Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Роман Яремійчук

Василь Возний

освоєння

ТА

ДОСЛІДЖЕННЯ

СВЕРДЛОВИН

Навчальний

посібник

для студентів нафтогазових спеціальностей

вищих

учбових закладів

ЛЬВІВ

1994

[і 6^3

навчальному

посібнику

викладено

загальні

поняття

про нафтові і

/азові

колектори

та про

фізичні

властивості

нафти і

газу,

які є

об'єктами

освоєння

та дослідження. Описані

принципи

проектування

конструкції

вибою

свердловин,

тому

числі

із

застосування

новою чиду підземного

обладнання

заколенних

пакерів.

ДЛЯ

студентів

нафтогазових

спеціальностей

учбових

закладів.

Рецензенти:

акад.,

л-р

геол.-мін.наук,

проф.

М. М.

ІВАН

ЮТА;

кафедра

освоєння

свердлоиші

Івано-Франківського

інституту

нафти

газу.

НАВЧАЛЬНЕ

ВИДАННЯ

ЯРЕМІЙЧУК

РОМАН

ВОЗНИЙ

ВАСИЛЬ

Освоєння

та дослідження свердловин

Художнє

редагування і оформлення ії. І.

Сави

Технічний редактор Т. В.

Сарапюк

Здано

до складання 9.И9*. Підписано до

друку

5.05.34.

Рормат

60x90/16.

Папір офс. № 1 Офс.друк. Умови, друк, арх 27,5.

Умовн.фарбовідб. 27,7. Обл.-внд.арк. "9, 3.

вид, №03. Зам. £93

ТОВ "Оріяна-Нова"

Жовківсьха книжкова друкарня

292310

Жопквіі. Льнівсьха обл., вул. Василіанська, Я

2503010300-01

І5ВК

5-8326-00-26-6

Ярсмійчук

Р.

Возний

В., 1994

Присвячено

світлій

пам'яті

видатних

вчених

Емануїла

Богдановича

Чекалюка

та

Миколи

Степановича

Тимофєсва.

Чекалюк

Емануїл Богданович

Ім'я

доктора технічних наук, професора, заслуженого діяча науки

Емануїла Богдановича Чекалюка широко відоме не лише в Україні, але

усьому

еліті, насамперед своїми фундаментальними працями з пи-

тань

розробки нафтових родовищ, мінеральної теорії походження наф-

ти,

геотермії та ін.

Е.Б.Чекалгок

народився 6 травня 1909 р, в селі Гніздичів Жи-

дачівського району Львівської області в сім'ї священника. В 1933 р. він

закінчив

механічний факультет Львівського політехнічного інституту і

став працювати електромонтером в м. Калуші, інженером фабрики в м.

Варшаві, старшим енергетиком Калуського калійного комбінату. З 1940

р.

Е.Б.Чекалюк переходить у нафтову промисловість, з якою по

суті

пов'язаний

весь його науковий і виробничий шлях (головний механік

нафтопромислу, кресляр Дрогобицького нафтопереробного заводу,

старший

геолог нафтопромислу об'єднання "Укрнафта", головний

інженер,

директор цього ж нафтопромислу). В 1951 р. Е.Б.Чекалюк пе-

рейшов

на науково-дослідну роботу в Центральну науково-дослідну ла-

бораторію об'єднання "Укрнафта", у 1956 р. - в Український науково-

дослідний геологорозвідувальний інститут. Тут 1957 р. він захищає кан-

дидатську, а в 1963 р. докторську дисертації.

1964 р. Е.Б.Чекалюк очолює

відділ

проблем глибинних вуглеводнів

Інституту

геології

геохімії

горючих копалин

Академії

Наук України. В

цей

період побачили світ найбільш фундаментальні його роботи з

мінеральною синіє (у вуглеводневих систем ІІ надрах Землі - "Нефть

верхией мантии Земля" {1967 р.) і'Термодинамические осиовьітеории

минерального происхождепия нефти" (1971 р.). Вперше в світі в цих

роботах доведена можливість утворення нафтових вуглеводнів в

умовах

верхньої мантії Землі при високих термобаричних параметрах, а також

встановлені сприятливі склади

нафто

продукуючої речовини мантії.

В наукових розробках Е.Б.Чекалюка вирішується низка актуальних

проблем в

галузі

фізики пористого тіла, підземної гідродинаміки,

хімічної термодинаміки вуглеводневих систем, методики пошуків по-

кладів нафти, взаємозв'язку між геофізичними полями та нафтогазо-

носністю,

розробки нафтових родовищ та ін. Е.Б.Чекалюк заснував но-

вий

напрямок в нафтовій

геології-

геотермодинаміку. Експерименталь-

ними

дослідженнями під його науковим керівництвом відкрите нове

явище

необмеженої розчинності нафти у воді. Його теоретичні та експе-

риментальні розробки, зокрема, методи гідродинамічних та термомет-

ричних досліджень свердловин, польова геотермічна зйомка, теплові

методи підвищення нафтовіддачі пласта стали надбанням світової прак-

тики.

Під

науковим керівництвом Е.Б.Чекалюка виросло нове покоління

вчених, котрі продовжують його справу. За час наукової роботи ним

Посв'ята

опубліковано 220 статей, 8 монографій, 22 авторських свідоцтва на ви-

находи, під його керівництвом захищено 15 кандидатських і докторсь-

ких дисетацій.

До останнього дня свого життя Е.Б.Чекалюк зберігав величезну пра-

цездатність, любов до життя, мав

чудову

пам'ять. Основним критерієм

оцінки

спеціаліста для Е.Б.Чекалюка були

знання

та працездатність,

єдине,

чого вимагав Учитель, було: "Хлопці, працюйте, бо деградуєте". В

останні

9 років свого життя

ВІЇ;

був членом спеціалізованої Ради з захи-

сту кандидатських і докторських дисертацій при Івано-Франківському

інституті нафти і

газу.

