Файл: Физика нефтяного и газового пласта санктпетербург.doc

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 06.11.2023

Просмотров: 227

Скачиваний: 4

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

1.4. Фильтрационно-ёмкостные параметры коллекторов.Реальные пористые среды в подземной гидромеханике представляются идеализированными моделями - фиктивным и идеальным грунтами. Фиктивный грунт - среда, состоящая из шариков, в частности, одного размера, идеальный - параллельные трубочки одного или разного диаметра.Основные характеристики пористых сред: пористость, просветность, гранулометрический состав, эффективный диаметр или гидравлический диаметр пор, удельная поверхность, механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву и сжатию). Кроме того, введены параметры, связанные с жидкостью: насыщенность и проницаемость.Параметры пористой средыПористость - это отношение объема пор Vп к объему пористой среды Vm=Vп /V (1.1)Для фиктивного грунта, исходя из геометрических построений, Слихтер вывел зависимость для полной пористости . (1.2)Из формулы (1.2) имеем mo=0,259 при=60о и mo=0,476 при =90о.Просветность - это отношение площади просветов fп ко всей площади сечения f:n =fп /f (1.3)Просветность n фиктивного грунта вычисляется по формуле , (1.4)что даёт ms=0,0931 при =60о и ms=0,476 при =90о.Эффективный диаметр определяют по гранулометрическому составу, или по формуле веса средней частицы , (1.5)где di- средний диаметр i -ой фракции; ni - массовая или счетная доля i - ой фракции.Для идеального грунта имеется связь радиуса пор с диаметром частиц фиктивного грунта (1.6) Пористость бывает полная, открытая, эффективная. В последнем случае под объемом пор понимается объем открытых пор занятых подвижной жидкостью, т.е. того объёма, через который может протекать жидкость. Измеряется коэффициент пористости в долях единицы или в процентах объема породы. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным пустотам относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т.д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. К вторичным – поры, возникшие в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин (например, вследствие доломитизации) и др. Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:1) сверхкапиллярные – более 0,5 мм;2) капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);3) субкапиллярные — менее 0,0002 мм (0,2 мкм). По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.В субкапиллярных каналах жидкости в такой степени удерживаются силой притяжения стенок каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала породы), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти – те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.В реальных условиях твердые зерна породы обволакиваются тонкой плёнкой, остающейся неподвижной даже при значительных градиентах давления. В этом случае подвижный флюид занимает объём, меньший Vп. Кроме того , в реальной пористой среде есть тупиковые поры, в которых движения жидкости не происходит. Таким образом, наряду с полной пористостью часто пользуются понятием открытой и динамической пористостостями. Коэффициентом открытой пористости m0 принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца: (1.7)где Vпо – объем, занятый подвижной жидкостью.Динамическая пористость характеризует относительный объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.В дальнейшем под пористостью мы будем понимать динамическую пористость, кроме специально оговорённых случаев.Удельная поверхность - это суммарная площадь поверхности частиц, содержащихся в единице объема пористой среды.Для фиктивного грунта (1.8)Удельная поверхность нефтесодержащих пород с достаточной точностью определяется формулой (1.9)где k - проницаемость в дарси [мкм2].Среднее значение Sуд для нефтесодержащих пород изменяется в пределах 40 тыс. - 230 тыс. м2/м3. Породы с удельной поверхностью большей 230тыс. м2/м3 непроницаемы или слабопроницаемы (глины, глинистые пески и т.д.).Насыщенность - это отношение объема жидкости Vf, содержащейся в порах, к объему пор Vп (1.10)Проницаемость - это параметр породы, характеризующий ее способность пропускать жидкие и газообразные среды. Физический смысл проницаемости k заключается в том, что она характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.Величина проницаемости зависит от размера пор для модели идеального грунта с трубками радиуса R , (1.11)где R - мкм; k - д.Для реальных сред радиус пор связан с проницаемостью формулой Котяхова , (1.12)где k -д; R - м;  - структурный коэффициент (=0.5035/m1,1 - для зернистых сред).Т.к. радиус пор связан с удельной поверхностью, то с ней связана и проницаемость , (1.13)Проницаемость горных пород меняется в широких пределах: крупнозернистый песчаник - 1-0.1д; плотные песчаники - 0.01-0.001д. Параметры трещинной среды.Коллекторские свойства трещинных горных пород характеризуются густотой и раскрытостью трещин, которые определяют трещинную пористость и проницаемость, обусловленную наличием в породе трещин.