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

Подождите немного. Документ загружается.

Гірничо-геологічні

умови

нафтових і газових

родовищ

РОЗДІЛ І.

™ РІ+Р2'

Тут 0& - витрата

газу

при атмосферном у тиску Ро-

Тоді формула для визначення проникності порід по

газу

записується

у вигляді

(1.19)

В Міжнародній системі одиниць величини, які входять в формулу

проникності,

мають розмірності

Отже,

\Р] =

Пас м

При Ь=\ м\ Р=\ м

Пам

(1.20)

—

і .. З

/с ; Р = 1 Па; /і = 1 Пас отри-

маємо

значення коефіцієнта проникності к = І м .

Таким

чином, у Міжнародній системі за одиницю проникності в

м приймається проникність такого пористого середовища, при якому

при

фільтрації через взірець площею 1 м , довжиною 1 м і перепаді

тиску 1 Па витрата рідини в'язкістю 1 Па. с складає 1 м /с.

Фізичний

зміст розмірності к (площа) складається з того, що про-

никність

характеризує площу перерізу каналів пористого середовища,

по

яких в основному відбувається фільтрація.

Як

уже відзначалось, формула

(1.16)

відповідає закону Дарсі при

лінійному (плоскопаралельному) потоці. Іноді необхідно визначати

проникність

взірця при радіальній фільтрації рідини і

газу,

тобто як би

при

відтворенні умов припливу їх в свердловину. В цьому випадку

взірець породи має вигляд циліндричного кільця з отвором в осьовому

напрямі

- "свердловиною". Фільтрація рідини або

газу

в ньому

відбувається в радіальному напрямку від зовнішньої поверхні до

внутрішньої. Тоді проникність порід визначають за такими формулами:

при

фільтрації рідини

пр

(121)

при

фільтрації

газу

РОЗДІЛ і.

Гірничо-геологічні

умови

нафтових і газових

родовищ

к,=

і в

2лк(Р

-Рв)

лк(Р

-Р

)

0.22)

Тут{Л

і ріг - в'язкість рідини і

газу;

О.

- витрати рідини; (2г ,фг -

витрати

газу

при атмосферному і середньому тисках у взірцях; г

- зовнішній і внутрішній радіуси кільця; Р

і. Р

- тиск в зовнішній

внутрішній поверхнях кільцевого взірця; к - висота циліндра.

1.5.1.

Фазова і відносна проникність гірських порід

В природніх

умовах

пустоти порід-колекторів нафтових і газових

родовищ заповнені водою, газом або нафтою, тобто в них одночасно є

дві або три фази. При фільтрації сумішей проникність породи для однієї

якої-небудь фази менша від її абсолютного значення.

Дослідження показують,

що

фазова і відносна про-

никність

для різних фаз зале-

жать від нафто-, газо- і водона-

сиченості порового простору

породи,

фізичних, фізико-

хімічних властивостей рідин і

пористих середовищ, від

градієнта тиску.

Якщо

частина пор зайнята

якою-небудь фазою, то про-

никність

породи для іншої фа-

зи

стає меншою. Фазова про-

никність

визначається в ос-

новному ступенем насиче-

ності пор різними фазами.

умовах

реальних пластів

виникають

різні види багато-

фазних

потоків - рух суміші

нафти

і води, фільтрація газо-

ваної рідини або трьохфазний

потік

нафти, води і

газу

одно-

часно.

Рис.

1.4. Залежність відносних

а рис. 1.4 подана залеж-

проникностеи

в піску для нафти і води "

від насиченості водою порового

НІСТЬ

відносних проникностей

простору. піску для нафти і води від на-

Міжфазний

поверхневий

натяг

сиченості порового простору

рідин:

1 - 34 мН/м; 2 - 5

мНім;

водою

Гірничі)'геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

РОЗДІЛ І.

кп=-г;

(1.23)

- фазові проникності для води і нафти;

к-

абсолютна проникність.

Якщо

в незцементованому піску міститься 20% води, відносна про-

никність

для неї все ще залишиться рівною нулю (тобто, вода с нерухо-

мою фазою). Це зв'язано з тим, що при невеликій водонасиченості вода

втримується в мілких І тупикових порах, в вузьких місцях контактів

зерен,

які не

беруть

участі

в фільтрації рідин, а також у вигляді нерухомих

місцевих плівок і мікрокапель розміщується на поверхні породи. В де-

якій

частині пор вона все-таки міститься, і

тому

фазова проникність по

нафті

після збільшення водоиасиченості швидко зменшується. Якщо в

порах знаходиться 30% зв'язаної води, то відносна проникність для

нафти

знижується в два рази. З цього виходить, що необхідно приймати

міри для

захисту

нафтових пластів і вибоїв свердловин від передчасного

обводнення.

При проникненні в породу фільтрату

бурового

розчину

росте водонасиченість пласта в найбільш вузькій частині потоку (в при-

вибійній

зоні пласта). В

результаті

значно зменшуються відносна про-

никність

порід для нафти і

дебіт

свердловини. Водяні фільтрати

бурового

розчину (не обробленого спеціальними речовинами) звичайно міцно

утримуються

породами внаслідок гідрофільних властивостей останніх і

погано

виводяться із пор пласта при освоєнні свердловин. Тому з

враху-

ванням

фазової проникності, змочуваностІ і взаємодії фільтрату буро-

вого розчину з породою складаються рецептури розчинів, які застосову-

ються для розкриття продуктивних пластів л м.'іою збереження нату-

ральних фільтраційних властивостей.

Із

рис. 1.4 також виходить, що якшо водонасиченість піску складас

80%, відносна проникність для нафти дорівнюс нулю. Це означає, що

при

витісненні нафти водою із незцементованих пісків залишкова наф-

тонасиченість складас не менше 20%, а в пісковиках, як побачимо далі,

виявляється

ще більшою. Нафта в такому випадку міцно втримується в

породі капілярними і іншими силами.

Зміна

фізико-хімічних властивостей рідин впливає на рух фаз.