Не

було

жодного випадку, коли б Е.Б.Чекалюк

пропустив захист дисертацій, а його оцінки наукових робіт були надзви-

чайно

цікавими та оригінальними.

Помер

Емануїл Богданович 5 січня 1990 року за робочим столом в

інституті. В холодний Різдв'япий день поховали його на Личаківському

цвинтарі

неподалік від могили іншого славного українця композитора

Володимира Івасюка. В цей день 8 січня Україна втратила одного з своїх

видатних вчених, талант якого ще довго

буде

служити нашому народу і

світовій науці.

Тимофєєв

Микола Степанович

Тимофєєв

Микола Степанович

(15.05.1912

15.05.1973

рр.), док-

тор технічних нак, професор, належить до славетної плеяди російських

вчених - спеціалістів нафтової промисловості. Він поєднав у своїй

діяльності великий талант інженера, організатора виробництва і

дослідника. Його коротка біографія вміщає кілька періодів діяльності:

практична

робота в Азербайджані і Самарі, інженерно-організаційна

робота в об'єднанні "Востокнефтедобьіча", Наркоматі нафтової промис-

ловості, робота в США (1946 та 1959 р.). керівництво раднаргоспом в

Самарі,

наукове керівництво Всесоюзним науково-дослідним

інститутом бурової техніки. За скупими строфами біографічних даних

криється

напружена розумова робота, яка призвела до створення багать-

ох сучасних видів обладання та технологій.

М.С.Тимофєєв

разом з П.П.Шумиловим, РА.Іоанесяном, М.Т.Гус-

маном,

Є.І.Тагісвим розробив та вперше впровадив в практику буріння

сучасні багатосекційні турбобури. Ним розроблені та втілені в практику

досконалі конструкції механічних естакад та основ для буріння на

шельфі Каспійського моря, які пізніше стали надбанням світової прак-

тики.

В Самарі за ініціативою М.С.Тимофєєва створюються легкосплавні

бурильні труби, газотурбінний привід бурових установок. Він плідно

працює над створенням шлангокабеля. Але справжньою вершиною

творчості М.С.Тимофєєва є розробка науково-технічних основ надгли-

бокого буріння.

М.С.Тимофєєв

безпосередньо приймає участь в проектуванні над-

глибокої свердловини N 1 Кольська, N 1 Шевченкове. В тому, що буро-

вики

під керівництвом Д.Губермана досягли найбільшої на сьогодні

глибини

12 кілометрів на Польському півострові, величезна заслуга

М.С.Тимофєєва.

Посв'ята

В одній з своїх записок на ім'я Міністра нафтової промисловості

ВІПашина

(1970 р.) М.С.Тимофєєв на перше місце ставить проблему

розробки

досконалих технологій відкриття продуктивних пластів та ос-

воєння

свердловин.

Тимофєєв

М.С. з великою повагою і любов'ю ставився до України і

українців. В 1939 році він вперше відвідав Україну, вивчав стан видобут-

ку нафти в Бориславі. Останній раз він зробив наукову подорож по

нафтових районах України в 1970 році. Багато аспірантів українців

вчилося в М.С.Тимофєєва. Серед них О.Сельващук, А.Турко,

РЯремійчук, М.Ворожбитов і інші.

Авторитет М.С.Тимофєєва був надзвичайно великим. Будучи від

природи

виключно чесною людиною, надзвичайно працьовитою та до-

брою, він весь свій талант віддавав молоді.

Вільно володіючи трьома європейськими мовами, М.С.Тимофєєв

мав великий авторитет в нафтовому світі. Щаслива доля допомогла

йому побувати на промислах Каліфорнії і Мехіко,

Алжіру

та Індії, Ру-

мунії та

Англії,

довго та плідно співпрацювати з вченими Французького

інституту нафти і

газу.

Якось в розмові з автором цього навчального

посібника

М.С.Тимофєєв сказав, що він привіз в Росію більше новинок

нафтової науки і техніки з-за кордону, ніж це зробила вся державна

розвідка. З ним ділилися зарубіжні вчені науковими досягненнями,

технічною документацією, технологіями безкорисливо, вбачаючи в ньо-

му людину щиру та

відверту.

Присвячення

цього навчального посібника світлій пам'яті видатного

російського вченого Миколи Степановича Тимофєєва є даниною шани

за його внесок в розвиток нафтової науки, за відкриття багатьом ук-

раїнським

інженерам шляху в науку.

не гуц.

Вступ

и її

імігі.иі.пмп посібник

ОСИОІ

пня свердловин

сі

ворепп шляхом

ІІ.|НІ.

І.ІІ\

КІ

порчі її переробки великої кількості наукових минографій

.і і. і ,і

і .'і

иідом и \ вчених У країни (

Н.

Б. Чека лижа. В.С .Бойка.

М М.і!'..ііініі и. ІО.Д.Качмара, А.П.Капюі и. Г.ДХ'авепкова

та

інших).

[н.і;і|і\и ( В.( '.

ІЗоії'і

си

КІІ

). Російської Федерації (М.О.Ашраф'япа.

П.Л.Брм.и

і.г;оі

п. Л.І.Ьулаїова, В.І.Ваніфатсва. П.С.Варламова.

В.Н.Ва-

сплевсі.коі

і'.

ІЛІ.Гайворопеького. Н.Г.Григор'яма. СГ.Камепецького.

М.^І.К\»|Ш,І\\І)ІІ;І.

(ЛОЛОШІЯ,

М.Н. Михайлова, В.І.Петрова, В.І.Порт-

пов.і.

Н.Р Рабіцоіиіч.і. Ч.Ф.Рячапцева, М.О.Сидорова, Ю.З.Циріпа

іа

іншим.