Трещиноватость - отношение объёма трещин Vт ко всему объёму V трещинной среды. . (1.14)Коэффициент густоты трещин  равен отношению суммарной протяженности трещин к поверхности фильтрации (1.15)где а – суммарная протяженность трещин; F – площадь фильтрации.Трещинная пористость mт (ее иногда по аналогии с коэффициентом пористости обычных коллекторов называют коэффициентом трещиноватости) определяется отношением объема трещин к объему образца породы: , (1.16)где b – раскрытие трещины.Для трещинно-пористой среды вводят суммарную (общую) пористость, прибавляя к трещиноватости пористость блоков. Из (1.16) следует, что для идеализированной трещинной среды mт=тαbт, (1.17)где bт - раскрытость; т - безразмерный коэффициент, равный 1,2, 3 для одномерного, плоского и пространственного случаев, соответственно.Для реальных пород значение коэффициента  зависит от геометрии систем трещин в породе.Для квадратной сетки трещин (плоский случай) αт=1 / lт, где lт - размер блока породы. Средняя длина трещин l* равняется среднему размеру блока породы и равнаl*=1 / αт . (1.18)Трещинный пласт - деформируемая среда. В первом приближении можно считать , (1.19)где bт0 - ширина трещины при начальном давлении р0 ; *т=п l/bт0 - сжимаемость трещины; п - сжимаемость материалов блоков; l - среднее расстояние между трещинами. Для трещинных сред l/ bт >100 .Проницаемость трещиноватых сред равна (1.20)Для трещиновато-пористой среды общая проницаемость определяется как сумма межзерновой и трещинной проницаемостей.1.5. Насыщенность коллекторовФазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте–, газо– и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью и характеризует водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов. Из капиллярных пор и микротрещин вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Она может удерживаться молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Таким образом, в пласте находится остаточная (погребенная) вода. Количество остаточной воды (Sв.ост.) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа. Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и других. Обычно, для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (SН), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта, считается хорошим показателем. Однако, эта закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и др.В пределах нефтяных залежей, большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур, к зоне водонефтяного контакта (ВНК) ее величина, как правило, может значительно снижаться. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы водой, нефтью и газом.Водонасыщенность (SВ) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (SН) и газонасыщенности (SГ): , (1.21)где VВ, VН, VГ – соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы. От объёма остаточной воды зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма остаточной воды:Пст = Vсоб. пор – Vв. ост.. (1.22)В зависимости от перепада давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей, поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость) не движется в порах. Её величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S = 1) или 100 %. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение: SН + SВ = 1. (1.23)Для газонефтяных месторождений соответственно:SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 – (SB + SH). (1.24)На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.1.6 ПроницаемостьАбсолютно непроницаемых тел в природе нет. Располагая соответствующим давлением, можно продавать жидкости и газы через все тела. Однако при существующих в нефтяных пластах перепадах давлений многие породы оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (например, глины, сланцы, изверженные породы и др.). Это можно объяснить тем, что указанные породы обладают капиллярными и субкапиллярными порами весьма малых размеров, оказывающими большое сопротивление движению жидкости и даже газа. Почти все осадочные породы, слагающие нефтяные и газовые пласты – пески, песчаники, известняки, доломиты и др. – обладают той или иной проницаемостью.При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или нефте-водо-газовые смеси. В зависимости от того, какой флюид движется в пористой среде и каков характер движения, проницаемость одной и той же среды может быть различной.Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости.Абсолютная или физическая проницаемость - это прони­цаемость пористой среды при движении в ней какой-либо од­ной фазы - газа или однородной жидкости без физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкос­тью.Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержа­нии в порах другой фазы - жидкой или газовой.Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной.Для количественного определения проницаемости пород может быть использован линейный закон фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости: ( 1.25 )где Q – объемный расход жидкости через породу за 1 сек, м3/с; - скорость линейной фильтрации, м/с; - динамическая вязкость жидкости, Н.