Відомо, наприклад, що зі зменшенням поверхневого натягу границі

поділу

нафта-вода знижується капілярний тиск і збільшується ру-

хомість

нафти і води, в

результаті

чого підвищуються відносні проник-

ності породи для рідини (див. рис. 1.4 ).

Аналогічно можна установити змінення відносних проникностей се-

редовища при спільній фільтрації нафти з лужними і сильно

мінералізованими хлоркальцієвими водами - поверхневий натяг нафти

капілярний тиск менісків на границі з лужними водами менший, ніж

на

границі з хлоркальцієвими.

Лужна

вода сприяє кращому відділенню

плівок

нафти від породи, і в

результаті

відносні проникності на всьому

інтервалі змінення водонасиченості стають великими і для нафти, і для

лужної

води.

РОЗДІЛ

і.

Прничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

При

високій проникності порід із зміненням в'язкості нафти

співвідношення

відносних проникностей для рідин змінюється незнач-

но.

Воно залежить в основному від насиченості.

Для порід незначної проникності вплив співвідношення в'язкостей

нафти

і води досліджено поки недостатньо. Мало вивчена також

кількісна

залежність відносних проникностей від інших властивостей

пластової системи і умов витіснення (проникності, складу рідин і порід,

вмісту

залишкової води і ін.). Ймовірні же зміни відносних

проникно-

стей від цих факторів можна встановити, виходячи із особливостей, які

при

цьому виникають в процесі

руху

сумішей нафти і води. Якщо із

зміною якої-небудь властивості системи збільшусться

рухомість

суміші

нафти

і води, зменшуються прилипання рідин до стінок порових каналів

опір середовища потоку, то відносні проникності пористого середовища

для нафти і води ростуть. Змінення властивостей пластової системи, які

супроводжуються погіршенням умов фільтрації фаз, приводять до

зменшення

відносних проникностей породи для нафти і води.

Із

зменшенням проникності (наприклад, при однаковому значенні

пористості) підвищується сумарна поверхня порових каналів. Це озна-

чає,

що вода, яка краще змочує породу, ніж нафта, почне фільтруватися

пористому середовищі з пониженою проникністю при великих зна-

ченнях

водонасиченості.

Малопроникні

породи менше

віддають

нафту, так як

рухомість

її і

води в цих породах невисока. Тому лінії проникностей розміщуються,

як

правило, нижче, ніж відповідні криві, отримані для пористих середо-

вищ

великої проникності.

Сума ефективних проникностей фаз звичайно менша абсолютної

проникності

породи, а відносна проникність змінюється від нуля до

одиниці.

Необхідно, однак, відзначити, що в останній час висловлюється дум-

ка

про можливість отримання при визначених

умовах

відносної про-

никності

однієї з фаз, що перевищує одиницю. Наприклад, фазова про-

никність

дослідах

А.Є.Євгенєва виявилась вищою абсолютного її зна-

чення

при фільтрації в низькопроникних пористих середовищах в'язкої

рідини

(масла). Пористе середовище містить 8-10% від об'єму пор за-

лишкової води, замість якої був використаний 2% - ний розчин ОП-7 в

воді. Це можна пояснити виникненням ковзання високов'язкого сере-

довища при заміні поверхні

поділу

рідина -

тверде

тіло

на поверхню

поділу

рідина - плівка розчину ОП-7, адсорбованого поверхнею породи.

Дослідами встановлено, що на відносну проникність системи впли-

вають також градієнт тиску, поверхневий натяг на границі

поділу

фаз і

деякі інші фактори, які характеризують умови фільтрації фаз (наприк-

лад, змочуючі властивості рідин). Все це вказує на необхідність прибли-

ження

умов проведення

дослідів

при експериментальному визначенні

проникності

до пластових умов фільтрації рідин і газів. За результатами

досліджень Д.А.Ефроса, крім рівності в моделі і натуральних

умовах

кутів

змочування 0 і пористості порід т , повинні зберігатись умови

Прпичо^о.-гогШ

умови

нафшших

і газових

родовищ

мод

РОЗДІЛ І.

0-24)

або еквівалентне співвідношення

(1.24)

нот

мод ^

-інат

Тут О - поверхневий натяг нафти на границі з водою;

\§га(ір\

модуль градієнта тиску; V - сумарна швидкість фільтрації обох фаз.

Отже, відносні фазові проникності в загальному випадку с функціями

водонасиченості і безрозмірного комплексу .

Порушення

цієї умови в досліді приводить до значних відхилень в

результатах

визначення відносної проникності порід від пластових її

значень.

Якщо в лабораторних

умовах

не вдається відтворити пластові

значення

співвідношення (1.24), то необхідно провести спеціальні

досліди і встановити його допустиму величину.

Досвід показує, що крім згаданих факторів відносна проникність

порід залежить від ряду інших - геометрії порового простору, розподілу

пор

за розмірами, властивостей і будови поверхні частинок мінералів і

ін.

Тому, для практичних розрахунків доцільно використовувати залеж-

ності відносних проникностей, встановлених дослідним шляхом

;

з за-

стосуванням взірців керна, відібраних із пласта.

1,6. Залежність

проникності

від

пористості

розміру

пор

Прямої

залежності між проникністю і пористістю гірських порід не

існує. Наприклад, тріщинні вапняки, які мають незначну пористість,

часто володіють великою проникністю і, навпаки, глини, які характери-

зуються високою пористістю, практично є непроникними для рідин і

газів, так як їх поровий простір складається з каналів субкапілярного

розміру. Проте, на основі середньостатистичних даних можна

стверджу-

вати, що більш проникні породи часто є і більш пористими.

Проникність

пористого середовища залежить переважно від розміру

порових каналів, з яких складається поровий простір.

