Физика пласта

1. Основные показатели нефтегазового пласта.

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

- пористостью;

- проницаемостью;

- капиллярными свойствами;

- удельной поверхностью;

- механическими свойствами.

Рассмотрим подробнее каждый из этих параметров.

1.2 Пористость

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

2. Поры растворения - образовались в результате циркуляции подземных вод.

3. Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста.

4. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, например, превращение известняка (СаСО₃) в доломит (МgСО₃) - при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12 %.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания.

Виды пор (2)-(5) - это так называемые вторичные поры, возникшие при геолого-химических процессах.

Объём пор зависит от:

- формы зёрен;

- сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);

- размера зёрен;

- укладки зёрен - при кубической укладке пористость составляет 47,6 %, при ромбической укладке - 25,96 % (см. рис. 1.1);

- однородности и окатанности зёрен;

- вида цемента (см. рис. 1.2).

Рис. 1.1. Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а - менее плотная кубическая укладка, б - более компактная ромбическая укладка

Рис. 1.2. Разновидности цемента горных пород

Не все виды пор заполняются флюидами, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

1.2.1 Виды пористости

Общая (полная, абсолютная) пористость - суммарный объём всех пор (V_пор), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V_сообщ) между собой пор.

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) в процентах зависит от объема всех пор:

. (1.1)

Коэффициент открытой пористости (m_о) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

. (1.2)

Коэффициент эффективной пористости (m_эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V_{пор фильтр}), через которые идёт фильтрация.

. (1.3)

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

m_п > m_o > m_эф. (1.4)

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25 %.

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

- субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) - практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);

- капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);

- сверхкапиллярные > 0,5 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам - при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.

С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (S_в), газонасыщенность (S_г), нефтенасыщенность (S_н), величины, выраженные в долях или в процентах.

Связь пористости и коэффициента насыщенности (в долях):

. (1.5)

S_насыщ = 1; S_г = 1 - (S_B + S_H). (1.6)

1.3 Проницаемость

Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рис. 1.4).

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией (рис. 1.5).

1.3.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр (рис. 1.6), установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления.

Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

, (1.7)

где Q - объёмная скорость воды;

v - линейная скорость воды;

F - площадь сечения, F = d²/4;

L - длина фильтра;

k - коэффициент пропорциональности.

Рис. 1.6. Схема экспериментальной установки Дарси для изучения течения воды через песок

Нефть - неидеальная система (компоненты нефти взаимодействуют между собой), поэтому линейный закон фильтрации для нефти, содержитвязкость, учитывающую взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы:

, (1.8)

где - вязкость нефти.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k (1.7), который называется коэффициентом проницаемости (k_пр).

Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из соотношения:

, (1.9)

В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м ²; в системе СГС [k_пр]= см ²; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [k_пр]= Д (Дарси).

1 Дарси = 1,0210^-8 см ² = 1,02 · 10^-12 м² 1 мкм².

Проницаемостью в 1 м ² называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м ² длиной 1 м и при перепаде давления 1 Па, при которой расход жидкости вязкостью 1 Пас составляет 1 м³.

Пористая среда имеет проницаемость 1 Дарси, если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью 1 спз (спуаз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см ² и перепаде давления 1 атм., расход жидкости на 1 см длины породы составляет 1 см³ /сек.

Физический смысл размерности проницаемости - это площадь сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация.

Существует несколько типов каналов:

- субкапиллярные;

- капиллярные;

- трещины;

- разрывы.

Приведённые выше уравнения справедливы при условии движения несжимаемой жидкости по линейному закону Дарси.

В случае фильтрации газа это условие не выполняется. При перепаде давления объём газа изменяется, и оценивается по закону Бойля-Мариотта:

При Т = const,

P·V = const. (1.10)

При линейной фильтрации газа оценивается средняя скорость фильтрации (V_ср):

V_cр· P_ср = V_о ·P_о = V₁· P₁ = V₂ · P₂, (1.11)

P_ср = (P₁ + P₂) / 2, (1.12)

V_cр = V_о·P_о / P_ср = 2·V_о·P_о / (P₁ + P₂). (1.13)

Тогда, средний объёмный расход газа будет равен:

. (1.14)

Отсюда уравнение коэффициента проницаемости для газа:

. (1.15)

1.3.2 Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде

Процесс притока пластовых флюидов из пласта в скважину описывается моделью радиальной фильтрации. В этом случае образец породы представляется в виде цилиндрического кольца с проводящими каналами в осевом направлении (рис. 1.7).

Рис. 1.7. Схема радиального притока жидкости в скважину

Площадь боковой поверхности цилиндра:

F=2rh,

таким образом, уравнение Дарси для радиальной фильтрации будет иметь следующий вид:

. (1.16)

Отсюда, дебит при радиальной фильтрации жидкости:

. (1.17)

Таким образом, коэффициент проницаемости при радиальной фильтрации:

. (1.18)

1.3.3 Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких пропластков различной проницаемости

Пласт состоит, как правило, из отдельных пропластков, поэтому общая проницаемость пласта (k_пр) оценивается с учетом проницаемости пропластков и направления фильтрации.