Ччербайджану і

А.X.Мір

чаджапчаде). Перелік монографічних

джерел

іа

інструкцій, які використовувалися

її

процесі роботи, вміщенії

с;іиі к\ літератури.

Працюючи

над рукописом, автори виходили

гою, що освоєння

та

цосліднмчіпя свердловин складаюсь окремий технологічний цикл,

який

чаверпк

її

будівництво. По самій сноїй сутності

ці

роботи визначають

не

лише надійність подальшої експлуатації свердловин,

а й в

шачпій

мірі іиі шачлюті. геми

характер розробки родовищ.

Свердловина, нанколоснердловинна піна

міжевердловипна частина

пласта

це

часмо

чв'я

їані

вчасмодіючі елементи сдиноїтехионрирод-

іюї системи.

процесі спорудження свердловини найбільші пміїіи

відбуваються

її

навколосвердловипиій частині, внаслідок чого

першу

чергу

поі'іршую'п.ся фільтраційні властивості порід

(ФВП).

Відомо, що

паніть и прикінцевій період функціювання спердлокипи чміни влаеіиііо-

стей ііріннердлпвппііпї

(п ще

намигдють

приішбійпою)

ІОНИ

пласта

(яі.шиаюі

і.

не

інше на

її

иродум ивпість. але

й па

трина;іість розробки

іюдошпца

іа

косфіції

ит

пафтоіа іоіііддачі-ФВП тпірпіуються внаелідик

іасмічення пласта річними речовинами під час буріння, цементування

колон,

перфораціїта при ремопіі свердловин, а також .ча рахунок фічико-

хімічпих

процесів, які

відбуваються

нриснердловинній частині пласта

при

і!час

модії

фільтрату,

пластового

флюїду

самої породи пласта-ко-

лекіора.

В їпнах ноі іршеної проникності

і'убиться

піачна часі ипа нластоііої

енергії, іцочнижуч ефектинність розробки родовища та

видобутку

нафти

чи

гачу.

чи'ячку

особливостями падіння тиску

навколосвердло-

иииній

чопі середню проникність техноприродної системи свердлови-

на-павколоевердловинна чопа

міжевердловиина частина пласта вична-

час якрач проникність павколосиердловинної області, не дивлячись

па

її

иечначпі

рочміри. Відомо також, що погіршення проникності

папко-

лосвердлолипої чопи

в 5

рачіїі приводить

до

дворазового зменшення

продуктивності свердловини, зменшення проникності

в 10

ра.чін

ІМЄП-

шус продуктивність в 3,5 рачи, а зменшення проникності в50 разів може

викликати

втрату

продуктивності

15 разів. Важливою обставиною с

те.

ВСТУП.

Освоєння

та

дослідження

свердловин

що

розміри зони

погіршеною проникністю при цьому

можуть

склада-

ти лише десятки сантиметрів.

Аналіз

фактичних змін фільтраційної характеристики навколосвєр-

дловинної зони вказує на

їх

широкий діапазон. Так, на нафтових родо-

вищах України продуктивність внаслідок погіршення фільтраційних

властивостей може зменшуватись

2-12 разів,

Комі

до

разів,

на

родовищах Бєларусі

- в

18 разів, на Самотлорському родовищі

Сибіру

- в 23 рази. В середньому після закінчення.буріння та освоєння свердло-

вин

понад 50%

всіх

пластів мають до

двох

разів меншу продуктивність,

ніж

потенційна, четверть

- до 4

разів

10% пластів мають

в 10

разів

зменшену продуктивність.

Ця

статистика визначає сьогодні

основну

стратегію

регулювання

ФВП

навколосвердловинній зоні

зведення до мінімуму погіршення

проникності

шляхом підбору досконалих технологій відкриття,

ос-

воєння

та

експлуатації пластів,

однієї сторони,

та

відновлення

фільтраційних властивостей навколосвердловинної зони шляхом

цілеспрямованої

дії

на неї,

другої

сторони. Тобто, якщо ми не

змозі

забезпечити

під час

буріння збереження природніх ФВП,

то ми зо-

бов'язані

відновити

їх

на

стадії

освоєння свердловини.

Звичайно,

світовою практикою накопичено великий пакет доскона-

лих технологій відкриття пластів, серед яких застосування буріння

умовах

забезпечення рівноваги тисків

свердловині

і в

пласті,

здійснення

буріння інертними по відношенню

до

порід

та

флюїдів бу-

ровими

розчинами, цементування свердловини при мінімумі градієнтів

тиску, тощо. Але

і їх

застосування

не

забезпечує повного збереження

фільтраційних властивостей порід.

В той

же

час існують

досконалі

технології

відновлення ФВП

при

освоєнні

свердловий шляхом

хімічної

обробки,

дії на

пласт

різноманітними

фізичними полями.

Поєднання

одних

та

інших технологій,

їх

правильне застосування

можуть

забезпечити мінімум втрат

видобутку

нафти чи

газу

та розроб-

ки

родовищ

цілому.

В навчальному посібнику викладено загальні поняття про нафтові

газові колектори та про фізичні властивості нафти

газу,

адже

саме вони

об'єктами освоєння

та

дослідження.

Описані

принципи проектування конструкції вибою свердловин,

тому

числі

і з

застосуванням нового

виду

підземного обладнання

з^колонних

пакерів.

В окремих

розділах

описано механізм зниження ФВП та поняття про

гідродинамічну досконалість свердловин.

Під

час

буріння розвідувальних свердловин широко використову-

ються випробовувачі пластів

на

трубах

та

кабелі. Останніми роками

знаходять застосування гідродинамічні випробовувачі пластів

на

базі

струминних апаратів. Вивчення

будови

випробовувачів

та

технології

їх

застосування

входять

навчальні плани

при

підготовці майбутніх

спеціалістів

буріння свердловин.