Залежність проникності від розміру пор можна отримати з врахуван-

ням

законів Дарсі і Пуазейля. Пористе середовище представимо у виг-

ляді системи прямих трубок однакового перерізу з довжиною Ь, рівною

довжині пористого середовища. За законом Пуазейля витрата £)

рідини

через таке пористе середовище

буде

РАР

де п - число пор, які припадають на одиницю площі фільтрації; К -

радіус

порових каналів (або середній

радіус

пор середовища); Р - площа

РОЗДІЛ І-

Уїрни.чо-ге.олоіїяпі

умови

нафтових І газових

родовий/,

фільтрації; АР- перепад тиску; // - динамічна в'язкість рідини;

- довжина пористого середовища.

Коефіцієнт

пористого середовища

Упор

т —

= плК

V РІ

Підставляючи в формулу

(1.25)

замість пЛ/Означення пористості

т, одержимо

РАР

8/иЬ

(1.26)

За

законом Дарсі витрата рідини через те ж пористе середовище

кАРР

О, =

(1.27)

Тут£

- проникність пористого середовища.

Прирівнюючи

праві частини формул

(1.27)

і (1.26), отримаємо

тК

звідси

К^^/и/т

. (1.28)

Якщо

виразити проникність в мкм" , то

радіус

порових каналів К (в

мкм)

буде

рівний

Я=2,86УТ7ЙГ. (1.29)

Величина К , визначена по формулі (1.29), характеризує

радіус

пор

ідеального пористого середовища, яке має пористість т і проникність

к.

В додатку до реального пористого середовища величина і? має умо-

вний

зміст і не визначас середнього розміру пор, так як не

враховує

їх

покрученої і складної будови.

За

рекомендацією Ф.І.Котяхова середній

радіус

пор реального пори-

стого середовища

2 ,

й=

-УІкір/т

, (1.30)

7-КГ

де

<р

- структурний коефіцієнт,

який

характеризує відмінні особли-

вості будови порового простору реальних колекторів. Значення <р

можна оцінити шляхом вимірювання електроопору порід. Для ке-

рамічного пористого середовища при зміні пористості від 0,39 до 0,28

за експериментальними даними

<р

змінюється від 1,7 до 2,6. Структур-

ний

коефіцієнт для зернистих порід можна приблизно визначити за

емпіричною формулою

0-5035

І'ОЗДІ.ї

(1.31)

;і.;к

ги,

'<'.•«'>: !.••

"ІІ.'ІЖСНІ^

структури

будови

високодисперсних

< олЬ; ї'ии.'нгпльна порометрія - вимірювання розмірів і

."'і.-,

?:.!р [<і розмірами.

р.4 ллріїї метоли

визначення

проникності

порід

••;'-.

;;?р»?

.!а Ї, що газопрони^н^-ть в атмосферних

умовах

П^О;»ИКМП(.ТІ

порід навіть для неполярних вуглеводневих

г,!ч-іно не взаємодіють з породою. Це пояснюється чзст-

л^іпняч

;:із>

ВЗДОВЖ

поверхні каналів пористого середо-

-.І

\і

••-••-'.

нгін.їчнок; внутрішнього тертя молекул

газу

(ефект

С-^и.і

•

ІННЧ,^!*

.С І удок іноді проникність деяких порід для

.іг.мсі.ф.

ПНІ;

\ мии;іх перевищувати їх проникність при тиску

« дна р.і^і. Н гий же час ріст температури з 20 до 90 °С може

і.киіліиа '.ченшенням проникності порід на

20-30%

к н

-і

прої?яг. чіо ь пори тиску, температури, ступеня взаємодії

породок> і необхідність вимірювання проникності порід по

різних рідинах приводить до необхідності конструювання при-

.І.!Л*Ї.

які б дозволяли моделювати різні умови фільтрації з відношенням

•

Ї.І-І:

І'ОВИХ

тисків

температур.

Тому для визначення абсолютної проникності гірських порід вико-

ристовуються різноманітні прилади. Проте, принципові схеми при-

і'троїн в більшості одинакові - всі вони складаються з одних і тих же

основних

елементів: керноутримувачів, які дозволяють фільтрувати

рідину і гази через пористе середовище; пристроїв для вимірювання

тиску на

вході

і на виході з керна; витратомірів і пристосувань, які

створюють і підтримують постійну витрату рідини або

газу

через взірець

породи.

Відрізняються вони лише тим, шо одні з них призначені для

вимірювання

проникності при великих тисках, інші - при малих, а тре-

ті - при вакуумі. Одні прилади використовуються для визначення про-

никності

по повітрю,

другі

- по рідині.

Хому

окремі їх вузли мають

відповідно різне конструктивне оформлення.

На

практиці виявляється, шо проникність для рідини майже завжди

менша,

ніж для

газу.

Лише при високій проникності порід значення її

приблизно

однакові для рідини і

газу.

Зменшення проникності однієї і

тієї ж породи для рідини порівняно з проникністю для

газу

відбувається

внаслідок розбухання глинистих частинок і адсорбції рідини при

фільтрації нафти і води через породи.

Абсолютну проникність прийнято визначати з допомогою повітря

або

газу.

Склад

газу

на проникність порід незамітно впливає тільки при

високому вакуумі (при так званому кнудсенівському режимі

течії

газу,

коли

зіткнення молекул рідші порівняно з ударами в стінки пор, тобто

коли

газ настільки розріджений, шо середня довжина пробігу молекул

РОЗДІЛ І.

Гірничо

іпч'Кг-іЧі

-,мг.п

'иіФ'Чи<,их

:а.яьмі:<

т^пашн.

зрівняна з

діаметром

поротшх каналію Н

І'ІІХ

\ мов.**, проникни-ть порі.І

залежить від середнього тиску, молекул'лрн-лі маси га.-л

і темпсплтуои

тим

більше, чим менші молекулярна м;и.' І п:а: . її и гагтових умоваV

проникність гірських порід практично чало залежні:, під ск !;іл\-

Г,І:І\

Як

Вже ЗгадуваЛОСЬ. фаЗОВІ

ПрОНИКНОї'П.

