Зимина С.В., Пулькина Н.Э. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким
содержанием конденсата (до 150см
3
/м
3
), средним (150 – 300 см
3
/м
3
),
высоким (300 – 600 см
3
/м
3
) и очень высоким (более 600 см
3
/м
3
).
Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных
залежей, как ^Z\e_gb_ gZqZeZ dhg^_gkZpbb, т.е. ^Z\e_gb_, ijb dhlh -
jhf dhg^_gkZl \u^_ey_lky \ ieZkl_ ba ]ZaZ \ \b^_ ‘b^dhklb. Если
при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давле-
ние, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть
величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте
начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в
недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении пока-
зателей проектов разработки.
3.2.4. =Zah]b^jZlu
=b^jZlu ]Zah\ ij_^klZ\eyxl kh[hc l\_j^u_ kh_^bg_gby ( deZl -
jZlu ), \ dhlhjuo fhe_dmeu ]ZaZ ijb hij_^_e_gguo ^Z\e_gbb b
l_fi_jZlmj_ aZihegyxl kljmdlmjgu_ imklhlu djbklZeebq_kdhc
j_r_ldb, h[jZah\Zgghc fhe_dmeZfb \h^u k ihfhsvx \h^hjh^ghc
k\yab ( слабой связи). Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами
газа – плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26 – 1,32
см
3
/г (плотность льда 1,09 см
3
/г). Один объем воды в гидратном со-
стоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от
70 до 300 объемов газа.
Условия образования гидратов определяются составом газа, со-
стоянием воды, внешними давлением и температурой.
Плотность гидратов природных газов бывает от 0,9 до 1,1 г/см3.
=Zah]b^jZlgu_ aZe_‘b – wlh aZe_‘b , kh^_j‘Zsb_ ]Za, gZoh^y-
sbcky qZklbqgh beb iheghklvx \ ]b^jZlghf khklhygbb ( в зависи-
мости от термодинамических условий и стадии формирования). Для
формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литоло-
гические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами,
под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа.
Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подош-
венной водой, газовой залежью или непроницаемыми пластами.
Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными
методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются:
¾ незначительной амплитудой ПС;
¾ отсутствием или малым значением приращения показаний
микроградиент-зонда;
83
¾ интенсивностью вторичной α активности, близкой к интенсив-
ности водонасыщенных пластов;
¾ отсутствием глинистой корки и наличием каверн;
В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип пере-
вода газа в залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его
традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гид-
ратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализа-
торов для разложения гидрата; повышения температуры залежи выше
температуры разложения гидрата; снижения давления ниже давления
разложения гидрата; термохимического, электроакустического и дру-
гих воздействий на газогидратные залежи.
При вскрытии и разработке газогидратных залежей необходимо
иметь в виду их специфические особенности, а именно: резкое увели-
чение объема газа при переходе его в свободное состояние; постоянст-
во пластового давления, соответствующего определенной изотерме
разработки газогидратной залежи; высвобождение больших объемов
воды при разложении гидрата и др.
3.2.5. IeZklh\u_ \h^u g_nlyguo b ]Zah\uo f_klhjh‘^_gbc
Вода – неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она
залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в
собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки
вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь
по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других во-
доносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разра-
ботки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам.
Чтобы разобраться, какая вода появилась в пласте и скважинах, промы-
словый геолог должен хорошо знать, в каких видах она может залегать
в недрах нефтяных и газовых месторождений, ее свойства.
Формы залегания воды в породах
В горных породах вода находится в субкапиллярных, капиллярных
и сверхкапиллярных пустотах. В зависимости от размера пустот она
находится в различных формах (рис. 39). В субкапиллярных пустотах
вода обволакивает минеральные частицы и как бы входит в состав ми-
нералов. На поверхности минерального основания находится связанная
вода, образующая два слоя. Непосредственно поверхность минералов
обволакивается адсорбированной водой слоем в несколько молекул.