сек/м2;L – длина пористой среды, м;F – площадь фильтрации, м2;Р – перепад давления на длине образца, Н/м2;k – коэффициент пропорциональности, который называется к о э ф ф и ц и е н т о м п р о н и ц а е м о с т и п о р о д ы, м2.Величина этого коэффициент из уравнения ( 1.25 ) будет равна: ( 1.26 )Эту формулу применяют при определении в лабораторных условиях проницаемости по жидкости. При измерении проницаемости при помощи газа будем иметь: ( 1.27 )где Q - объемный расход газа при среднем давлении Рср по длине образца.Практически при малых длинах испытуемых образцов среднее давление ( 1.28 )где Р1 и Р2 – соответственно давление на входе газа в образец и на выходе из него.Полагая, что процесс расширения газа при его фильтрации через образец происходит изотермически, можно написать согласно закону Бойля-Мариотта ( 1.29 )где Q0 – расход газа при атмосферном давлении Р0.Размерность величин, входящих в формулы (1.25) и (1.26), в системе CCS следующая: [Q] – см3/сек; [ ] – пуаз = дн сек/см2; [L] – см; [F] – см2; [Р] – дн/см2.Следовательно, размерность проницаемости в системе CGS будет (1.30)т.е. коэффициент проницаемости имеет размерность площади. Физический смысл этого заключается в том, что проницаемость характеризует величину площади сечения поровых каналов, по которым происходит фильтрация.Единица проницаемости 1 см2 велика и неудобна для практических расчетов. За единицу проницаемости в 1 дарси принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 при перепаде давления в 1 ат на длине 1 см расход жидкости вязкостью в 1 сантипуаз составляет 1 см3/сек.Эта единица получила повсеместное признание под наименованием д а р с и. Величина, равная 0,001 дарси, называется м и л л и д а р с и.Учитывая, что 1 сантипуаз = 0,01 пуаза и 1 ат = 1 013,3х103 дн/см2, получим следующее соотношение: (1.31)1.7. Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторовВ условиях реальных пластов при разработке месторождений возникают различные виды многофазных потоков: - движение нефти и воды в нефтяных залежах;- движение газированной нефти;- трехфазного потока нефти, воды и газа одновременно.Х Рис. 3. Зависимость относительной проницаемости песка для нефти – 1, для воды – 2 от водонасыщености порового пространстваарактеры этих потоков изучены экспериментально. Результаты исследований обычно изображаются в виде графиков (диаграмм фазовых относительных проницаемостей) зависимости относительной проницаемости от степени насыщенности порового пространства различными фазами. Фильтрация нефти и воды через песок редставлена на рис. 3. Если в несцементированном песке содержится 20 % воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю. Вода будет себя вести как неподвижная фаза, за счет проявления капиллярных и молекулярно-поверхностных сил. Вода удерживается в субкапиллярных и тупиковых (открытых, но не сообщающихся) порах, в местных контактах зерен, в виде неподвижных полимолекулярных пленок и микрокапель на поверхности породы и др.При возрастании водонасыщенности выше порогового значения, вода начинает участвовать в фильтрации. Как видно из приведенных зависимостей (рис. 3), при возрастании водонасыщенности до 30 %, относительная проницаемость для нефти снижается в два раза. Если водонасыщенность песка достигнет 80 % (рис. 3) относительная проницаемость для нефти равна нулю. Остаточная нефть будет прочно удерживаться породой за счет капиллярных и молекулярно-поверхностных сил. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной нефтенасыщенности (как неподвижной остаточной фазы) еще выше.При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений необходимо применять меры для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения.К Рис. 4. Зависимость относительной проницаемости пористых известняков и доломитов для газа и жидкости от водонасыщенностироме того, при проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает водонасыщенность в призабойной зоне пласта (ПЗП), что значительно уменьшает относительную проницаемость пород для нефти и, как следствие, уменьшается дебит скважины, усложняется и удлиняется процесс освоения скважины. Водные фильтраты промывочных жидкостей имеют, как правило, гидрофильную природу, хорошо смачивают и прочно удерживаются породами пласта. Удаление их из ПЗП затруднено даже при повышенных депрессиях (разность между пластовым и забойным давлением). Движение смеси жидкости и газа на примере их фильтрации через пористые известняки и доломиты проиллюстрировано на рисунке 4.Анализ приведенных зависимостей отражает закономерно-сти в движении жидкости и газа в различных типах коллекторов. При содержании в поровом пространстве до 30 % жидкости для песков, известняков, доломитов, а в песчаниках до 60 %, относительная проницаемость для жидкой фазы (k'Ж) равна нулю.Относительная проницаемость для газа (k'Г) для песков, известняков и доломитов 60 %, песчаников