ОКрІМ

СТУПЕНЯ

Н.-.НИЧЄНОСТ'

пористого середовища різними фазами, лілежать кіл

РЯДУ ІНШИХ

фак-

торів і специфічних властивостей конкретної пластової гиі-томи 15 ре-

зультаті

фактичні показники іноді значно відпиляються віл розрахунко-

вих. Тому при визначенні залежності відносних проникностей від наси-

ченості потрібно проводити спеціальні досліди, поставлені з врахуван-

ням

специфічних властивостей досліджуваної пластової системи.

Насиченість

[іорового простору різними фчзами можна визначити

декількома способами: вимірюванням електропровідності пористого

середовища, зважуванням взірця (ваговий метол* га іншими,

ПрИ

руСІ багаТОфаЗНИХ

СИСТСМ

ПРОНИКНІСТЬ

ДЛЯ

КОЖНОЇ

фаЗИ

ВИ'"Ш;і

чається за такими формулами:

РАР к

ГЛР

;

— -—

;

(1.32)

(1.33)

РАР

(І?.

^ц

•О.г

- відповідно витрати за одиницю часу води, нафти і

середня витрата

газу

умовах

взірця: , к

н>

кг,кв - фазові проникності

для нафти,

газу

і води;/л

,/л

,(Л

- відповідно динамічні в'язкості води,

нафти

газу;

Р- плоша фільтрації; АР- перепад тиску; А/. - довжина

пористого середовища.

Фазові

проникності розраховуються також за результатами

витіснення

із пористого середовища однієї фази іншою і за промисло-

вими

даними. Приблизно їх можна оцінити теж за кривими розподілу

пор

за розмірами.

1.8. Питома поверхня гірських порід

Питома

поверхня порід - сумарна поверхня частинок або порових

каналів,

які містяться в одиниці об'єму взірця, - залежить від ступеня

дисперсності частинок, із яких вони складаються. Внаслідок невеликих

розмірів окремих зерен піску і великої густини їх складу поверхня поро-

вого простору пласта може досягати великих розмірів, що значно уск-

ладнює повне видобування нафти із породи.

Проникність,

адсорбційна здатність, вміст залишкової (реліктової)

води та ін. властивості залежать від питомої поверхні нафтоносних порід.

Роботами вчених М .М .Кусакова, Б.В.ДерягІна, К.А.Зінченка,

Ф.А.Требіна встановлено, що, крім об'ємних властивостей рідин і газів

(наприклад,

густини, в'язкості) на характер фільтрації нафти впливають

молекулярні явища, що відбуваються на контактах рідини і породи.

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

РОЗДІЛІ.

Об'ємні

властивості рідин (в'язкість, густина) обумовлюються дією мо-

лекул, поширеною всередині рідкої фази. Тому, в крупнозернистій по-

роді з відносно невеликою питомою поверхнею молекули, які знахо-

дяться на поверхні, майже не впливають на процес фільтрації, так як їх

число

дуже

мале в порівнянні з числом молекул, які знаходяться всере-

дині

об'єму рідини. Якщо ж пористе середовище має велику питому

поверхню, то число поверхневих молекул рідини зростає і зрівнюється

числом об'ємних молекул. Тому поверхневі явища в малопроникній

породі можуть значно більше впливати на процес фільтрації рідини, ніж

крупнозернистій.

Таким

чином, питома поверхня - одна із важливих характеристик

гірської породи.

Необхідно відзначити, що, не дивлячись на уявну простоту поняття

питомої поверхні, важко чітко визначити її величину. Справа в тому, що

пори

в пористому середовищі представлені каналами з розмірами від

десятків до сотень мікрометрів (по

діаметру)

до розмірів молекул. Тому

питома поверхня глин або інших адсорбентів, яка впливає на процес

адсорбції, не має для даної пористої речовини певного значення, а

залежить від роз міру молекул, що адсорбуються. Тільки для молекул, які

мають однакові розміри, можна за дослідними даними отримувати

близькі значення питомих поверхонь одного і того ж адсорбенту.

У дрібнопористих середовищах при адсорбції істотно різних за

розмірами адсорбованих молекул речовин спостерігаються значні

відхилення в розмірах питомої поверхні (явище це носить назву

ульт-

рапористості).

Легко встановити, що якщо би всі частини мали кулеподібну форму

(фіктивний

грунт), то поверхня

всіх

частинок в 1 м породи складала б

=^,

(1.34)

_____,. , .,. /.« , т - пористість, долі одиниці;

<і

- діаметр частинок, м.

Для натуральних пісків питома поверхня вираховується

підсумовуванням її значення по кожній фракції гранулометричного

складу

де

ит

- питома поверхня, м /м ;

діаметр ча

>яит

(1.35)

Тут Р - маса

Тут Р - маса породи, кг; Р, - маса даної фракції, кг; ф - середні

діаметри фракції (в м), які визначаються за формулою

(1.36)

де йі і йі - найближчі стандартні розміри отворів

сит.

РОЗДІЛ І.

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

За

експериментальними даними К.Г.Оркіна, при визначенні пито-

мої поверхні за механічним складом в формулу

(1.35)

необхідно ввести

коефіцієнт

поправки а ,

який

враховує

підвищення питомої поверхні

внаслідок кулевидності форми зерен ( а= 1,2 - 1,4 ). Менші значення

(X відносяться до окатаних зерен, більші - до кутастих.

Використовуючи рівняння, які зв'язують параметри фіктивного

грунту,

аналогічні формулі (1.34), можна також встановити залежність

між питомою поверхнею І іншими параметрами реальних порід. Для

цього при виведенні відповідних формул реальний грунт з нео-

днорідними частинками замінюють еквівалентними природньому

фіктивним

грунтом. Гідравлічний опір фільтрації рідини в обох

грунтах

питома поверхня їх повинні

бути

однаковими. Діаметр частинок такого

фіктивного

грунту

прийнято називати ефективним

іі

. Порівнюючи

формули

(1.34)

і (1.35), можна бачити, що

(1.37)

Еі

або

>пит

—

6(1 -т)

(іеф

(1.38)

другої

сторони, питому поверхню 5тт можна виразити через

гідравлічний

радіус

ти

д=

(1.39)

або

6(1 -т)'

_т

(1.40)

Гідравлічний радіус, як відомо, рівний відношенню площі порового

каналу до його периметраідля пори з круглим перерізом радіусом К

Тоді можна записати

2т

(1.41)

Підставляючи в

(1.41)

значення К із формули (1.28), отримаємо

Якщо

виразити проникність в мкм

/м

то отримаємо питому поверхню

РОІДІЛ

І-

7» і \УіП \ГП

(Ь43)

Із

формул

{1.42,

1.43) виходить, що чим менші

ра/ііуе

порових ка-

налін

і проникність ііороди. гим більша її питома поверхня.