Освоєння

та

досяїджеіиш

свердловин

ВСТУП.

Сам

процес освоєння свердловин включає в себе поетапно ряд са-

мостійних робіт:

1) обладнання гирла свердловини та використання різних

інструментів, які спускаються в свердловину в процесі її освоєння та

дослідження;

2) вторинне відкриття пластів з застосуванням кульової,кумулятив-

ної та гідропіскоструминної перфорації;

3) забезпечення виклику притока з пласта (існує більше двадцяти

методів виконання цих робіт; окремі з них відомі спеціалістам добре,

проте переважна їх більшість описана лише в монографіях і в

інтегральному вигляді маловідома спеціалістам з освоєння свердло-

вин);

4) гідродинамічні дослідження свердловин (вони дозволяють отри-

мати відомості про умови знаходження в пласті нафти чи

газу,

характе-

ристики

пласта як колектора не лише в віддаленій зоні від стовбура

свердловини, але й в безпосередній зоні, яка оточує свердловину);

5) відновлення та покращення фільтраційних властивостей порід за

рахунок застосування хімічних, фізичних та фізико-хімічних процесів

дії на привибійну зону свердловини.

Автори посібника усвідомлюють певні недоліки виконаної роботи, в

тому числі і ті, що пов'язані з неоднозначним тлумаченням технічної

нафтогазової термінології в українській мові.

Адже

ця робота є першою

навчальній нафтогазовій літературі для вищої школи, яка виходить в

світ українською мовою. Сподіваємось, що читачами її недоліки

будуть

виявлені

і тоді

буде

змога внести в текст книги зміни та необхідні корек-

тиви.

Вступ

та розділи 3, 4,5 , 6 і 7 написані Р. Яремійчуком, розділи 1, 2 і

8 - В. Возним, розділ 9 написаний обопільно. Матеріал з гідророзриву

пластів та гідропіскоструминної перфорації взято в Ю. Качмара.

Висловлюємо подяку заступнику генерального директора

об'єднання

"Укргазпром" к.т.н. Діяку І.В. та генеральному директору

Центру міжнародного молодіжного співробітництва "Реазе-ріре" Б.О.Бо-

гуславському за фінансування підготовки рукопису

Оригінал-макет навчального посібника сконструйований та набра-

ний

доцентом Петром Юрковським, за що виносимо йому свою щиру

вдячність.

РОЗДІЛ 1.

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

1. Гірничо-геологічні умови нафтових і газових родовищ

1.1. Загальні поняття про гірничо-геологічні умови

нафтових і газових родовищ

Глибина

(глибина

свердловини)

- відстань по вертикалі від точки в

надрах землі (вибою свердловини) до денної поверхні.

Довжина

- відстань між двома точками, що розглядаються, або

розрізами по осі свердловини (колони

труб

і т.п.). Наприклад, довжина

свердловини, яка будується на суші, це віддаль від гирла до вибою по осі

стовбура. Довжина свердловини, як правило, більша ніж її глибина.

Поровий

тискРпор

- тиск рідини в поровій порожнині гірничої поро-

ди.

Звичайно цей термін використовують для характеристики тиску

рідин в порах глиняних і інших практично непроникних порід.

Пластовий

тиск

- тиск рідини в проникній гірській породі, тобто

поровий

тиск в тому окремому випадку, коли пори з'єднуються одна з

одною.

Тиск

гідророзриву

породи

р - тиск стовпа рідини в свердловині на

глибині Н, при якому відбувається розрив породи і утворення в ній

тріщин.

Тиск

поглинання

огл

- тиск в свердловині, при якому починається

рух промивної рідини по штучних тріщинах, що утворюються в резуль-

таті гідророзриву, або по природних каналах в тріщинних і карстованих

породах.

Гєостатичний

тиск

гс

- тиск, обумовлений вагою товщ вище заля-

гаючих порід

Ргс ^

\і-т\рск1

(1.1)

де т - пористість шару породи в долях одиниці;

рс

.і

- густина

скелету даної породи, кг/м

;

НІ

- товщина шару тієї ж породи, м;рр-

густина рідини в порах породи, кг/м ;#- прискорення вільного падіння,

м/с ; ргп - об'ємна густина вище залягаючої товщі порід, кт/м'

ргп -2

(і~гп\рск.і

+трр\кі/Н,

Н =£

НІ

- глибина точки породи, яку ми розглядаємо, від денної

поверхні, м.

При

бурінні свердловин в акваторії морів і океанів гєостатичний тиск

розраховується так:

Ргс = [Ая (Я - Н

) +р

мв

, (1.2)

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

РОЗДІЛ 1.

де ргп

\{і~т\рскл+ГПрр\кі/{Н-Н

)

, (1.3)

глибина моря,

м ( Н

+ #«

);

Рмв

середня густина

морської води, кг/м

Тиск

відносної

стійкості

породи

Рстійк

мінімальний тиск на ділянці

стовбура свердловини, складений потенціально нестійкою породою, при

якому

на протязі тривалого

часу,

достатнього для розбурювання товщі

таких порід

перекриття

їх

обсадною колоною, при даному складі про-

мивної рідини

не

виникає серйозних проявів нестійкості (звуження

стовбура

зв'язані

цим ускладнення

ирихвати, затяжки

посадки

колони

труб

при спуско-підйомних операціях; інтенсивне осипання

порід

т.п.).

Тиск

насичення

нафти

газом

Ршс тиск, при якому

пластової

нафти

проходить виділення газоподібних компонентів.

Градієнт

пластового

(порового)

тиску

це відношення пластового

(порового) тиску в точці пласта, що розглядається, до глибини

ІАРпор

Рпор

/Н.

Градієнт

тиску

поглинання

відношення тиску поглинання до гли-

бини

ТОЧЦІ,

ЯКу МИ рОЗГЛЯДаЄМО

Д Р =

Рпогп

/Я .