5 ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ

5.1. Физическое состояние воды в горных породах

5.2 Физические свойства пластовых вод

5.3Минерализация пластовой воды

7.1. Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта Под действием капиллярных сил столбик воды будет стремиться принять цилиндрическую форму, оказывая при этом давление p на пленку нефти между столбиком воды и стенками капилляра, величина которого равна: , (7.1)где R – радиус сферической поверхности столбика воды; r – радиус цилиндрической поверхности капилляра;  - поверхностное натяжение на границе нефти с водой. С начала движения столбика воды в капилляре возникает сила трения, обусловленная давлением воды на стенки капилляра. Капиллярное давление, создаваемое менисками, составит; и . (7.2)Разность этих давлений и будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давления рк = (p1 – p2) , т.к. Явление, сопровождающееся возникновением дополни­тельных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, принято называть эффектом Жамена. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Величина дополнительного сопротивления и капиллярного давления для единичных столбиков может быть и невелика. Но в пористой среде столбики и четки образуются в больших количествах и на пре­одоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пласто­вой энергии.В Рис. 20. Деформация капли в суженной части канала пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель и четок (рис. 20). При переходе столбиков и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженую вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает противодавление, равное: . (7.3) Водонефтяные смеси могут образовываться на протяжении де­сятков и сотен метров. Если бы эффект Жамена проявлялся в пласте так же интенсивно, как и в ци­линдрических капиллярах, движение жидкостей в пористой среде было бы затруднено. Эффект Жамена в пласте в значительной степени ослабляется вслед­ствие сжимаемости газовых пузырьков и упругости жидкости и пород пласта. При этом происходит сдвиг не сразу всей массы смеси, а отдельных ее участков. Кроме того, в каналах неправильной формы жидкости могут иметь обходные пути между стенками каналов и пузырьками воды или газа (рис. 21). Рис. 21. Схема расположения капли воды в капилляре неправильной формы, смоченном нефтью7.2. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газомВ природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50—60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта, в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 22 (сплошная линия). Пунктирными линиями показано приблизительное распределение нефти и воды в пласте при других положениях водонефтяного контакта.Эта схема представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды Sп. При этом в пласте можно отметить три зоны (I, II и III). В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть. Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от Iвымывания нефти к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.А Рис. 22. Изменение нефте- водонасыщенности пласта при вытеснении нефти водойналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа. Так, вследствие небольшой вязкости газа «поршневое» вытеснение им нефти может происходить только при газонасыщенности породы, не превышающей 15 % от объема пор. При увеличении газонасыщенности в потоке преобладает газ, и механизм вытеснения нефти будет заменяться механизмом увлечения ее струёй газа. При газонасыщенности



А. Т. Карманский

ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА







САНКТ-ПЕТЕРБУРГ

2008

В пособии изложены современные представления о физических процессах происходящих в продуктивных пластах при фильтрации пластовых жидкостей и газов,

Рассмотрены основные физические свойства и методы иссследования нефтесодержащих пористых сред, физико-химические свойства нефти, воды и газа в платовых условиях, фазовые состояния углеводородных систем, механизм и кинетика вытеснения нефти водой и газом.

Учебное пособие предназначено для студентов по направлению 130500 «Нефтегазовое дело», для специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

ВВЕДЕНИЕ

Нефть (neft – турецкое, так же персидское) известна людям более четырёх тысяч лет тому назад. На заре цивилизации нефть не играла большой роли в технике и быту. Она применялась греками, египтянами, ассирийцами для медицинских целей, в строительном деле (асфальт), для изготовления туши, в военном деле ("греческий огонь"), для освещения жилых помещений и смазки колёс. Признание как дешёвого топлива и источника ценных продуктов нефть получила только за последние сто лет.

Развитие научно–технической базы нефтегазового комплекса, освоение и ввод в эксплуатацию в прошлом столетии крупнейших по запасам нефти и газа месторождений, осуществлялось на основе прогрессивных достижений в области физики нефтяного пласта. Максимальная добыча нефти, около 600 млн. тонн в год, на территории бывшего СССР, приходилась на период 1980-1990 годов, в основном, за счет ввода в эксплуатацию высокодебитных месторождений Западной Сибири.