Форму.ча

(1.43)

являє собою один із варіантів формул Козені-Карма-

на.

які встановлюють залежність коефіцієнта проникності від пори-

стості, питомої поверхні і структури порового простору. В загальному

вигляді формула Козеш-Кармана записується

т'

-д-"у,

(1.44)

де т - пористії '!> породи, яка характеризує динамічну пористу

місткість колектора; Т - звивистість морових каналів {відношення серед-

ньостатичної довжини каналів до довжини керна);

<р

- структурний ко

ефіціснт,

який

враховує

форму порових каналів. Значення звивистості

може досягати 6 і більше.

1.9.

Колекторські властивості тріщинних порід

Внаслідок удосконалення методів дослідження колекторів нафтових

родовищ і збирання багатого промислового матеріалу в останні роки

стало відомо, що в

багатьох

покладах колекторські властивості пластів

характеризуються не тільки звичайною міжзерновою пористістю, але в

значній

мірі також і наявністю тріщин.

Іноді

еммість колектора і промислові .запаси нафти в ньому визнача-

ються переважно об'ємом тріщин.

Поклали

з трішинннми колекторами, пов'язані в більшості з

щільними карбонатними породами, а в районах Східних Карпат - і з

теригенними відкладеннями. Пласти цих родовищ складені щільними

породами,

дуже

часто не здатними практично фільтрувати крізь себе

рідини (тобто з низькою міжзерновою проникністю). Разом з тим із них

одержують

значні припливи нафти до свердловин, що забезпечується

наявністю розгалуженої сітки тріщин, які пронизують ці колектори.

Існують різні думки про те, що складає, емність тріщинного колекто-

ра. Іноді ємність такого колектора визначається тільки об'ємом тріщин.

В більшості випадків вона обумовлюється пустотами

трьох

видів:

1) міжзерновим поровим простором (пористість

2-10%);

2) кавернами і мікрокарстовими пустотами (пористість, яка скла-

дається пустотами цього

виду,

характерна для карбонатних порід, де

вона

складас значну частину (13-15% корисної ємності тріщинного

колектора);

3) простором самих тріщин, які складають трішинну пористість.

Пустоти цього

виду

складають десяті і соті долі процента відносно

об'єму тріщинної породи.

Поки

відомо мало покладів, де тріщиина

емність порід

була

б співставимою з об'ємом нафти, що добувається,

ЗО

РОЗДІЛ

Прничо

геологічні умови

шіч>

•

'•<*'<

\ >

газиаих

Найчастіше тріщини

відіграють

роль шляхів фільтрації нафти і

газу.

що

зв'язують воєдино міжзерновий простір блоків, пустоти каверн і

мікрокарстів.

Виходячи із основних колекторських властивостей, які обумовлюють

ємність і шляхи фільтрації в тріщинних колекторах, останні можна

підрозділити на такі основні види.

1. Колектори кавернозного типу. Ємність порід складається з порож

нин

каверн і карстів, зв'язаних між собою І свердловинами системою

мікротріщин. Приурочені в основному до карбонатних порід. Фільтрація

рідин і газів в них здійснюється по мікротріщинах, які з'єднують дрібні

каверни.

2. Колектори трішинного типу. Ємність колектора визначається в

основному тріщинами. Колектори такого типу приурочені до карбонат-

них порід, а також до щільних пісковиків, крихких сланців і до інших

щільних порід. Фільтрація нафти і

газу

відбувається тільки по системах

мікротріщин з розкритістю понад 5-Ю мкм. Такі види колекторів мало

поширені.

3. Колектори змішані, які являють собою сполучення і переходи по

площі і по розрізу тріщинуватого або кавернозного колекторів з нор-

мальними.

Колектори цього

виду

широко поширені.

Встановлено, що закономірності розвитку тріщинності в гірських

породах зв'язані з тектонікою і виправленням дез'юнктивних дисло-

кацій.

Трішинність, як правило, виражена правильними геометрични-

ми

системами тріщин.

За

результатами досліджень Є.М.Смєхова та інших сітка тріщин зви-

чайно

складається із

двох

основних систем. Вертикальне порушення

суцільності володіє двома взаємно перпендикулярними напрямками.

Іноді

сітка представляється однією системою горизонтальних тріщин

по

відношенню до площин напластування (тонкошарові і сланцеві по-

роди) або системою тріщин з різною орієнтацією (глини). Значна ж

частина систем тріщин має падіння, близькі до вертикальних (відносно

шаруватості порід).

Часто спостерігається орієнтованість тріщинуватості по країнах

світу.

Простягання систем тріщинності в загальному

узгоджується

основними

направленнями крупних тектонічних деформацій. В окре-

мих районах основні системи тріщинності співпадають по всій товщі

осадових порід незалежно від їх

віку.

Все це дає основу думати, що орієнтованість проникності окремих

ділянок

продуктивних пластів відносно покладів, ймовірно,

пояс-

нюється наявністю орієнтованої системи тріщин і залежністю між на-

правленнями

основних систем тріщинності і простяганням складок. Це

підтверджується співпаданням ліній, які з'єднують свердловини з

відносно великими дебітами, з направленням простягання основних

систем тріщинності.

