Зимина С.В., Пулькина Н.Э. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой гео-
логии выделяют
макротрещины
шириной более 40 – 50мкм и
мик-
ротрещины
шириной до 40 – 50мкм
Макротрещиноватость
в основном свойственна карбонатным
коллекторам.
Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Трещины,
влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно
не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по
этим трещинам. Изучение макротрещиноватости проводят на основе
визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полу-
ченным с помощью глубинных фотокамер, а также по данным гид-
родинамических исследований скважин.
Микротрещиноватость
изучают на образцах – на больших
шлифах с площадью до 2000 мм
2
или крупных образцах кубической
формы со стороной куба 5см.
Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей про-
цента до 1 – 2%.
Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного
количества элементарных геологических тел, ограниченных макро-
трещинами. Объем породы такого элементарного тела называют
мат-
рицей
.
Коллектор является чисто трещиноватым, если плотная матрица не
содержит других пустот или содержит микротрещины. Но матрице часто
свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопрони-
цаемой и дренироваться только за счет связи с макротрещинами, а
может обладать и собственной достаточно высокой проницаемостью.
Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильт-
рации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное
пространство пород-коллекторов.
При одновременном участии в дренировании двух или всех трех
видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу сме-
шанных.
Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наи
более
широко распространены поровые терригенные коллекторы - на много-
численных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Вол-
го-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).
Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко.
Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрока-
вернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провинция и др.). Макрока-
вернозные встречаются редко.
63
64
Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонат-
ным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низмен-
ности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Белоруссии и других
районов.
В табл. 1 приведена промыслово-геологическая классификация по-
род-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам.
3.1.2. NbevljZpbhggu_ k\hckl\Z ihjh^ -dhee_dlhjh\ .
IjhgbpZ_fhklv
Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность
к фильтрации, т.е к движению в них жидкостей и газов при наличии
перепада давления. Kihkh[ghklv ihjh^ -dhee_dlhjh\ ijhimkdZlv q_-
j_a k_[y ‘b^dhklb b ]Zau gZau\Z_lky ijhgbpZ_fhklvx .
В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-
коллекторов может происходить движение только нефти, газа или
воды, т.е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах мо-
жет происходить двух- или трехфазовая фильтрация – совместное
перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси неф-
ти, газа и воды.
Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, до-
ломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а также глины,
имеющие массивную пакетную упаковку.
К плохо проницаемым относятся: глины с упорядоченной пакетной
упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники с обильной глини-
стой цементацией.
Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации оп-
ределяется по закону Дарси, согласно которому объемный расход жид-
кости, проходящей сквозь породу, при ламинарном движении прямо
пропорционален коэффициенту проницаемости, площади поперечного
сечения этой породы, перепаду давления и обратно пропорционален
вязкости жидкости и длине пройденного пути:
L
PPF
пр
kQ
μ
)
21
(
−
= , (12)
где Q – объемный расход жидкости в м
3
/с; k
пр
– коэффициент про-
ницаемости в м
2
; F – площадь поперечного сечения в м
2
; μ – вязкость
флюида в Па⋅с; L – длина пути в см; (P
1
– P
2
) – перепад давления в Па.
65
66
В международной системе единиц (СИ) за единицу проницаемости
принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через об-
разец которой площадью 1 м
2
, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па
расход жидкости вязкостью 1 Па с составляет 1 м
3
/с. Размерность еди-
ниц – 1 м
2
. Физический смысл размерности
k
пр
(площадь) заключается
в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов
пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.
На практике, учитывая небольшие значения проницаемости в м
2
,
используют размерность мкм
2
или 10
-3
мкм
2
, для большинства нефтя-
ных месторождений коэффициент проницаемости колеблется в преде-
лах 0,1 ÷ 2 мкм
2
, т.е. 10
-13
÷ 2
.
10
-12
м
2
, газ добывают из продуктивных
пластов с проницаемостью 5
.
10
-15
м
2
.
При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой
среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с
этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы
(жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения
компонентов смеси. Поэтому для характеристики проницаемости неф-
тесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фа-
зовой) и относительной проницаемости.
Под Z[khexlghc ijhgbpZ_fhklvx понимается проницаемость,
определенная при условии, что порода насыщена од
нофазным флюи-
дом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обыч-
но используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-
химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на
проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости вы-
ражается коэффициентом проницаемости
k
пр
.