К концу прошлого столетия объём добываемой нефти сократился и стабилизировался на отметке 303-305 млн. тонн в год. В настоящее время эксплуатируемые крупные месторождения, определяющие объём добычи нефти, приближаются к последним стадиям разработки. Состояние их характеризуется значительными исчерпывающими запасами, преждевременным обводнением, изношенностью систем сбора и трубопроводного транспорта до 50-80 %.

Для прироста добычи нефти Правительством Российской Федерации были приняты Постановления о мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в кон-сервации скважин на нефтяных месторождениях и обеспечивающие гибкое налогообложение (стимулирующее) в части:


- эксплуатации месторождений с истощёнными и трудноизвлекаемыми запасами (дебит 0,1-1 т/сутки), которые составляют более 50 % от общего количества текущих извлекаемых запасов с помощью новых технологий;

- освоения и ввода в эксплуатацию мелких малодебитных месторождений, в среднем на одно мелкое месторождение приходится менее 1 млн. тонн нефти и в России их открыто более 1400 месторождений;

- ввода в разработку месторождений с низкопроницаемыми коллекторами (0,05 мкм2).

Реализовать намеченные перспективы развития нефтедобывающего комплекса и поддерживать уровень добычи нефти в России в 330–370 млн. тонн в год невозможно без получения новых данных относительно нефтяных и газовых пластов – коллекторских и фильтрационных свойств горных пород, физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов, фазовых состояний углеводородных систем и других. Процесс развития нефтяной промышленности России требует применения нетрадиционных систем разработки, новых технологий и современных технических средств.

Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, её физическую характеристику (пористость, проницаемость, насыщенность и др.), физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающие породы, уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволяют определить начальные запасы углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте на различных стадиях его разработки.

На комплексе знаний, полученных при изучении данного курса, основываются системы грамотного и более совершенного проектирования разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, выбор тех или иных методов искусственного воздействия на залежь, внедрение новейших методов повышения компонентоотдачи пластов.

Настоящее учебное пособие посвящено описанию свойств пористых сред, насыщающих их жидкостей и газов и использованию этих знаний в практических расчётах.
1. ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
1.1. Газонефтяное месторождение


Естественное скопление нефти (газа) в недрах называется нефтяной (газовой) залежью. Совокупность залежей, располо­женных на одном участке (районе) суши или моря, образует нефтяное (газовое) месторождение. Часто залежи нефти име­ют газовые шапки, а газовые - нефтяные оторочки. В этих случаях тип залежи или месторождения определяется по зна­чительности запасов одного из этих компонентов.

Существуют две теории происхождения нефти - органичес­кая и неорганическая. Более принята теория органического об­разования нефти и газа, по которой останки животных и рас­тительности, разлагаясь в недрах Земли под действием высо­ких температур и давления, образовали углеводороды - состав­ляющие нефти и газа.

Нефть (газ) совместно с водой содержатся в разветвленной системе пор, пустот, поровых каналов, трещин, каверн между отдельными зернами или агрегатами зерен породы, которая на­зывается коллектор нефтяной залежи. Наличие пустот в кол­лекторе называется пористостью. Значение пористости опре­деляется коэффициентом пористости, т.е. отношением общего объема всех пустот в породе к геометрическому объему породы с пустотами. С увеличением глубины залегания пород порис­тость обычно уменьшается.

Нефтенасыщенность - отношение объема пор в залежи, за­полненных нефтью, к общему объему пор.

Проницаемость горных пород характеризует их способ­ность пропускать через себя жидкость и газ.

Упругость горных пород - способность их к изменению своего объема с изменением давления. Она влияет на перерас­пределение давления в пласте в процессе эксплуатации.

Внутреннее давление в пласте в процессе добычи нефти из залежи снижается, что приводит к уменьшению объема, а, сле­довательно, к вытеснению из него жидкости и газа.

Карбонатность горных пород - суммарное содержание в них солей угольной кислоты: соды, поташа, известняка, до­ломита, сидерита и др. Значение этой величины является основой для выбора средств воздействия на них. Так, напри­мер, соляная кислота растворяет карбонаты, увеличивая число пор и поровых каналов, что приводит к возрастанию проница­емости.