Звичайно,

чіткі закономірності в розприділенні систем тріщинності

по

елементах структур, до яких приурочені нафто- і газовміщуючі по-

клади, не спостерігаються, так як припускається, що, крім тектонічного

Гірничо-геалогІчні

умови нафтових і

газових

родовищ

РОЗДІЛ

фактора,

на

розириділення систем тріщин

на

структурі впливають

час-

тково

властивості самих порід. Взагалі

найбільш тріщинні

ті

ділянки

структури,

де

змінюються кути падіння порід

нериклиналями

на по-

логих складках

зведення

на

структурах

крутими крилами.

Про

розкриття тріщин

на

глибині також Існують різні думки.

В шах-

тах, які порівняно

нафтовими свердловинами мають незначну глиби-

ну, Іноді зустрічаються тріщини

розкритістю

до 10 см

(шахти

Норільського району

Ухти,

озокерітові родовища Борислава),

Більшість дослідників, проте,

рахують,

що при

значних величинах

гірського тиску

на

великих глибинах зяючі тріщини

не

могли зберег-

тись.

За

результатами досліджень розкритість тріщин нафтовміщуючих

пластів звичайно складає

10-20

мкм,

лише іноді вона збільшується

до

ЗО

мкм.

породах, схильних

до

процесів розчинення

перекристалізації

мінералів, зустрічаються каверни

карсти значних розмірів.

Так, на-

приклад, при бурінні свердловин на родовищах Надьленден

Угорщині

спостерігались провали інструменту

карбонатних колекторах

до 2-3 м

на

глибинах біля

3000

м.

Методика дослідження колекторських властивостей тріщинних

гірських порід має свої особливості.

їх

якості як колектора характеризу-

ються

густотою

розкритістю тріщин,

які

визначають тріщинну

по-

ристість

проникність, обумовлену наявністю

породі тріщин.

Необхідно підкреслити,

що

поняття "розкритість" включає

себе

деяку умовність. Існування тріщин

на

великих глибинах

умовах

дії

гірського тиску можливе лише при численних контактах

між

стінками

тріщини.

Площа контактів

зрівнянні

поверхнею стінки мала,

тому

наявність

їх

істотно

не

впливає

на

місткість

фільтраційні властивості

тріщин. На цій основі вводять поняття розкритості тріщин як переважа-

ючої величини віддалі стінок тріщин

між

контактами.

Вже відзначалося,

що

переважна більшість тріщин, Ймовірно,

мас

тектонічне походження

об'єднується

орієнтовані системи. Тому

на-

далі розглядатиметься тріщинність,

що

характеризується системами

тріщин, стінки яких можна прийняти

за

площини.

Дослідженнями Є.М.Смєхова

та

інших встановлено,

що

інтен-

сивність тріщинності залежить

від

літологічних властивостей порід.

Тріщинність карбонатних порід звичайно більша, ніж аргілітів

піщано-

алевритових порід, пісковиків

солей.

Розкритість тріщин також залежить

від

літологічного складу порід

їх походження. Розкритість тріщин різних порід коливається

межах

14-80 мкм.

Інтенсивність тріщинності гірської породи, розсіченої сукупністю

тріщин, характеризується об'ємною

Т і

поверхневою

густиною

тріщин,

які

визначаються такими співвідношеннями:

(1.45)

РОЗДІЛ

і.

Гіршічо-ієологічні

умови нафтових

газових

родовищ

де

5 -

площа половини поверхні

всіх

стінок тріщин,

які

пересікають

об'єм

породи;

/ -

сумарна довжина слідів

всіх

тріщин, що виходять

на

поверхню площею

Р.

Мірою тріщинності породи однієї системи тріщин служить

густота

тріщин,

яка

являє собою відношення числа тріщин

січних нормаль

їх площин

до

елемента довжини

АЬ

цієї нормалі

Ап

Г = — .

(1.46)

Для однорідної тріщинності, тобто коли тріщини знаходяться

на

рівній віддалі одна

від

одної,

густота

тріщин

Г = ^,

(1.47)

де

Ь-

віддаль між тріщинами

системі.

Об'ємна густина Охарактеризує тріщинність

будь-якою геометрією

пласта. Очевидно, поверх-

нева густина

залежить

від орієнтації площі

вимірювання

(рис. 1.5,

лінія

відносно напрям-

ку тріщин (рис.

1-5,

лінія

1),

а їх

густота

характе-

ризує тільки виділену сис-

тему тріщин.

Густина тріщинності

порід може змінюватись

широких межах. Об'ємна

густина тріщин девонсь-

ких відкладень Південно-

Мінусінської западини

( за

спостереженнями

оголеннях

на

денній поверхні), наприклад,

змінюється

межах

9-60 1/м.

Між

Т, Р і Г

існує такий зв'язок:

Рис.

1.5.

соза,

созаі,

(1.48)

- число систем тріщин,

си - кут між

перпендикуляром

до

площи-

ни

системи тріщин

ділянкою,

на

якій вимірюється величина

Р (див.

рис.

1.5).

Тріщинна

пористість

для

однієї системи тріщин

ЬіГі,

(1.49)

де

ЬІ

розкритість тріщин.

Для системи тріщин маємо

Пршчо-геологІчні

умови

нафтових

газових

родовищ

N N

тт = 2 тті = 2 /?;Г/ .

РОЗДІЛ І.

(1.50)

=і

При

ЬІ —

соті

= Ь, тт — ЬТ.

Залежність проникності порід від тріщинної пористості і розкриття

тріщин можна одержати з допомогою рівняння Бусінеска, згідно якого

витрата рідини, яка припадає на одиницю довжини щілини дорівнює

де Ь - розкриття тріщини; (А. - динамічна в'язкість рідини; —

градієнт тиску.

Отже, витрата рідини через площу фільтрації породи дорівнює

сіх

Прийнявши

дійсною рівність тт = Ь —, отримаємо

Р ттЬ'

12//

(1.52)

(1.53)

За

законом Дарсі витрата рідини через цю ж породу

кР ф

сіх'

(1.54)

Тут

кт- проникність тріщин.