Значение коэффициента проницаемости
в лабораторных условиях
определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:
v = Q/F = (
k
ij
/
)(
∆
j /∆
L)
, (13)
где
v –
скорость фильтрации; Q– объемный расход жидкости
через образец в единицу времени; F– площадь фильтрации (попе-
речного сечения образца);
μ
– вязкость газа (жидкости);
∆
р – пе-
репад давления;
∆
L – длина образца. В этом уравнении способность
породы пропускать жидкость и газ характеризуется коэффициентом
пропорциональности
k
np
, который и называется коэффициентом про-
ницаемости.
Абсолютная проницаемость зависит только от физических
свойств породы.
Wnn_dlb\ghc (nZah\Zy )
называется проницаемость
k
пр
.
эф.
пород
для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространст-
ве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических
67
свойств пород, но и от сте-
пени насыщенности пустот-
ного пространства каждой из
фаз,
от их соотношения меж-
ду собой
и от их физико-
химических свойств.
Hlghkbl_evghc ijhgb-
pZ_fhklvx называется от-
ношение эффективной про-
ницаемости к абсолютной
проницаемости.
Наибольшей, прибли-
жающейся по значению к
абсолютной, проницаемость
пород бывает в тех случаях,
когда по порам движется
чистая нефть. В тех случаях,
когда по порам движутся и
нефть, и газ в отдельности
(две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще
называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по
порам породы движутся три фазы – нефть, газ, вода, – эффективная
(фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.
Относительная проницаемость, %
Водонасыщенность, %
0
20
40
60
80
100
20
40
60 80
100
k
в
k
н
Jbk b-. 37. AZ\bkbfhklv hlghkbl_evghc ijg
pZ_fhklb i_kdZ ^ey \h^u (k
\
) b gnlb (k
g
)
hl \h^hgZkus_gghklb
Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая прони-
цаемость для керосина снижается до нуля, т.е. через пористую породу
движется только чистая вода.
На рис. 37 приведены экспериментальные зависимости относитель-
ной проницаемости песка для воды (k
в
) и нефти (k
н
) от водонасыщенно-
сти порового пространства. Видно, что при водонасыщенности более 20
% фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, а при дос-
тижении водонасыщенности около 85 % фильтрация нефти прекращает-
ся вообще, хотя в пласте нефть еще имеется. Объясняется это тем, что за
счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах
и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, что ведет к умень-
шению площади сечения фильтрационных каналов. Отсюда следует, что
обводнение пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче.
IjhgbpZ_fhklv ]hjguo ihjh^ aZ\bkbl hl ke_^mxsbo hkgh\guo
ijbqbg :
1) от размера поперечного сечения пор (трубок). Последний же
зависит от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и
степени цементации.
68
В отличие от пористости, которая при прочих равных условиях не
зависит от величины зерен, слагающих породу, проницаемость непо-
средственно связана с величиной зерен. Чем меньше диаметр зерен
породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а следовательно,
меньше и ее проницаемость.
Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые
легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относится к
категории хорошо проницаемых.
В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исключи-
тельно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими
порами, практически являются непроницаемыми или мало проницае-
мыми;
2) от формы пор. Чем сложнее их конфигурация, тем больше
площадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем
больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и тем мень-
ше проницаемость такой породы;
3) от характера сообщения между порами. Если отдельные поры
сообщаются друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор
разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается;
4) от трещиноватости породы. По трещинам, в особенности ко-
гда они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жид-
кости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую
проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярно-
го типа способствует увеличению проницаемости такой породы, так
как по ним возможно движение жидкости или газа;
5) от минералогического состава пород. Известно, что одна и та
же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особенное
значение это обстоятельство имеет в тех случаях, когда порода облада-
ет капиллярными и субкапиллярными порами. В субкапиллярных и
капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодей-
ствия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качест-
венный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся
в порах, имеют исключительно важное значение.
3.1.3. G_nl_ -, ]Zah-, \h^hgZkus_gghklv ihjh^ -dhee_dlhjh\
Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты перво-
начально были полностью насыщены водой. При образовании залежей
нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повы-
шенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Вода из пустотного про-
странства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефте-
69
газонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, назы-
ваемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном
пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость
коллектора.
Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-
связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных
пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части
пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет ос-
таточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.
Определение коэффициентов нефте-, газо-, водонасыщенности за-
нимает большое место в промысловой геологии.