Для получения притока нефти и газа к забоям скважин, ко­
торые вскрыли нефтяную залежь, необходим перепад давле­ния между пластовым давлением и давлением на забое, созда­ваемым столбом жидкости и газа в скважине. Этот перепад давления называется депрессией. Количество жидкости, по­ступающей в скважину в единицу времени, т.е. дебит скважи­ны, зависит от пластового давления, значений всех сопротив­лений движению жидкости и депрессии.

Осадочная толща земной коры состоит из различных слоев горных пород (пластов).

Пласт - геологическое тело относи­тельно однородного состава. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, поверхность, ограничиваю­щая его сверху, - кровлей. Толщина пласта обычно во много раз меньше его протяжен­ности. В основном преобладают горизонтальные слои.

В результа­те тектонических давлений (сдвигов) земной коры они могут быть наклонены, смяты в складки и разорваны. При этом обра­зуются различные структурные формы (структуры). Складка слоев горных пород, обращенная вверх, называется антиклина­лью. Типичным случаем расположения нефти и газа является антиклиналь, где в верхней части пласта располагается сво­бодный газ (газовая шапка), внизу вода, а между ними нефть.

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом (ВНК или ГНК).
1.2. Виды неоднородности строения нефтяных залежей

Нефтяные залежи, приуроченные к терригенным и карбонатным коллекторам, занимают достаточно обширные площади. Площадь нефтеносности может изменяться от нескольких квадратных километров до десятков, сотен и даже тысяч квадратных километров. Толщина продуктивных отложений может варьировать от нескольких метров до десятков метров.

В результате нефтяная залежь или месторождение образуют в толще осадочных пород тело, в котором объемы продуктивных нефтеносных отложений измеряются миллионами и миллиардами кубических метров. Как правило, при расчленении и корреляции геологического разреза определенный комплекс пород, к которому приурочены продуктивные отложения, выделяется в самостоятельную стратиграфическую единицу, именуемую горизонтом.


Точное определение этого понятия дано в третьем издании «Большой Советской Энциклопедии»: «Горизонт в геологии, местное стратиграфическое подразделение.., включающее одновозрастные породы разного литологического состава… Иногда термином «горизонт», обозначают пачку слоев небольшой толщины с характерными литологическими и палеонтологическими признаками…».

В отличие от горизонта «пласт, слой, геологическое тело – основная форма залегания осадочных пород, отражающая их последовательное отложение. Имеет более или менее однородный состав…».

Таким образом, продуктивный горизонт слагается из нескольких пластов различного литологического состава. Отмеченное различие является очень важным при изучении вопросов неоднородности продуктивных пластов, и об этом различии всегда следует помнить

Очень часто в специальной литературе по разработке нефтяных месторождений понятия горизонт и пласт отождествляют. Например, говорят: пласт Д1 Туймазинского месторождения; пласт Д1 Ромашкинского месторождения и т.д. Правильнее и точнее говорить – горизонт Д1. Известно, что горизонт Д1 Туймазинского месторождения состоит из трех песчаных пластов, разделенных на большей части площади глинистыми пластами.

Горизонт Д1 Ромашкинского месторождения состоит из семи песчаных пластов, также разделенных глинистыми пластами на большей части площади.

В подавляющей части случаев именно продуктивный горизонт, а не пласт, является самостоятельным объектом разработки. Поэтому при изучении вопросов неоднородности объектом исследования следует считать продуктивный горизонт.

Продуктивный горизонт может включать в себя породы различного литологического состава. Это означает, что продуктивный пласт может состоять из песчаников, аргиллитов, глин, алевролитов, углистых сланцев, мергелей и т.д. Все перечисленные породы по своей внутренней структуре также могут изменяться в пределах объема продуктивной залежи. Например, минералогический состав, фракционный состав, глинистость и карбонатность песчаников и других пород могут варьировать в очень широких пределах. Сами породы, слагающие горизонт, довольно часто переслаиваются между собой, выклиниваются, замещаются, образуя довольно сложную картину геологического строения залежи.

Нефтеносные породы, входящие в состав продуктивного горизонта, в свою очередь характеризуются непостоянством коллекторских свойств. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность, сжимаемость, эффективная толщина пласта и другие параметры изменяются в очень широких пределах. Поэтому по коллекторским свойствам нефтеносные породы можно отнести к категории анизотропных сред

Смотрите также файлы