Геофизические методы исследования скважин

Вязкость. 

     Вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении, характеризуются коэффициентом динамической вязкости.

     В международной системе единиц (СИ) динамическая вязкость μ измеряется в Па·с (Паскаль в секунду) и определяется как вязкость среды, в которой при градиенте скорости 1 м/(с·м) на 1 м² слоя действует сила трения 1 Н.

     В нефтепромысловой практике вязкость измеряют в пуазах (П) или (сП). 1 сП = 0,01 П = 0,001 Па·с.

     Вязкость  газа с повышением температуры увеличивется.

      Кинематическая  вязкость ν представляет собой отношение динамической вязкости μ к плотности ρ. Единица измерения в СИ – м²/с или мм²/с; 1 мм²/с = 10^-6 м²/с.

В нефтепромысловой практике кинематическую вязкость измеряю в стоксах (Ст) или сантистоксах (сСт): 1 Ст = 10^-4 м²/с, 1 сСт = 10^-6 м²/с = 1 мм²/с.

     При пересчетах абсолютной вязкости в кинематическую, значения плотности ρ или удельного веса γ берутся при рассматриваемых давлениях и температурах. 

Плотность. 

      Плотность δ – физическая величина, которая для однородного вещества определяется его массой (Масса – величина, характеризующая количество вещества в теле, и равная весу тела, деленному на ускорение свободного падения g). Для жидких и твердых веществ она устанавливается по отношению к плотности дистиллированной воды при 4ºС, для газов – по отношению к плотности сухого воздуха при нормальных условиях (p=101325 Па, T=0 К).

     (16)

          Удельный вес равен отношению веса тела к его объему и может быть определен как произведение плотности δ на ускорение свободного падения g.

          Если плотности твердой фазы  и пластовой жидкости постоянны,  то при полном насыщении δ_п является функцией пористости породы (рис. 1):

(17)

     Зависимость δ_п=f(k_п) позволяет определить k_п по плотности.

     В глинистых породах твердая фаза состоит из основных породообразующих минералов, составляющих скелет породы с плотностью δ_м и глинистого цемента с плотностью δ_гл, заполняющего частично поровое пространство между зернами скелета.

      Тогда

     (18)

где k_гл – объемная глинистость.

      Откуда

     (19) 

     С увеличением глубины залегания  плотность пород, как правило, возрастает, что связано с их уплотнением  и, как следствие этого, уменьшением  пористости под давлением вышележащих толщ. 

ПРОНИЦАЕМОСТЬ.

     Свойство  пород пропускать через себя жидкость, газы и их смеси при перепаде давлений называется проницаемостью.

     Физическая  проницаемость соответствует проницаемости  породы при фильтрации через нее  однородной жидкости или газа, химически инертных по отношению к твердой фазе. Закон Дарси для оценки проницаемости запишем в следующем виде:

     

     (20)

где Δp – перепад давления, Па; L – длина пористой среды, м; μ – динамическая вязкость жидкости (газа), Па·с; Q – объемный расход жидкости (газа) в единицу времени (в м³/с) через сечение F (в м²) пористой среды.

      Из (20) следует

     (21) 

где k_пр – коэффициент проницаемости, м².

     Основным  фактором, влияющим на коэффициент  проницаемости пород, является структура  их порового пространства, характеризуемая формой и размером пор, извилистостью и удельной поверхностью каналов фильтрации. Эти параметры определяют объем фильтрующего агента, траекторию его отдельных струй и силы поверхностного взаимодействия, препятствующие фильтрации.

      Теоретически, согласно уравнению Козени-Кармана,

     (22) 

где k_п.д – динамическая пористость образца породы, доли единицы; S_ф – удельная поверхность каналов фильтрации, м²/м³; T_г – гидравлическая извилистость каналов фильтрации, равной отношению средней статистической длины поровых каналов L_к к длине образца породы L; f – коэффициент, учитывающий форму сечения пор и изменяющийся для гранулярных коллекторов от 2 до 3, чаще всего 2,5.

     Способность пород, насыщенных водонефтегазовыми  смесями, проводить отдельно нефть, газ, воду называют фазовой (эффективной) проницаемостью.

      Отношение фазовой проницаемости к физической называют относительной проницаемостью

которую выражают безразмерной величиной в  долях единицы или процентах. 

УДЕЛЬНОЕ  ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ. 

     Свойство  горных пород проводить электрический ток характеризуется их удельной электропроводностью σ или величиной, обратной ей, - удельным электрическим сопротивлением

      (23)

где R – полное электрическое сопротивление образца породы, Ом; S – площадь поперечного сечения образца, м²; L – длина образца, м. 

Удельное  сопротивление неглинистых  пород. 

          Горные породы проводят электрический  ток в основном за счет наличия  в их поровом пространстве  водных растворов солей. В связи  с этим удельное сопротивление  неглинистой породы ρ_вп гранулярного строения, поры которого полностью насыщены водой, зависит от ρ_в этой воды, ее количества и характера распределения в породе, определяемых соответственно коэффициентом пористости k_п и структурой порового пространства.