Dhwnnbpb_glhf g_nl_gZkus_gghklb К
н
(газонасыщенности К
г
) gZ-
au\Z_lky hlghr_gb_ h[t_fZ g_nlb (газа), kh^_j‘Zs_cky \ hldju -
lhf imklhlghf ijhkljZgkl\_, d kmffZjghfm h[t_fm imklhlgh]h
ijhkljZgkl\Z .
Dhwnnbpb_glhf \h^hgZkus_gghklb К
в
dhee_dlhjZ , kh^_j‘Zs_ -
]h g_nlv beb ]Za, gZau\Z_lky hlghr_gb_ h[t_fZ hklZlhqghc \h^u ,
kh^_j‘Zs_cky \ hldjulhf imklhlghf ijhkljZgkl\_ , d kmffZjghfm
h[t_fm hldjuluo imklhl .
Иногда К
н
, К
г
, К
к
выражают в процентах от объема открытого пус-
тотного пространства.
Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:
для нефтенасыщенного коллектора К
н
+ К
в
= 1; (14)
для газонасыщенного коллектора К
г
+ D\ = 1; (15)
для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной
воды еще и остаточную нефть К
г
+ К
н
+ К
в
= 1. (16)
Количество остаточной воды может быть определено способа-
ми экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка. Быстро и
просто количество связанной воды определяется методом центри-
фугирования. Образец, полностью насыщенный водой, помещают
в центрифугу, в которой под действием центробежных сил вода
выбрасывается в градуированную ловушку.
Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее со-
стояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения угле-
водородов из пустотного объема при разработке залежей.
Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со
свойствами поверхности минерального вещества, с характером пус-
тот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы
даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру сма-
чиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покры-
вать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидро-
70
фильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхно-
сти зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них
пленки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными
нефтью или гидрофобными.
По мнению ряда исследователей, к
гидрофобным
следует отно-
сить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (К
в
≤ 0,1).
При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы
считают
гидрофильными
.
Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные кол-
лекторы обусловлена тем, что, во-первых, процесс вытеснения неф-
ти из пустотного пространства при прочих равных условиях и вы-
сокой проницаемости протекает значительно легче, чем, во-вторых.
В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном
состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды.
В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на
стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего
увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует
изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разра-
ботки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при воз-
можных системах разработки.
В зависимости от условий формирования залежей, характери-
стики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных
свойств, характера смачиваемости и других параметров, значение
начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится
в пределах 97 – 50 % при соответствующей начальной водонасыщен-
ности 3 – 50 %.
3.2. IeZklh\u_ nexb^u
Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и темпе-
ратуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном со-
стоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки
залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и темпера-
тура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими
изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной
фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов,
состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при
подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проек-
тировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.
G_nlv b ]Za представляют kh[hc kf_kv M< ij_bfms_kl\_ggh f_ -
lZgh\h]h (iZjZnbgh\h]h ) (K
n
G
2n+2
), gZnl_gh\h]h (C
n
H
2n
) b \ f_gv -
71
r_f dhebq_kl\_ ZjhfZlbq_kdh]h (C
n
H
2n-6
) jy^h\ . По физическому
состоянию в поверхностных условиях УВ от KG
4
до K
4
G
10
– газы; от
K
5
G
12
до K
16
G
34
– жидкости и от K
17
G
34
до K
35
G
72
и выше – твердые
вещества, называемые парафинами и церезинами.
При большом количестве газа в пласте он может располагаться над
нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом
часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой
шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма
значительной (приближающейся по величине к плотности легких угле-
водородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются
значительные количества легкой нефти (С
5
Н
12
+С
6
Н
14
) подобно тому, как
в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые биту-
мы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в
сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в ре-
зультате снижения давления и температуры растворенные в нем УВ кон-
денсируются и выпадают в виде конденсата.
Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти
мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти
и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.
Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном) состоя-
нии. Наличие такого газа обусловлено его способностью при опреде-
ленных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать
гидраты. Районы распространения газогидратных залежей в основном
приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород.
3.2.1. IeZklh\u_ g_nlb
Классификация нефтей
Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соедине-
ний парафинового, нафтенового и ароматического рядов. В состав неф-
ти входят также высокомолекулярные органические соединения, со-
держащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся
нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их со-
держание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства по-
верхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного про-
странства), на распределение жидкостей и газов в пустотном простран-
стве и на закономерности движения УВ при разработке залежей.
В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ, а
также различных примесей, нефти делятся на классы и подклассы. При
этом учитывается содержание серы, смол и парафина.
72