Коефіцієнт

аномальності

пластового

тиску)

(порового кап

) -

це

відношення

пластового (порового) тиску в точці пороли на глибині//до

тиску рівня прісної води такої ж висоти

кап =

Рпор

/(рв Я

Н ) ,

пере

густина прісної води (р# = 1000 кг/м").

Індекс тиску

поглинання

відношення тиску поглинання на глибині

Н до тиску рівня прісної води такої ж висоти

Рпогл/ірв

§Н)=А Р/рв

§ .

Індекс тиску

стійкості

породи

- це

відношення тиску відносної

стійкості породи на глибині Я до тиску рівня прісної води такої ж висоти

кст=Рст/(рвЯН).

(1.6)

Обсипання

нестійких глинистих порід

мергелів часто виникає

тому випадку, коли різниця між поровим тиском

породі

тиском

свердловині перевищує величину депресії

Рдеп-

В цьому випадку

ст

=кап

~Рдсп/{рвКЩ

(1-7)

Величину депресії визначають дослідним шляхом.

РОЗДІЛ 1.

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

Індекс

геостатичного

тиску

це відношення геостатичного тиску на

глибині І7 до тиску рівня прісної води

=Ргс/(рв£Н).

(1.8)

Відносний

тиск

по

воді

закритій

свердловині

це відношення тиску

РИКЗІ

глибині Н в свердловині

закритим гирлом, частково або повністю

заповненій

пластовою рідиною, до тиску рівня прісної води

ід=Рн/(рвяН).

(1.9)

Відносна

густина

промивної

рідини

це відношення густини промив-

ної рідини в свердловині рп до густини прісної водись

рвід=рп/рв

(1.10)

Відносна

еквівалентна

густина

стовпа

промивної

рідини

- це

відношення

суми статичного

гідродинамічного тиску промивної

рідини

на глибині

Н і

надлишкового тиску

кільцевому просторі біля

гирла до статичного тиску такого

по висоті стовпа прісної води

рве=рвід

+ (АРгдН+Р

гк

)/(рв8Н),

(1.11)

де

АРгд

градієнт гідродинамічного тиску

кільцевому просторі на

ділянці

від

гирла

до

глибини

Н ,

Па/м; Ргк

надлишковий тиск

кільцевому просторі біля гирла, Па.

Геостатична

температура

це температура гірської породи

при-

родніх

умовах

її

залягання

земній корі, тобто до початку буріння або

після

досить тривалого простою свердловини без промивки.

Геотермічний

градієнт

- приріст геостатичної температури на ко-

жен метр глибини залягання породи,

К/м.

Нейтральний

шар

землі

найближчий до денної поверхні шар поро-

ди,

температура якого не змінюється при добових

сезонних коливан-

нях

температури атмосферного повітря.

Температура, яка виникає

визначеній точці при

русі

рідини

по

колоні

труб

або по

стовбуру

свердловини, називається

динамічною.

1.2.

Типи

колекторів нафти

газу

Переважна частина нафтових

газових родовищ розміщується

колекторах трьох типів

гранулярних, тріщинних

змішаної побудови.

До першого типу відносяться колектори, складені піщано-алев-

ролітовими породами, поровий простір яких складається

із

міжзернових порожнин. Подібною побудовою порового простору харак-

теризуються також деякі пласти вапняків і доломітів. В чисто тріщинних

колекторах, представлених переважно карбонатними породами та слан-

цями,

поровий простір складається системою тріщин. При цьому

ділянки

колектора, які залягають між тріщинами, являють собою щільні

малопроникні

нетріщинні масиви (блоки) порід, поровий простір яких

практично

не

бере

участі

процесах фільтрації. На практиці, однак,

частіше зустрічаються тріщинні колектори змішаного типу, поровий

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

РОЗДІЛ

і.

простір яких складається як системами тріщин, так і поровим просто-

ром блоків, а такеж кавернами і карстами.

Г.І.Баренблат і Ю.П.Желтов при вивченні процесів фільтрації рідин і

газів в таких тріщинно-порових колекторах рекомендують поровий

простір розглядати як безперервне складне середовище, яке складається

із

двох

середовищ - тріщинного і міжзернового, вкладених одне в

друге.

Тріщинні

колектори змішаного типу, в залежності від наявності в них

пустот

різного

виду,

підрозділюються на. підкласи: тріщиннопорові,

тріщинно-кавернознІ,

тріщинно-карстові і інші.

Аналіз

показує, що біля 60% запасів нафти в

світі

відносяться до

піщаних пластів і пісковиків, 39 % - до карбонатних відкладів і 1 % - до

вивітрених метаморфічних і вивергнутих порід. Отже, породи осадового

походження - основні колектори нафти і

газу.

У зв'язку з різноманітністю умов формування осадів колекторські

властивості пластів різних родовищ

можуть

змінюватись в широких

межах.

Характерна особливість більшості колекторів - шаруватість їх

будови

і змінність у

всіх

напрямках властивостей порід, товщини пласта

та інших параметрів.

Фільтраційні і колекторські властивості порід нафтового і газового

пластів характеризуються такими основними показниками:

1) гранулометричним (механічним ) складом порід;

2) пористістю;

3) проникністю;

4) капілярними властивостями;

5) питомою поверхнею;

6) механічними властивостями (пружністю, пластичністю, опором

розриву, стисненню і іншими видами деформацій);

7) насиченістю порід водою, нафтою і газом.

Згадані властивості порід знаходяться в тісній залежності від

хімічного складу, структурних і текстурних їх особливостей. Структура

породи визначається переважно розміром і формою зерен. За

розмірами розрізняють структури: псефітову ( порода складається з

Йбломків більших 2 мм ), псамітову ( 0,1-2 мм ), алевритову ( 0,01- 0,1

мм),

пелітову (0,01 мм і менше). До текстурних властивостей породи

відносять шаруватість, характер розміщення і розташування порід,

взаєморозташування і кількісне співвідношення цементу і зерен породи

та деякі інші риси будови. Роль цементу часто виконують глинисті роз-

чини.

