Файл: 1. Свойство коллекторов нефти и газа. Пористость и проницаемость продуктивных пластов.docx

1. Свойство коллекторов нефти и газа. Пористость и проницаемость продуктивных пластов.
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

Продуктивными пластами называют горные породы, в порах, пустотах и трещинах которых имеются промышленные скопления газа или нефти.

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов включает в себя их состав (литолого-минералогический), коллекторские свойства (пористость, проницаемость), газонасыщенность, неоднородность, прочность и устойчивость при движении в них газа.

Таким образом, геолого-промысловая характеристика пласта — это совокупность физических и физико-химических свойств пород пласта и особенностей взаимодействия их с насыщающим газом, благодаря которым возможно накопление и движение газа в пла­сте и которые проявляются в процессе добычи газа из пласта.

Состав продуктивных пластов многообразен. Они могут со­стоять из песчаников, песков, известняков, доломитов, галечников и конгломератов. Пески состоят из мелких песчинок размером от 0,02 до 0,2 мм и более. В песчаниках частички скреплены глини­стыми, железистыми, гипсовыми, карбонатными цементами. Из­вестняки и доломиты состоят из блоков СаСО₃ и MgCО₃ с мно­жеством трещин и пустот.

Пористость—это свойство пласта, характеризующее его способность вмещать газообразные и жидкие углеводороды и воду в порах, кавернах и трещинах, имеющихся внутри пласта. Отно­шение объема пустот к видимому объему пласта называют коэф­фициентом пористости т. Не все пустоты пласта сообща­ются между собой и бывают заполнены газом. Поэтому различают коэффициенты полной, открытой и эффективной пористости. Ко­эффициент полной пористости — это отношение сум­марного объема всех пор V_n к видимому объему образца V_обр, т. е.

m==V_n/V_обр. (2)

Коэффициенты открытой и эффективной пористо­сти — это отношение к объему образца соответственно пор, со­общающихся между собой, и пор, по которым возможно движение заполняющих их газов. Коэффициент пористости выражают в до­лях единицы или в процентах. Он может изменяться в широких пределах, примерно от 0,5 до 50 Это зависит от размеров и количества пор, которые остаются между частичками пород, слагаю­щих пласт.

Проницаемость — это способность пласта пропускать сквозь себя жидкости и газы под действием перепада давления. Движение газов и жидкостей в пласте называется фильтрацией. Экспериментально установлены два закона, которыми описы­вается движение газов и жидкостей в пористых пластах: линейный и нелинейный.

---

Согласно линейному закону (называемому также зако­ном Дарси по имени французского инженера, открывшего его) скорость движения жидкости в пористой среде прямо пропорцио­нальна перепаду давления и обратно пропорциональна ее вязко­сти:



где

Q — расход жидкости;

 — коэффициент абсолютной вязкости жидкости;

L —длина образца;

F — площадь поперечного сечения образца;

р=р₁—р₂—разность давлений, создаваемых на концах испы­туемого образца;

k—коэффициент проницаемости.

При размерностях величин, входящих в формулу (4), в систе­ме единиц СИ за единицу проницаемости принимается 1 м², т. е. проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через обра­зец которой площадью 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па (один паскаль) расход жидкости вязкостью 1 Па-с состав­ляет 1 мУс:



На практике используется единица 1 мкм², равная приблизи­тельно ранее применяемой единице дарси (Д).

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости k (площади) заключается в следующем: он характеризует сечение каналов пористой среды, по которым фильтруется пластовый агент.

Газ добывают из пластов с коэффициентами проницаемости от единиц до 510^-15 м² (0,005 Д или 5 мД).

Коэффициент газонасыщенности—это отношение объема пор, занятых газом, к суммарному объему открытых пор в едини­це объема пласта. Газ занимает только часть пор, остальной объем занят связанной (остаточной, неподвижной) водой и кон­денсатом. Коэффициент газонасыщенности выражают, как и коэф­фициент пористости, в долях единицы или процентах. Значения коэффициента газонасыщенности до начала и в конце разработки называют соответственно начальными и конечными. Их исполь­зуют при расчетах начальных и остаточных запасов газа в пласте.

Фазовая проницаемость — это проницаемость отдель­но для жидкости и газа при их одновременном движении в пори­стой среде. Фазовая проницаемость для газа тем больше, чем выше газонасыщенность пласта, т. е. фазовые проницаемости—функций насыщенностей пористых сред соответствующими веществами.

Неоднородность — это степень различия геолого-промыс­ловой характеристики пласта по площади и разрезу. В каждой скважине пласт имеет свою индивидуальную характеристику. Ста­тистическая обработка данных по многим скважинам месторож­дения позволяет строить карты равных мощностей, пористостей, проницаемостей. Эти карты используют при проектировании и контроле за разработкой месторождений.

---

Прочность и устойчивость пласта характеризуют его свойства не разрушаться вблизи забоя скважин при движении газа к сква­жине. Выражают эти свойства максимально допустимыми гради­ентами давлений (падение давления на единице длины пласта) или скоростями газа в порах (истинной скоростью фильтрации), Если превысить эти величины, пласт будет разрушаться. Эксплуа­тация скважин в этих условиях запрещается.

Упругость пласта—это его способность при изменении давления изменять свой объем. До начала разработки продуктив­ный пласт находится под действием сжимающего давления веса вышележащих пород (горного давления) и противодействующего ему пластового давления газа, насыщающего пласт. При отборе газа пластовое давление снижается, а под действием горного дав­ления уменьшается объем пласта и пор в нем. Кроме того, при падении давления в водонасыщенной части пласта расширяется пластовая вода и начинает продвигаться в газонасыщенную часть пласта. Оба эти процесса оказывают большое влияние на режим эксплуатации пласта, т. е. залежи в целом (см. § 1.4).