      Для исключения влияния удельного сопротивления пластовой воды вместо ρ_вп для водонасыщенных пород принято рассматривать величину:

(24) 

называемую  относительным сопротивлением. Для чистых (неглинистых) пород P не зависит от удельного сопротивления насыщающих вод, а связано с величиной пористости и структурой порового пространства. В связи с этим его называют также и параметром пористости.

     Для пород с однородной структурой, сложенных  частицами правильной формы, связь  между относительным сопротивлением и пористостью может быть рассчитана аналитически.

     Анализ  теоретических расчетов, выполненных  для идеальных пород, подтверждает, что относительное сопротивление  зависит не только от коэффициента пористости, но и от структуры порового пространства, обуславливающий характер распределения воды в породе. Расчеты и экспериментальные исследования показывают, что зависимость P=f(k_п) имеет обратный степенной характер и может быть апроксимирована в диапазоне средних значений k_п (от 3-5% до 30-40%) уравнением общего вида

      (25) 

где a – некая постоянная; m – структурный показатель, зависящий от формы поровых каналов.

     На  практике широкое применение находят  и частные виды этого уравнения (рис. 2):

       

     (26) 

где структурный  показатель m изменяется от 1,3 (для слабосцементированных пород) до 2,3 (для крепких хорошо сцементированных пород); для средне сцементированных песчаников часто используют выражение:

(27) 

     В слоистых породах удельное сопротивление  в направлении, параллельном наслоению  ρ_{вп.парал}, отличается от его значения, измеренного в направлении, перпендикулярном наслоению ρ_{вп.перп}. Такие породы называются анизотропными по удельному сопротивлению.

      Степень анизотропности породы оценивается коэффициентом  анизотропии

     (28) 

а величина ее удельного сопротивления характеризуется

(29)

     В нефтегазонасыщенной породе нефть или газ, частично замещая в поровом пространстве воду, повышают ее удельное сопротивление. В этих условиях ρ_нг зависит от содержания в ее порах нефти, газа и воды, характера их распространении в поровом пространстве, минерализации пластовой воды, пористости и структуре порового пространства и т.п. Для полного или частичного исключения факторов (минерализации пластовых вод, пористости и структуре порового пространства), влияющих на величину ρ_нг, вместо него рассматривают отношение

     (30)

где ρ_нг – удельное сопротивление породы, поры которой заполнены нефтью (газом) и остаточной водой; ρ_вп – удельное сопротивление той же породы при условии 100%-ного заполнения ее водой.

Величина  P_н показывает, во сколько раз увеличивается удельное сопротивление породы, насыщенной нефтью или газом при частичном заполнении ее пор водой, и называется коэффициентом увеличения сопротивления. Для неглинистых пород P_н зависит не только степени их насыщения водой, не и от характера распределении в поровом пространстве воды, нефти и газа. В связи с этим величина P_н часто называется параметром насыщения. Между P_н и k_в существует обратная степенная зависимость

(31) 

где n – показатель, характеризующий структуру токопроводящих каналов нефтенасыщенной породы, зависящий от ее литолого-петрографических особенностей и структуры порового пространства, физико-химических свойств нефти (газа) и воды и их распределения в порах.

      Так как  k_в=1 - k_нг (где k_нг – коэффициент нефтегазонасыщенности), то

     (32) 

Удельное  сопротивление глинистых пород. 

     Для глинистой водонасыщенной породы пропорциональности между ее удельным сопротивлением ρ_вп.гл и удельным сопротивлением насыщающей воды ρ_в нарушается. Это связано с тем, что электропроводность такой породы определяется не только проводимостью воды, но и поверхностной проводимостью глинистых частиц (гидратационной пленки), покрывающей их поверхность. Поверхностная проводимость проявляется тем значительнее, чем выше глинистость породы и меньше минерализация насыщающей воды. Относительное сопротивление глинистой породы, соответствующее насыщению высокоминерализованной водой, при которой поверхностная проводимость минимальна, называют предельным P_п. Учет влияния поверхностной проводимости глин на относительное сопротивление осуществляется при помощи коэффициента поверхностной проводимости

      (33) 

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

      Электропроводность  глинистой породы с рассеянным глинистым  материалом

     (34) 

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ АКТИВНОСТЬ. 

     Электрохимические процессы, протекающие в горных породах, вызывают их поляризацию. К ним относятся  диффузно-адсорбционные, фильтрационные, окислительно-восстановительные процессы и процессы, связанные с действием  внешнего электрического поля. В зависимости от фактора, вызывающего поляризацию, различают диффузно-адсорбционную, фильтрационную, окислительно-восстановительную электрохимические активности пород.

     При растворении какого-либо вещества в  растворителе, молекулы растворившегося  вещества диссоциируют на положительные и отрицательные ионы. Диссоциация растворившегося вещества обусловлена воздействием на них молекул растворителя и происходит от наличия электрического тока. Действие тока на раствор заключается лишь на перемещении ионов к электродам, где они разряжаются.