Эта вода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по
84
свойствам близка к твердо-
му телу. Слой адсорбиро-
ванной воды покрывается
слоем рыхлосвязанной ли-
тосорбированной воды,
толщина которого может
достигать нескольких сот
диаметров молекул. В по-
ровом пространстве в мес-
тах сближения минераль-
ных частиц появляется так
называемая стыковая (пен-
дулярная) вода, которая в
свою очередь отделяет от
основной массы сорбцион-
но-замкнутую (капельно-
жидкую) воду.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Jbk . 39. <h^u \ ihjh^Zo (ih :. :. DZjp_\m):
1 – минеральные частицы пород; 2 – минералы
с включениями воды; вода: 3 – адсорбирован-
ная; 4 – литосорбированная; 5 – капиллярная; 6
– стыковая (пендулярная); 7 – сорбционно-
замкнутая; 8 – свободная гравитационная; 9 –
парообразование в свободной воде
В капиллярных пусто-
тах находится капиллярная
вода. При сплошном за-
полнении пор она может передавать гидростатическое давление.
В сверхкапиллярных пустотах в капельно-жидком состоянии нахо-
дится свободная гравитационная вода. Эта вода свободно передвигает-
ся под действием гравитационных сил и передает гидростатическое
давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании
залежей. Субкапиллярная часть капиллярной воды и вода, оставшаяся в
сверхкапиллярных пустотах после образования залежей нефти или газа,
составляют остаточную воду нефтегазонасыщенных пород.
Подземные воды попадают в горные породы как в процессе осад-
конакопления (седиментационные воды), так и в результате последую-
щего проникновения их в формирующиеся или уже сформировавшиеся
горные породы (bgnbevljZpbhggu_ и webabhggu_ воды).
BgnbevljZpbhggu_ \h^u попадают в фильтрационные водона-
порные системы за счет поступления атмосферных осадков, речных,
озерных и морских вод. Проникая в пласты-коллекторы, они движутся
от зоны питания к зоне разгрузки.
Webabhggu_ \h^u – это воды, попадающие в водоносные или
нефтеносные пласты (горизонты) в элизионных водонапорных систе-
мах вследствие выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков и
пород-неколлекторов при увеличивающейся в процессе осадконакоп-
ления геостатической нагрузке.
85
Виды вод нефтяных и газовых
месторождений
В промысловой геологии
воды нефтяных и газовых ме-
сторождений делятся на собст-
венные, чуждые и техногенные
(искусственно введенные в
пласт).
К kh[kl\_gguf относятся
остаточные и пластовые напор-
ные воды, залегающие в нефте-
газоносном пласте (горизонте).
Собственные пластовые во-
ды – один из основных природ-
ных видов вод месторождений
УВ. Они подразделяются на
dhglmjgu_ (краевые), ih^hr -
\_ggu_ и ijhf_‘mlhqgu_.
Dhglmjgufb называются
\h^u, залегающие за внешним
контуром нефтеносности залежи.
Ih^hr\_gghc называется
\h^Z, залегающая под ВНК
(ГВК).
Jbk . 40. Ko_fZ aZe_]Zgby ih^a_fguo
\h^ g_nl_]Zah\h]h f_klhjh‘^_gby :
D ijhf_‘mlhqguf hlgh -
kylky \h^u водоносных пропла-
стков, иногда залегающих внут-
ри нефтегазоносных пластов.
а – непроницаемые породы, б – нефть,
в – газ, вода: г – минерализованная, д –
конденсационная, в – смешанная кон-
денсационная и минерализованная,
виды вод:
D qm‘bf (ihklhjhggbf )
hlghkylky \h^u \_jogb_ b
gb‘gb_ , ]jmglh\u_ , l_dlhgb -
q_kdb_.
1 – грунтовые, 2 – верхние пластовые, 3
– краевые или контурные, 4 – промежу-
точные, 5 – подошвенные, 6 – нижние
пластовые, 7 – тектонические
<_jogbfb называются воды водоносных горизонтов (пластов), за-
легающих выше данного нефтегазоносного, а gb‘gbfb – воды всех
горизонтов (пластов), залегающих ниже его.
D ]jmglh\hc относится гравитационная вода первого от поверхно-
сти земли постоянного горизонта (расположенного на первом водо-
упорном слое), имеющая свободную поверхность.
L_dlhgbq_kdbfb называют воды, циркулирующие в зонах нефте-
газоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут прони-
86
кать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при
разработке залежей.
Положение грунтовых пластовых и тектонических вод в разрезе
месторождения схематично показано на рис. 40.
Bkdmkkl\_ggh \\_^_ggufb , beb l_ogh]_ggufb , называют воды,
закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также по-
павшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или
при ремонтных работах.
Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторожде-
ний составляют более или менее минерализованные воды.
Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для
разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит
течение многих процессов в дренируемом пласте.
Физические свойства пластовых вод
• Fbg_jZebaZpb_c \h^u gZau\Z_lky kmffZjgh_ kh^_j‘Zgb_ \
\h^_ jZkl\hj_gguo khe_c, bhgh\ b dheehb^h\ , \ujZ‘Z_fh_ \ ]/100
beb \ ]/e jZkl\hjZ .
Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений меняется
в очень широких пределах – от менее 1г/л (пресные воды) до 400 г/л и
более (крепкие рассолы). Она определяется наличием шести главных
ионов (С1
-
, SO
4
2-
, НСО
3
-, Na
+
, Са
2+
, Мg
2+
).
Значительно распространены в водах также карбонат-ион (СО
3
2-
),
ионы калия (К
+
) и железа (Fe
2+
и Fe
3+
). Остальные элементы встречают-
ся в ничтожных количествах (микрокомпоненты).
Минерализация и химический состав вод определяют их физиче-
ские свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, элек-
тропроводность и др.).
Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минера-
лизованные воды имеют повышенную отмывающую способность неф-
тяных пластов-коллекторов. Их использование при заводнении залежей
способствует повышению коэффициента вытеснения нефти, а следова-
тельно, и конечного коэффициента извлечения нефти. В то же время
высокая минерализация пластовых вод в определенных условиях мо-
жет приводить к выпадению солей на забое добывающих скважин и в
прискважинной зоне пласта, что ухудшает условия эксплуатации пла-
ста в районе таких скважин.
• =Zahkh^_j‘Zgb_ ieZklh\hc \h^u не превышает значений 1,5
– 2,0 м
3
/м
3
, обычно оно равно 0,2 – 0,5 м
3
/м
3
. В составе водорастворен-
87
ного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомо-
логи метана, гелий и аргон.
• JZkl\hjbfhklv ]Zah\ \ \h^_ значительно ниже их раствори-
мости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость
уменьшается.
• K‘bfZ_fhklv \h^u – обратимое изменение объема воды, на-
ходящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение
коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3÷5)10
-4
МПа
-1
.
Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается;
сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением
концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при
формировании режимов залежей.
• H[t_fguc dhwnnbpb_gl пластовой воды нефтяных и газовых ме-
сторождений b
\
зависит от минерализации, химического состава, газосо-
держания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2.
Наиболее влияют на его величину пластовая температура и мине-
рализация.
• Iehlghklv пластовой воды зависит главным образом от ее ми-
нерализации, пластовых давления и температуры.
В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных
условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура вы-
ше стандартной. В условиях пониженных пластовых температур, на-
пример, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды
может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или
даже больше ее.
• <yadhklv ieZklh\hc \h^u зависит от температуры, а также от
минерализации и химического состава. Газосодержание и давление
оказывают меньшее влияние. В большинстве случаев вязкость пласто-
вых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2 – 1,5 мПа⋅с.
• Ih\_joghklgh_ gZly‘_gb_ пластовой воды, т.е. свойство ее
противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхно-
сти и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит
от химического состава и при соответствующей химической обработке
воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное зна-
чение для разработки нефтяных залежей с заводнением – уменьшение
поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность,
что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.
• We_dljhijh\h^ghklv \h^u зависит от ее минерализации.
Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический
ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Ме-
рой электропроводности служит удельное электрическое сопротивле-
88
ние, за единицу измерения которого принят 1 Ом⋅м. Знание удельного
сопротивления подземных вод необходимо для интерпретации мате-
риалов электрометрии скважин.
Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее
надежно определяются по глубинным пробам, отбор которых осущест-
вляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками.
Техногенные воды по своим свойствам обычно отличаются по ми-
нерализации от пластовых. Они менее минерализованы. Исходя из эко-
логических соображений, там, где это возможно, для нагнетания в
пласт используют воду, попутно добываемую вместе с нефтью, в пол-
ном ее виде или в смеси с поверхностной водой. В результате в состав
попутной воды могут входить пластовая и ранее закачанная вода.
3.3. =_hnbabq_kdb_ f_lh^u bamq_gby jZaj_ah\ kd\Z‘bg
We_dljbq_kdbc dZjhlZ‘ основан на изучении кажущегося удель-
ного сопротивления пород (КС) и потенциала электрического поля (ПС)
вдоль ствола скважины. Удельное сопротивление горных пород изменя-
ется в широких пределах – от долей до десятков и сотен тысяч омметров.