Прирівнюючи праві частини рівнянь

(1.53)

і (1.54), отримаємо

(1.55)

кт =

85000Ь

тт,

(1.55)

цеЬ - розкриття тріщин, мм;

кт

- проникність, мкм ; тт -тріщинна

пористість, долі одиниці.

Формула (1Л5) дійсна для випадку, коли тріщини перпендикулярні

до поверхні фільтрації. В дійсності тріщини можуть розміщуватись

довільно. В результаті чого проникність тріщинної породи

буде

залежати

від простягання їх систем і направлення фільтрації. Тому важливо знати

орієнтацію тріщин. Вона визначається відомими методами фіксації по-

ложення площини в просторі - по азимуту падіння ( д ) і кута падіння

(п))

або ж по направляючих косинусів одиничного вектора нормалі до

ПЛОЩИНИ

ТрІЩИНИ

(

СОЙїЗі

СОЯ22

СО5ЙЗ

, ДЄ Ді , «2 , #3 -

КуТИ

між одиничним вектором І осями координат, рис. 1.6).

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

Рис.

1.6. Орієнтування площини тріщин в просторі.

В загальному випадку, якщо тріщини розміщуються довільно, а про-

никність

розраховується для будь-якого горизонтального направлення

фільтрації, то формула для розрахунку проникності має вигляд

кт = 8,5"Ю X ЬІ ГІ (зіп он сох щ+ со§ щ),

(1.56)

де ЬІ і ГІ - розкритість і густина тріщин відповідно в см і 1/см;

0)1

- кут падіння тріщин даної системи;

<рі

- кут між заданим направлен-

ням

фільтрації і простяганням даної системи тріщин.

Параметри тріщинності знаходять по керновому матеріалу і по

шліфах. При мікроскопічному дослідженні шліфа визначаються розк-

риття тріщин, їх протяжність і площа шліфа. Параметри тріщинних

порід підраховують за формулами

кт

—

тт = А

її

ЬІ

р =

(Ь57)

(1.58)

(1.59)

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

РОЗДІЛ І.

Тут А - чисельний коефіцієнт,

який

залежить від геометрії систем

тріщин

в породі (для трьох взаємно перпендикулярних систем тріщин

= 2.28 • 10 , для хаотично розміщених тріщин А = 1.71 • 10

);

/ - протяжність тріщин на шліфі, см; Р - площа шліфа, см ; тт -

тріщинна

пористість, долі одиниці; Р - поверхнева густина тріщин.

Для визначення параметрів тріщинності використовуються гео-

логічні, геофізичні і гідродинамічні методи дослідження тріщинних

порід.

При

геологічних методах досліджень одержують достовірні зведення

про

густину тріщин і їх орієнтації за даними досліджень тріщинності

порід в їх оголеннях на денній поверхні, а також в

шахтах

і в інших

гірських виробках. Розкритість же поверхневих тріщин схильна до впли-

ву ерозії.

Геофізичні методи дослідження тріщинних колекторів базуються на

залежності властивостей потенційних полів (електричних, граві-

таційних, пружних і інших) від параметрів тріщинності. Ці методи зна-

ходяться на

стадії

розвитку і становлення. Більш широко застосовують

гідродинамічні методи, які грунтуються на використанні результатів

дослідження свердловин.

Показники

роботи свердловин (залежність

дебіту

від вибійного тиску, швидкість відновлення тиску в зупиненій

свердловині і інші) залежать від параметрів тріщиниості колектора. Ці

методи докладно викладаються в курсах розробки і експлуатації нафто-

вих і газових родовищ.

Численні

виміри показують, що тріщинна пористість від загальної

пористості тріщинної породи звичайно не перевищує

% і часто буває

менша

0,1%. На противагу цьому проникність тріщинного колектора

звичайно

визначається пропускною здатністю тріщин, так як тріщинні

колектори,

як правило, зв'язані з в'язкими і крихкими породами,

міжзернова проникність блоків яких рідко перевищує 0,1 мкм .

1.10. Розподіл температури по

стовбуру

свердловини

Геостатична температура гірничих порід Із збільшенням глибини їх

залягання

нижче нейтрального шару зростає, причому інтенсивність

росту, як правило, змінюється, частіше в бік зменшення. В районах, де

геотермічний градієнт Г з глибиною змінюється

дуже

мало, розподіл

геостатичних температур приблизно можна розрахувати за формулою

Тн = Т

пл

Г(Нпл

- Н),

(1.60)

де Тпл - відома температура породи на глибині

Ипл,"С.

При

промивці свердловини і цементуванні характер розподілу тем-

ператури по глибині істотно змінюється в порівнянні з геостатичним,

температура в верхньому інтервалі значно зростає за рахунок виносу

тепла висхідним потоком промивної рідини, а в .нижньому інтервалі,

навпаки,

зменшується під впливом потоку закачуваної рідини. Для при-

близного розрахунку розподілу температури в свердловині при про-

мивці

можна скористатися експрес-методикою ВНДІКРнафти (1976

РОЗДІЛ 1.

Гірничо-геологічні

умови

нафтових

газових

родовищ

вл73гвдно~цієї методики, температура висхідного потоку на вибої і в

нижній

ділянці висотою, рівною одній третині глибини свердловини,

оцінюється

формулою

= 0,33 То + 0,67 Тпл , 0-61)

а у верхньому інтервалі лінійно зменшується до температури на ви-

ході

із свердловини.

Твис = 0,67 ТО + 033 Тпл , <1-62)

де Тпл - геостатична температура на вибої, °С; То - температура

нейтрального шару землі, °С .

Температура потоку, що рухається

вниз,

лінійно зростає від Т

на

вході

в свердловину до Тн поблизу вибою. Різниця температури

~ Т

(1-63)

залежить від інтенсивності охолодження промивної рідини в наземній

циркуляційній

системі, атмосферної температури і теплофізичних

властивостей самої рідини.

Звідси середня температура висхідного потоку при промивці

сер.в

то

+ -

пл

потоку, що рухається вниз

Тсєрл

« 0,5 (Тпл - То +

АТ

ис),

а середня температура в свердловині

сер.с

043 Тпл + 0,45 То .