Зустрічаються також цементи хемогенного походження (карбона-

ти,

окисли і гідроокисли, сульфати).

1.3. Гранулометричний (механічний)

склад порід

Гранулометричний аналіз проводиться для визначення ступеня дис-

персності мінеральних частинок, що складають породу. Дисперсність

частинок зцементованих порід вивчається за їх шліфами під

РОЗДІЛІ.

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

мікроскопом. Нез цементовані піски і слабоз цементовая

пісковики

піддають

гранулометричному аналізу, роздІлюючи частинки на фракції.

Гранулометричним (механічним) складом породи називають

кількісний (масовий) вміст в породі частинок різної крупності. Від сту-

пеня

дисперсності мінералів залежить багато властивостей пористого

середовища: проникність, пористість, питома поверхня, капілярні вла-

стивості та інші.

Так

як розміри частинок пісків обумовлюють загальну їх поверхню,

контактуючу з нафтою, від гранулометричного складу порід залежить

кількість нафти, яка залишається в пласті після закінчення його розроб-

ки

у вигляді плівок, що покривають поверхню зерен, і у вигляді

капілярно

затриманої нафти.

Гранулометричний аналіз пісків використовується в нафтопомис-

ловій практиці. Наприклад, на основі механічного аналізу в процесі

експлуатації нафтових родовищ для запобігання надходження піску в

свердловину підбирають фільтри, які встановлюються на вибої.

Розмір частинок гірських порід змінюється від колоїдних частинок

до галечника і валунів. Однак розміри їх для більшості порід, які

вміщують нафту, коливаються в

межах

1 - 0,01 мм.

Поряд

із звичайними зернистими мінералами в природі широко

поширені

глинисті і колоїдно-дисперсні мінерали розмірами частинок

менше 0,1 мкм

(0,001

мм). Значна кількість їх міститься в глинах І

інших породах.

В складі порід, які вміщують нафту, колоїдно-дисперсні мінерали

мають

підлегле

значення. Разом з тим внаслідок значної за розмірами

їх загальної поверхні склад цих мінералів впливає на процеси поглинан-

ня

катіонів та аніонів і від їх кількості в основному залежить ступінь

набухання гірських порід у воді.

Механічний склад порід визначають ситовим і седиментаційним

аналізами. Ситовий аналіз сипучих гірських порід застосовується для

розділення піску на фракції від 0,05 мм і більше.

Вміст

частинок меншої

крупності визначається методами седиментації. В лабораторних

умовах

звичайно користуються набором штампованих дротяних або шовкових

сит. Штамповані сита, що застосовуються, мають отвори 10, 7, 5, 3, 2,

1, 0,5 і 0,25 мм. Існують різні системи сит і найрізноманітніших ме-

ханічних пристроїв для розділення породи на фракції. В наборі

зверху

розміщують сито з найбільш крупними розмірами отворів. В це сито

насипають 50 г породи, яку просіюють на протязі 15 хвилин. Потім

залишені на кожному ситі частинки породи

зважують

і результати за-

писують в таблицю.

Седиментаційне розділення частинок за фракціями відбувається

внаслідок різниці швидкостей осідання зерен неоднакового розміру у

в'язкій рідині. За формулою Стокса швидкість осідання в рідині части-

нок

сферичної форми описується рівнянням

(1.12)

родотщ

РОЗДІЛ 1.

де § - прискорення вільного падіння;

сі- діаметр частинок;

- кінематична в'язкість;

- густина рідини;

Рп - густина частинок породи.

Вважається, що формула справедлива для частинок діаметрами 0,1-

0,001 мм. При меншому розмірі на швидкість осідання частинок впли-

вають броунівський рух і шари адсорбованої води. Формула Стокса спра-

ведлива також при вільному (нестиснутому)

русі

зерен. Щоб концент-

рація

частинок не впливала на швидкість їх осідання в дисперсному

середовищі, масовий вміст твердої фази не повинен перевищувати 1 % .

Найбільш

досконалий метод седиментаційного аналізу - зважування

осаду.

Осад в процесі седиментації зважується з допомогою ваги

Фігурівського (рис. 1.1 ) або автоматичних седиментаційних ваг (на-

приклад,

моделі

ВСД-1/50

мкм).

В приладі "ФІгуровського

як

елемент, що сприймає на-

вантаження,

використо-

вується скляний кварцевий

стержень (коромисло) 1. В

приладі ВСД-1/50*, призна-

ченому для гранулометрич-

ного аналізу дисперсних час-

тинок

крупністю від 1 до 50

мкм,

осад зважується з допо-

могою електричних ваг з ав-

томатичною реєстрацією і за-

писом

маси випадаючого

осаду в часі. Найбільша гра-

ниця

маси

осаду,

шо реєст-

рується, складає 500 мг. До-

бре перемішану суспензію

вливають в циліндричний по-

суд З, в

який

опускають тон-

кий

скй

кий

скляний диск 4,

підвішений на плече ваги

Фігуровського. Випадаючі ча-

стинки

суспензії відклада-

ються на скляному диску. По

мірі відкладення осаду

рівновага ваги порушується і

для відновлення її потрібне

додаткове навантаження.

Реєструючи час і навантажен-

ня,

одержують дані і обробля-

ють їх. Результати аналізу механічного складу порід відображаються у

вигляді таблиць або графіків сумарного складу і розділення зерен породи

Рис.

1.1. Схема ваги ФІгуровського

- скляний

стержень;

- нитка;

циліндрична

посудина;

- скляний

диск;

відліковуючий

мікроскоп.