Геолого-промысловую характеристику пласта определяют по образцам пород, извлекаемых из недр при бурении скважин, на­зываемых кернами, и при исследованиях скважин.

2. Нефте-газо-водонасыщенность продуктивных пластов.

1.. Нефте-, газо-, водонасыщенность коллекторов.

Поровое пространство пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений, как правило, заполнено углеводородами частично. Часть порового пространства занимает так называемая связанная вода. Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. До появления в этих коллекторах нефти и газа они были полностью или частичнозаполнены водой. Процесс формирования залежей углеводородов сопровождался вытеснением воды из пор, каверн и трещин.

Содержание остаточной воды обычно выражают в процентах от суммарной емкости пор. Оно может меняться от первых единиц до 70 % и более. В большинстве хорошо проницаемых песчано-алевритовых коллекторов содержание остаточной воды составляет 15-25 %.

Количество остаточной воды в породах-коллекторах зависит от многих факторов. Важнейшие из них: минеральный состав, структура порового пространства, минеральный состав и количество глинистого цемента

---

, карбонатность терригенных коллекторов, содержание поверхностно-активных веществ в нефтях.

Менее изученными факторами, влияющими на содержание остаточной воды в породах-коллекторах, являются время формирования последних и время образования в них нефтяных и газовых залежей.

Существует довольно много способов определения остаточной водонасыщенности породы-коллектора. В лабораторных условиях применяются следующие.

1. Способ, основанный на определении потери массы исследованного образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105-107°С и на определении объема отогнанной из него или из смежного образца воды при кипячении их в растворителе с температурой кипения до 110°С. Погрешность метода не превышает 2 %.

2. Способ центрифугирования, при котором экстрагированный и полностью высушенный образец насыщается водой, которую затем вытесняют с помощью центрифуги при частоте вращения 4400-31500 об/мин.

3. Хлоридный метод, основанный на представлении о том, что минерализация погребенной воды в данной нефтяной или газовой залежи постоянна. Исходя из этого, зная минерализацию керна, т.е. содержание в нем хлоридов, можно установить истинную его водонасыщенность.

4. Метод полупроницаемой мембраны, основанный на отжатии свободной воды силами капиллярного давления с сохранением в образце породы остаточной воды.

5. Метод ртутной капиллярометрии, который заключается в нагнетании ртути в керн с одновременным измерением капиллярных давлений.

Применяются также и многие другие лабораторные методы. В промысловых условиях для определения остаточной водонасыщенности широко распространен метод низкочастотной электрометрии, или электрический каротаж. Метод основан на том, что электропроводность породы коллектора зависит от количества и минерализации насыщающей его воды. По результатам геофизических исследований против испытуемых пластов определяют петрофизическую характеристику.

Используя данные лабораторных определений остаточной водонасыщенности керна и петрофизические характеристики породы- коллектора, для этих же интервалов строят оценочные зависимости, с помощью которых далее находят остаточную водонасыщенность (нефтенасыщенность), используя только результаты геофизических исследований.

При обобщении результатов исследования величины остаточной водонасыщенности обычно сопоставляют с проницаемостью как с параметром, наиболее полно отражающим влияние гранулометрического состава и текстурно-структурных свойств породы коллектора.

---

П.Джонс для ориентировочного представления о содержании связанной воды рекомендует пользоваться графиком (рис. 23).

Для конкретных пород коллекторов с межзерновой пористостью можно пользоваться зависимостью между проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Для различных отложений она различна (рис.24).

Оба примера показывают, что при меньших значениях абсолютной проницаемости наблюдается наибольшая остаточная водонасыщенность, и наоборот.

Для практической цели удобны статистические зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности от величины отно­сительной глинистости Орд. Величину относительной глинистости можно определить на любой стадии разработки месторождения, а следовательно, на любой стадии можно найти остаточную водо­насыщенность и начальную нефтегазонасыщенность коллектора.



4 70 •100 1000 Проницаемость, •

Рис.23. Зависимость между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью для пород-коллекторов различного типа (по Джонсу, 1946):

1 - пески мелкозернистые; 2 - пески сред-незернистые; 3 - лески крупнозернистые;

известняки и доломиты

Рис.24. Зависимость содержания оста­точной воды от проницаемости для раз­личных нефтегазоносных пород (по А.А. Ханину): 1 - алевролиты абазин-ской свиты Ахтырско-Бугундырского неф­тяного месторождения: 2 - алевриты ха-думского продуктивного горизонта Северо-Ставропольского газового месторождения: 3 - песчаники угерской свиты газовых месторождений Угерско и Бильче-Волица; 4 - модели песков кварцевых; 5 - алевро­литы свиты медистых песчаников Шебелинского газового месторождения; 6 - песча­ники мелкозернистые продуктивных горизонтов мела Газлинского газового место­рождения; 7 - песчаники мелкозернистые газоконденсатного месторождения Русский хутор; 8 - песчаники мелкозернистые Усть-Балыкского и Мегионского нефтяных месторождений; 9 - песчаники мелкозернистые мотской свиты Марковского газоконденсатного месторождения; 10 - песчаники средне- и мелкозернистые газовых месторождений Байрамапи и Майского; 11 - рифовые пермские газоносные известняки ишимбайского типа
2. Пластовые нефти и газы.

---