Такое различие в удельных сопротивлениях горных пород облегчает их
изучение по данным электрического каротажа. Пески, рыхлые песчани-
ки, глины и аналогичные им обломочные породы в зависимости от
удельного сопротивления жидкости, находящейся в породах, имеют
большее или меньшее сопротивление. Карбонатные породы чаще всего
характеризуются более высокими сопротивлениями по сравнению с об-
ломочными породами. Породы, содержащие нефть или газ, характери-
зуются, как правило, повышенными сопротивлениями.
Зная силу тока, можно определить удельное сопротивление среды
по формуле:
I
U
К
Δ
=
ρ
( (31) Ом
.
м),
где К – коэффициент зонда (м),
иметь дело с неоднородной сре-
дой
ΔU – разность потенциалов (мВ),
I – сила тока (мА).
да приходится При каротаже всег
, т.е. с пластами пород различного удельного сопротивления, и гли-
нистым раствором, заполняющим скважину. Формулу для определения
удельного сопротивления однородной среды используют и для среды
неоднородной. Полученное при этом значение удельного сопротивле-
ния пород отличается от истинного, поэтому его называют dZ‘msbfky
m^_evguf khijhlb\e_gb_f (DK).
89
Кажущееся сопротивление зави
мощ
сит от удельного сопротивления и
рад
ности пластов, от диаметра скважины и удельного сопротивления
глинистого раствора, заполняющего скважину, от проникновения гли-
нистого раствора (его фильтра) в пласт и расположения электродов
зонда.
При электрическом каротаже одновременно с регистрацией КС за-
писывается диаграмма ПС. Измерение ПС сводится к замеру разности
потенциалов между электродом, который опущен в скважину, и элек-
тродом, находящимся на поверхности. Точка записи измеряемой разно-
сти потенциалов относится к первому электроду. Результаты измере-
ний изображаются в виде кривой, показывающей относительное изме-
нение величины естественного потенциала (в мв) по глубине скважины.
Кривая ПС способствует выделению в разрезе проницаемых пород и
значительно облегчает изучение геологического разреза скважины.
Измеренные величины, представленные в виде кривых кажущегося
удельного сопротивления КС и естественной поляризации ПС, образу-
ют электрокаротажную диаграмму.
При электрическом каротаже применяют зонды, различающиеся
расс итояниями между электродами характером их взаимного располо-
жения.
Зонды бывают двух типов: ]jZ^b_gl -ahg^u и ihl_gpbZe -ahg^u .
Для обозначения зонда записывают его электроды в порядке их распо-
ложения в скважине сверху вниз, проставляя между соответствующими
им буквами расстояние в метрах, например, М2,5А0,25В обозначает
градиент-зонд двухполюсный, подошвенный, у которого верхний элек-
трод является измерительным; на расстоянии 2,5м ниже него располо-
жен первый питающий электрод А и на расстоянии 0,25 м второй пи-
тающий электрод В.
Помимо рассмотренных методов электрических измерений, приме-
няют боковое каротажное зондирование (БКЗ), получившее широкое
развитие при каротаже скважин на нефтяных и газовых месторождениях.
JZ^bhZdlb\gu_ f_lh^u dZjhlZ‘Z
транение получили два метода В настоящее время широкое распрос
иоактивного каротажа: гамма-каротаж (ГК) и нейтронный гамма-
каротаж (НГК). При гамма-каротаже измеряют относительную естест-
венную радиоактивность пород, пересеченных скважиной, а при ней-
тронном гамма-каротаже определяют интенсивность вторичного гам-
ма-излучения, вызванного действием нейтронов на породу.
Радиоактивностью называют самопроизвольный или искусственно
вызванный распад атомных ядер химических элементов, сопровож-
дающийся радиоактивным излучением.
90
Радиоактивные элементы испускают
, β-
альфа-, бета- и гамма-лучи (α-
и γ-лучи).
При радиоактивном каротаже наблюдают только γ -излучение, по-
скольку этот вид лучей обладает достаточной проникающей способно-
стью и может быть зарегистрирован в буровых скважинах.
Два других вида излучений поглощаются корпусом прибора, осад-
ной колонной и слоем бурового раствора между прибором и стенкой
скважины.