Гїрничо-геологїчиІ

умови

нафтових

ганоних

родовищ

РОЗДІЛ 1.

за розмірами (рис. 1.2 і 1.3). а також у вигляді гістограм. Для побудови

першого графіка по осі ординат відкладають масові долі фракції в про-

центах, а по осі абсцис - діаметр частинок її або

Ідеї.

При

побудові

другого

графіка на осі абсцис відкладають діаметри іі

частинок,

а по осі ординат - зміну ваги зерен, які припадають на одини-

цю зміни їх діаметра.

Коефіцієнт

неоднорідності зерен порід, що складають нафтові родо-

Рис.

1.2. Крива сумарного

гранулометричного склад у

зерен

породи

Рис.

1.3. Крива розподілу зерен

породи за розмірами (1)

гістограма (2)

вища,

звичайно знаходиться в межах

1,1-20.

За ступенем неод-

норідності піску підбираються розміри отворів гравійних або інших

фільтрів при проектуванні конструкцій вибоїв свердловин.

1.4. Пористість гірських порід

Під

пористістю гірської породи розуміють наявність в ній пустот

(пор).

Коефіцієнтом

повної (або абсолютної) пористості т

, називається

відношення

сумарного об'єму пор

Упор

У взірці породи до його об'єму V

умоаи

нафтових

газових

ргміовищ

пор

РОЗДІЛ

І.

(1.13)

Вимірюється коефіцієнт пористості в долях або в процентах об'єму

породи. За походженням пори і інші пустоти підрозділяються на пер-

винні

і вторинні. До первинних відносяться пустоти між зернами,

проміжки між площинами нашаруванням та інші, які утворюються в

процесі осадо нагромадження І формування породи. До вторинних - по-

ри,

які утворюються в

результаті

наступних процесів розлому і дроблен-

ня

породи, виникнення тріщин, наприклад, внаслідок доломітизації та

інших причин.

Структура порового простору порід обумовлена гранулометричним

складом частинок, їх формою, хімічним складом порід, походженням

пор.

а також співвідношенням кількості великих і малих пор.

Властивості пористих середовищ залежать також від розмірів поро-

них каналів. За величиною порові канали нафтових пластів умовно

розділяють на три групи:

1) надкапілярні - більші 0,5 мм;

2> капілярні - від 0.5 до

0,0002

мм (0,2 мкм);

3) субкапілярні - менші

0,0002

мм (0,2 мкм).

По

великих (надкапілярних) каналах і порах рух нафти, води і

газу

відбувається вільно, а по капілярних -при значній

участі

капілярних сил.

В субкапілярних каналах внаслідок малої

віддалі

між їх стінками

рідина знаходиться в сфері дії молекулярних сил матеріалу породи, тому

практично

в природних

умовах

рідини не можуть переміщатися в них.

Породи,

пори яких представлені в основному субкапілярними кана-

лами,

незалежно віл величини пористості, практично непроникні для

рідин і газів алина. глинисті сланці).

Добрі колектори нафти розміщуються в породах, пори яких пред-

ставлені в основному капілярними каналами достатньо великого пе-

рерізу, а також надкапілярними порами.

Поряд

з коефіцієнтом повної пористості введені ще поняття ко-

ефіцієнта відкритої пористості, а також коефіцієнтів, які характеризують

статичну корисну місткість і динамічну корисну місткість колектора.

Коефіцієнтом

відкритої

пористості

то прийнято називати

відношення

об'єму відкритих, сполучених пор до об'єму взірця.

Статична корисна місткість колектора П

т характеризує об'єм пор і

пустот, які можуть

бути

зайняті нафтою або газом. П

т визначається як

різниця

відкритої пористості і долі об'єму пор, зайнятих залишковою

водою.

В залежності від перепадів тиску, існуючих в пористому середовиші,

властивостей рідини і характеру поверхні порід та чи інша частина

рідини (нерухомі плівки на поверхні породи, капілярно утримувана

рідина і інші) не рухається в порах.

РОЗДІЛ

І.

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

Динамічна корисна місткість колектора

Лдин

характеризує відносний

об'єм пор і пустот, через які можуть фільтруватися нафта і газ в

умовах,

що

існують в пласті.

Із

визначення поняття коефіцієнта повної пористості витікають на-

ступні співвідношення, які використовуються для його вимірювання:

пор

у-у,

-І

ер

1 -

ер

(1.14)

ДЄ

У-згр

об'єм зерен.

Враховуючи, що маса взірця рівна масі зерен, що його складають,

формулу

(1.14)

можна записати в вигляді

0-15)

Рзер

- густини взірця і зерен.

Із

формул

(1.14)

(1.15)

виходить, що для визначення коефіцієнта

пористості достатньо знати об'єми пор і взірців, об'єми зерен і взірців

або густини взірця і зерен. Існує багато методів визначення густини

взірця і зерен і відповідно є безліч способів оцінки коефіцієнта пористості

гірських порід.

Для визначення об'єму взірця часто користуються (за І.А. Преобра-

женським) методом зважування насиченою рідиною

•(

звичайно гасом)

породи в тій же рідині і в повітрі. Об'єм породи можна знайти по об'єму

витісненої рідини при зануренні в неї взірця, насиченого тією ж

рідиною.

Об'єм взірця також, визначають за його розмірами, якщо надати

йому правильні геометричні форми, а об'єм пор - по

методу

зважування.

Необхідно враховувати, що методом насичення і зважування визна-

чається не повна пористість, так як частина пор (замкнутих) не запов-

нюється рідиною, а так звана пористість насичення. Тому об'єм пор

часто знаходять по об'єму зерен з допомогою пікнометрів і спеціальних

приладів - рідинних і газових порозиметрів. Порозиметрами користу-

ються також для знаходження відкритої пористості.