(1.64)

(1.65)

(1.66)

Склад

фізичні

властивості

нафти

газу

РОЗДІЛ 2.

2. Склад і фізичні властивості нафти і газу

2.1.

Фізичний стан нафти і газу при різних умовах

залягання

Вуглеводні в залежності від їх складу, тиску і температури можуть

знаходитись в покладах в різних станах - газоподібному, рідкому або у

вигляді газорідинних сумішей. При цьому частина рідких вуглеводнів

нафти

у вигляді парів міститься і в газовій фазі. Під високим тиском в

пласті густина

газу

наближається до густини легких вуглеводневих

рідин.

В таких

умовах

деяка кількість важких вуглеводнів розчиняється

стиснутому газі. Внаслідок цього нафта іноді виявляється в значній

мірі розчиненою в стиснутому газі. Якщо ж кількість

газу

в покладі

порівняняно

з об'ємом нафти незначна, а тиск достатньо високий, то газ

повністю розчиняється в нафті, і тоді газонафтова суміш залягає в од-

нофазному

(рідкому) стані.

В зв'язку з широкою різноманітністю сполучення тиску, температу-

ри

і складу вуглеводнів в природних покладах нафти і

газу

різко окрес-

лених границь, які б розділяли родовища на окремі типи, не існує.

В газонафтопромисловій літературі поклади вуглеводнів за значен-

ням

газоконденсатного фактора, густини і кольору рідких вуглеводнів

іноді умовно розділяють на газові, газоконденсатні або газонафтові.

Газоконденсатний

фактор

- це кількість

газу

в кубічних метрах, яка

припадає на І м одержаної рідкої продукції - конденсату. До газокон-

денсатних відносять поклади, з яких добувають слабозабарвлені або

безбарвні вуглеводневі рідини густиною

740-780

кг/м з газоконден-

сатним

фактором від 900 до 1100 м /м .

Необхідно відзначити, щов І м нафти вміст розчиненого газуможе

досягати понад 1000 м . З цієї точки зору між нафтогазовими і газокон-

денсатними

родовищами не існує строгої границі поділу. Тому нафтою

прийнято

називати всі вуглеводні, які в пластових

умовах

знаходяться в

рідкому стані.

Згаданий

колір і густину конденсату як визначаючі характеристики

необхідно

рахувати

умовними.

Для більш обгрунтованого підрозділу покладів вуглеводнів на газові,

газоконденсатні або газонафтові користуються характеристиками фазо-

вих перетворень, які протікають по-різному в залежності від складу

вуглеводнів і умов їх знаходження в покладах.

Звичайно

вважалось, що вуглеводні знаходяться в земній корі тільки

вільному, рідкому або газоподібному станах. Із скупчення вуглеводнів

утворюються нафтові, газові і газоконденсатні поклади.

В останні роки вченими доведено існування газогідратних покладів,

які

містять газ в твердому (гідратному) стані. Наявність такого

газу

РОЗДІЛ 2. ,

Склад

фізичні

властивості

нафти

газу

земній

корі обумовлена властивостями його при визначених тисках і

температурах з'єднуватися з водою і утворювати гідрати. Газогідратні

поклади

різко відрізняються за фізичними параметрами від покладів,

які

містять вуглеводні в вільному стані, тому підрахунок запасів

газу

розробка таких покладів

дуже

відрізняються від тих, які застосовуються

для звичайних родовищ природного

газу.

Розміщення

газогідратних покладів в земній корі визначається тер-

модинамічною характеристикою розрізу, складом

газу

і мінералізацією

пластових вод.

Райони

поширення газогідратних покладів в основному приурочені

до зони поширення багатолітньої мерзлоти. Глибина залягання га-

зогідратних покладів досягає 2-2,5 тис. м. Великі запаси газогідратних

покладів знаходяться на дні Чорного моря.

В процесі розробки родовищ фізичний стан і властивості вуглеводнів

із зміною тиску і температури не залишаються постійними. Для пра-

вильного установлення технологічного режиму експлуатації родовища і

систем збору нафти і

газу

необхідно знати зміну стану і властивостей

вуглеводнів в широкому діапазоні тиску і температур.

2.2. Склад і класифікація нафт

Найбільш

широко в нафті представлені вуглеводні трьох основних

класів:

метанового (або парафінового) ряду - алкани загального складу

Н2л+2,

поліетиленові або нафтенові вуглеводні (циклоалкани)

Сі

Нг» і ароматичні.

Великий

інтерес для промислової практики мають деякі інші класи

органічних сполук, на присутність яких вказує вміст в нафті кисню,

азоту, сірки та інших елементів. Кількість цих сполук (нафтенові кисло-

ти,

асфальтени, смоли і інші ) в складі природних нафт незначна. Це

обумовлюється порівняно високою поверхневою активністю більшості

кисень

і сірковміщуючих сполучень нафти, так як в результаті адсорбції"

на

поверхні порових каналів і інших поверхнях поділу змінюються їх

властивості. З цими речовинами також тісно зв'язані процеси, які мають

важливе промислове значення, - утворення і руйнування нафтоводяних

емульсій, виділення з нафти і відкладення парафіну в експлуатаційних

трубах

і в порових каналах пласта.

Кисень

міститься в смолистих і кислих речовинах нафти (нафтенові

жирні кислоти, феноли). Вміст нафтенових і жирних кислот змі-

нюється

від сотих долей відсотка до 2% . З лугами вони утворюють солі,

добре розчинні у воді, які є поверхневоактивними речовинами. Тому

деякі нафти (що вміщують підвищену кількість нафтенових і жирних

кислот) на границі з лужною пластовою водою володіють

дуже

низьки-

ми

значеннями поверхневого натягу (десяті долі Н/м).

Вміст сірки в нафтах досягає 6% . Вона присутня і в вільному стані, і

вигляді сірководню, але частіше входить в склад сірчаних сполук і

смолистих речовин (меркаптани, сульфіди, дісульфіди і інші).