметры. Ечинистые минералы, формируя цемент, опреде­ляют фильтрационные и емкостные свойства породы. Увеличение содержания глинистого материала в породе приводит к ухудшению ее коллекторских свойств. Набухая, глина снижает пористость по­роды, вызывая сужение сечения поровых каналов и уменьшая про­ницаемость. Резкое ухудшение коллекторских свойств происходит при набухании минералов группы монтмориллонита. Этот эффект снижается при взаимодействии глин с сильно минерализованны­ми водами.

В промысловой геофизике для характеристики степени запол­нения пространства между песчано-алевритовыми, карбонатными зернами глинистым материалом пользуются двумя параметрами: относительной глинистостью и коэффициентом заполнения.

Коэффициент относительной глинистости, или просто относительная глинистость η_гл, характеризует степень заполнения глинистым материалом пространства между скелет­ными зернами: η_гл =К_гл / (К_гл + К_п).

Коэффициент заполнения характеризует степень заполнения глиной порового пространства набухшей глинистой породы.

Кроме того, количественно глинистость выражается:

- отношением массы глинистой фракции к массе всей породы – массовая глинистость К_гл.m.

- отношением объема глин к объему всей породы – объемная глинистость К_гл. В общем случае, коэффициент объемной гли­нистости: К_гл = С_гл *(1-К_п) * σ_скел / σ_глин.

Проницаемость – этосвойство горных пород пропускать сквозь себя флюиды, т.е. жидкости, газы и их смеси. Различают абсолют­ную (физическую) и эффективную (фазовую) проницаемости.

Абсолютная проницаемость — это проницаемость породы в слу­чае фильтрации через нее однородной жидкости или газа инертных по отношению к поверхности твердой фазы.

Эффективная (фазовая) проницаемость — это способность горной породы фильтровать какой-то один из компонентов проса­чивающегося через нее флюида, например газ, нефть или воду.

Численно величины проницаемости породы характеризуются коэффициентом проницаемости k_пр из уравнения Дарси, которое позволяет рассчитать количество жидкости Q в м³, прошедшее рас­стояние ∆l (м) в образце породы с поперечным сечением S(m²) при перепаде давлений ∆Р (Па) за время фильтрации t (с):

Q= k_пр*∆Р*S*t/(∆l*μ), μ – вязкость флюида, Па*с.

Отношение эффективной проницаемости к абсолютной на­зывается относительной проницаемостью. Она зависит от объем­ного соотношения соответствующих компонентов в фильтрую­щихся смесях и выражается безразмерным числом, которое всегда меньше единицы. Сопоставление коэффициентов относительной проницаемости позволяет выделить главные и подчиненные фазы многофазового движения флюидов в пласте.

В инженерной геологии и горном деле широко используют другой параметр — коэффициент фильтрации к_ф. Практически он представляет собой скорость фильтрации газа или жидкости через породу.

Коэффициент проницаемости характеризует только струк­турные особенности горной породы., в то время как коэффициент фильтрации зависит от структурных свойств среды и от свойств жидкости. Таким образом, в отличие от коэффициента проницае­мости коэффициент фильтрации не учитывает перепада давления и вязкости флюида.

По величине коэффициента фильтрации все горные породы разделяют на водоупорные (к_ф < 0,1 м/сут), слабопроницаемые (0,1 м/сут < к_ф < 10 м/сут), среднепроницаемые (10 м/сут < к_ф < 500 м/сут) и легкопроницаемые (к_ф>> 1000 м/сут).

По значениям коэффициента проницаемости породы подраз­деляют на проницаемые, полупроницаемые и практически непро­ницаемые.

Проницаемые породы характеризуются величиной к_пр от 10 ^-2 до нескольких тысяч мкм². Поровое пространство этих пород за­нимает 20, 30, 40% и более их объема.

Полупроницаемые породы имеют значения к_пр от 10 ^-4 до 10 ^-2 мкм². Значительную долю порового пространства этих пород занимают субкапиллярные поры. Содержание связанной воды в них повышенное. Типичные полупроницаемые породы — глинис­тые пески, некоторые разновидности песчаников и алевролитов, мелкотрещиноватые меловидные известняки и доломиты.

К практически непроницаемым относятся породы, для кото­рых к_пр< 10^-4 мкм². Это глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мер­гели, плотносцементированные песчаники и алевролиты с субка­пиллярными порами, плотные мел и известняк, невыветренные кристаллические породы с закрытой пористостью: карбонатные, магматические, метаморфические.