Определение изменения интенсивности естественного γ-излу-чения
пород вдоль ствола скважины называют гамма-каротажем. Все вещест-
ва, встречающиеся в природе, в том числе и горные породы, содержат
некоторое количество радиоактивных элементов.
Но концентрация этих элементов чрезвычайно мала. Тем не менее
приборы, используемые при гамма-каротаже, позволяют определять
радиоактивность горных пород и разделять породы по степени содер-
жания в них радиоактивных элементов.
По величине естественной радиоактивности осадочные горные по-
роды можно разделить на следующие группы:
1) породы очень высокой радиоактивности (бентонит, вулканиче-
ский пепел);
2) породы высокой радиоактивности (глубоководные тонкодис-
персные глины, калийные соли);
3) породы средней радиоактивности (мелководные континенталь-
ные глины, мергели, известняковые и песчанистые глины);
4) породы низкой радиоактивности (пески, песчаники, известняки,
доломиты);
5) породы очень низкой радиоактивности (гипсы, каменная соль,
ископаемые угли, ангидрит).
Из данных ГК следует, что увеличение содержания глинистых или
илистых частиц в осадочной породе приводит к увеличению ее радио-
активности. Отмечена также зависимость между радиоактивностью
горной породы и ее цветом; чем темнее порода, тем выше ее радиоак-
тивность; это не относится к породам, темный цвет которых обуслов-
лен содержанием в них нефти.
Для разрезов, слагающих нефтеносные районы, на кривой ГК гли-
ны обычно отмечаются максимумами, а пески, песчаники, известняки и
доломиты – минимумами. В некоторых случаях могут встретиться из-
вестняки, доломиты, песчаники и пески с повышенной, а иногда и
очень большой радиоактивностью, связанной с обогащением породы
радиоактивными минералами. В отдельных случаях в широких преде-
лах изменяется также радиоактивность глин.
91
Применение радиоактивного каротажа
когд благ
особенно целесообразно,
ко
а данные электрического каротажа не оприятны для изучения
геологического разреза, например, когда скважина заполнена сильно
минерализованным глинистым раствором, в карбонатных разрезах, в
обсаженных скважинах, документация которых недостаточно полная.
Наиболее полные геологические сведения могут быть получены при
совместном изучении данных радиоактивного и электрического каротажа.
Ki_pbZevgu_ ]_hnbabq_kdb_ bkke_^h\Zgby
х исследований дале-Рассмотренный выше комплекс геофизически
не исчерпывает всего объема промыслово-геофизических работ, вы-
полняемых в скважинах с целью изучения разреза.
В настоящее время широко проводятся специальные электромет-
рические исследования при помощи микрозондов, разрабатывается
метод бокового каротажа, в ряде случаев используются термические
методы, метод вызванных потенциалов (ВП), магнитный каротаж и т. д.
Эти работы производят чаще всего для детального изучения таких
разрезов, для которых обычный каротаж не дает желаемых результатов.
Микрозонд – специальный каротажный зонд малой длины. Во время
замера он прижимается пружинами к стенке скважины, чем достигается
уменьшение влияния глинистого раствора на результат измерений.
Кривые КС, записанные при помощи микрозонда, позволяют де-
тально расчленить разрез и выделить в нем тонкие прослои, которые не
отмечаются на обычных диаграммах.
По двум кривым, одновременно замеренным микропотенциал-зондом
и микроградиент-зондом, можно определить в разрезе местоположение
плотных и проницаемых пластов, уточнить их литологию, получить при-
ближенные сведения об удельном сопротивлении зоны проникновения
фильтрата бурового раствора в пласт и оценить пористость пласта.
Боковой каротаж является одной из разновидностей электриче-
ског йо каротажа по методу сопротивлени . Благодаря специальному раз-
мещению электродов влияние ограниченной мощности пласта и скважи-
ны при боковом каротаже сведено к минимуму. Это дает возможность
регистрировать диаграмму, позволяющую выделять в разрезе очень тон-
кие прослои и оценивать их сопротивление. Боковой каротаж дает хоро-
шие результаты при сильно минерализованных глинистых растворах и
тонкослоистых разрезах, когда результаты обычного каротажа по методу
сопротивлений сильно искажаются влиянием скважины.
Индукционный каротаж не требует прямого контакта электродов с
породами и применяется для исследования скважин, не обсаженных
колонной, заполненных непроводящим глинистым раствором (на неф-
тяной основе), или сухих.
92