Принцип

дії газового порозиметра базується на використанні закону

Бойля-Маріотта: змінюючи в системі об'єми

газу

і тиск, за одержаними

даними

підраховують

об'єм частинок і пористість.

В рідинному порозиметрі об'єм зерен або взірця, попередньо насиче-

ного під вакуумом гасом, визначається по об'єму витісненої рідини

(гасу)

після вміщення в камеру приладу твердого

тіла.

\/Пористість взірця можна представити як відношення площі пор до

площі всього взірця в якому-небудь перерізі. В цьому випадку по-

ристість оцінюється за допомогою методів, що базуються на

вимірюванні площі під мікроскопом або визначення^ відношень цих

площ по фотографіях. Для контрастності при вивченні ступеня

взаємозв'язку пор, останні деколи заповнюються фарбованим воском

або пластиками.

Гїрнино-геологїчні

умови

нафтових

газових

родовищ

РОЗДІЛ І.

При

виборі методів вимірювання пористості необхідно врахувати

особливості і властивості колектора. Для пісків значення відкритої і

повної пористості практично однакові. В пісковиках і алевролітах, за

даними

АА.Ханіна>

повна пористість може на 5-6% перевищувати

відкриту. Найбільший об'єм замкнутих пор характерний для вапняків і

туфів. При оцінці пористості порід колекторів, складених алевролітами

піщано-алевролітовими відкладами, відкриту пористість потрібно

вимірювати газометричним способом з допомогою газових порози-

метрів. Пористість їх виявляється значно більшою, ніж при насиченні

цих порід гасом.

Газометричний спосіб потрібно також застосовувати для

вимірювання

пористості порід, які руйнуються при насиченні гасом, а

також взірців з низькою пористістю (менше 5%), так як в останньому

випадку об'єм плівки

гасу,

який

покриває взірець, стає рівним об'єму

пор,

що сильно викривляє результати визначень.

Пористість порід нафтових і газових колекторів може змінюватись в

широких

границях - від декількох процентів до 52% . В більшості ви-

падків вона становить

10-20%.

1.5.

Проникність

гірських порід

Проникність

- це фільтраційний параметр гірської породи, що харак-

теризує її здатність пропускати через себе нафту, газ і

воду.

Абсолютно непроникних тіл в природі немає. Проте, при порівняно

невеликих перепадах тиску в нафтових пластах багато порід в результаті

незначних

розмірів пор в них виявляються практично мало або зовсім

непроникними

для рідин і газів (глини, сланці та інші).

Більша частина осадових порід володіє тією або іншою проникністю.

Поровий

простір цих порід, крім простору з субкапілярними порами,

складається з порІв великого розміру.

В процесі розробки нафтових і газових родовищ зустрічаються різні

види фільтрації в пористому середовищі рідин і газів або їх сумішів -

спшьний

рух нафти, води і

газу

або води і нафти, нафти І

газу

або лише

нафти,

або лише

газу.

При цьому проникність одного і того ж пористого

середовища для даної фази в залежності від кількісного і якісного складу

фаз

в ньому

буде

різною. Тому для характеристики проникності порід

пластів введені поняття абсолютної, ефективної (фазової) і відносної

проникності.

Для характеристики фізичних властивостей порід використовується

абсолютна

проникність.

Під

абсолютною

прийнято розуміти проникність пористого середо-

вища,

яка визначена при наявності в ній лише однієї якої-небудь фази,

хімічно інертної по відношенню до породи. Абсолютна проникність не

залежить від властивостей фільтруючої рідини або

газу

перепаду тиску,

якщо

немає взаємодії флюїдів з породою. На практиці рідини часто

взаємодіють з породою (глинисті частинки розбухають в воді, смоли

РОЗДІЛ

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

забивають

пори).

Тому для оцінки абсолютної проникності звичайно

використовують повітря або газ, так як встановлено, що при

русі

рідин

пористому середовищі на його проникність впливають фізико-хімічні

властивості рідин.

Фазовою

називається проникність порід для даного

газу

або рідини

при

наявності або

русі

в порах багатофазних систем. Значення її зале-

жить не тільки від фізичних властивостей порід, але також від ступеня

насиченості порового простору рідинами або газом і від їх фізико-

хімічних властивостей.

Відносною

проникністю

пористого середовища називається

відношення

фазової проникності цього середовища для даної фази до

абсолютної.

Для оцінки проникності гірських порід звичайно користуються

лінійними

законами фільтрації Дарсі, відповідно з якими швидкість

фільтрації рідини в пористому середовищі пропорційна градієнту тиску

обернено пропорційна динамічній в'язкості

і АР

(1Л6)

де V - швидкість лінійної фільтрації; <2 - об'ємна витрата рідини за

одиницю

часу;

Р - площа фільтрації; // - динамічна в'язкість рідини;

АР - перепад тиску; Д£> - довжина пористого середовиша.

В цьому рівнянні здатність породи пропускати рідини і гази характе-

ризується коефіцієнтом пропорційності к,

який

називають ко-

ефіцієнтом

проникності

ОиЬ

Ь-

1Л7

При

змінснні проникності порід по газу в формулу (1,17) потрібно

підставляти середню витрату газу в умовах взірця

АР Ь

де ф, - об'ємна витрата

газу,

приведена до середнього тиску і серед-

ньої температури

газу

у взірці. Необхідність використання середньої

витрати

газу

в цьому випадку пояснюється непостійністю його об'ємної

витрати при зменшенні тиску по довжині взірця.

Середній тиск по довжині керна

Рі+Рг

де Р\ і -

Р~і

відповідно тиск газу на вході у взірець і на виході з нього.

Вважаючи, шо процес розширення газу при фільтрації через взірець

відбувасться ізотермічно за законами ідеального газу та застосовуючи

закон

Бойля-Маріотта, отримаємо