Рис. 1.8. Линейная фильтрация в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости

При линейной фильтрации жидкости в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости (рис. 1.8), средняя проницаемость пласта рассчитывается следующим образом:

, (1.19)

где h_i - мощность i-го пропластка;

k_i - проницаемость i-го пропластка.

Рис. 1.9. Линейная фильтрация через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости

При линейной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости (рис. 1.9), коэффициент проницаемости пласта рассчитывается следующим образом:

, (1.20)

где L_i - длина i-го пропластка;

k_i - проницаемость i-го пропластка.

Рис. 1.10. Радиальная фильтрация через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости

При радиальной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости (рис. 1.10), средняя проницаемость пласта оценивается следующим образом:

. (1.21)

где r_k - радиус контура;

r_с - радиус скважины;

r_i - радиус i-го пропластка;

k_i - проницаемость i-го пропластка.

1.3.4 Классификация проницаемых пород

По характеру проницаемости (классификация Теодоровича Г.И.) различают коллектора:

- равномерно проницаемые;

- неравномерно проницаемые;

- трещиноватые.

По величине проницаемости (мкм²) для нефти выделяют 5 классов коллекторов:

1. очень хорошо проницаемые (>1);

2. хорошо проницаемые (0,1-1);

3. средне проницаемые (0,01-0,1);

4. слабопроницаемые (0,001-0,01);

5. плохопроницаемые (<0,001).

Для классификации коллекторов газовых месторождений используют 1-4 классы коллекторов.

1.3.5 Зависимость проницаемости от пористости

Теоретически, для хорошо отсортированного материала (песок мономиктовый) проницаемость не зависит от пористости.

Для реальных коллекторов в общем случае более пористые породы являются более проницаемыми.

Зависимость проницаемости от размера пор для фильтрации через капиллярные поры идеально пористой среды оценивается из соотношения уравнений Пуазейля и Дарси. В этом случае пористая среда представляется в виде системы прямых трубок одинакового сечения длиной L, равной длине пористой среды. физическое горная углеводородная порода

Уравнение Пуазейля описывает объёмную скорость течения жидкости через такую пористую среду:

, (1.22)

где r - радиус порового канала;

L - длина порового канала;

n - число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации;

F - площадь фильтрации;

- вязкость жидкости;

Р - перепад давлений.

Коэффициент пористости среды, через которую проходит фильтрация:

. (1.23)

Следовательно, уравнение (1.22) можно переписать следующим образом:

. (1.24)

Из уравнения Дарси следует, что:

. (1.25)

Приравняв правые части уравнений (1.24) и (1.25) получим взаимосвязь пористости и проницаемости:

. (1.26)

Из чего следует, что размер порового канала будет равен:

. (1.27)

Если выразить проницаемость в мкм², то радиус поровых каналов (в мкм) будет равен:

. (1.28)

Уравнения 1.26-1.28 характеризуют взаимосвязь между пористостью проницаемостью и рариусом порового канала. Соотношения (1.25) - (1.28) справедливы только для идеальной пористой среды (например, кварцевый песок).

Для реальных условий используется эмпирическое уравнение Ф.И. Котякова:

, (1.29)

где R - радиус пор;

- структурный коэффициент, описывающий извилистость порового пространства.

Значение можно оценить путём измерения электросопротивления пород. Для керамических пористых сред при изменении пористости от 0,39 до 0,28, по экспериментальным данным, изменяется от 1,7 до 2,6. Структурный коэффициент для зернистых пород можно приблизительно оценить по эмпирической формуле:

. (1.30)

Для оценки коэффициента проницаемости при фильтрации через каналы используются соотношения уравнений Пуазейля и Дарси.

и. (1.31)

Причем, пористая среда представляет собой систему трубок. Общая площадь пор через которые происходит фильтрация равна: F =? r², откуда? = F/r².

Подставив эту величину в уравнение Пуазейля, и сократив одинаковые параметры в (1.29), получим:

. (1.32)

Если r измеряется в [см], а коэффициент проницаемости в [Д](1Д = 10^-8см), то вводится соответствующий коэффициент пересчета = 9,869·10-⁹. Тогда, коэффициент проницаемости при фильтрации через капилляр оценивается:

К_пр = r² /(8·9,869·10-⁹) = 12,5·10⁶ r². (1.33)

Оценка проницаемости для фильтрации через трещиноватые поры оценивается из соотношения уравнений Букингема и Дарси.

Потери давления при течении жидкости через щель очень малой высоты оцениваются уравнением Букингема:

, (1.34)

где h - высота трещины;

v - линейная скорость фильтрации.

Подставив это выражение в уравнение Дарси, получим:

. (1.35)

С учетом, что r измеряется в [см], а коэффициент проницаемости в [Д], вводим соответствующий коэффициент пересчета = 9,869·10-⁹. Тогда, коэффициент проницаемости при фильтрации через трещину оценивается:

К_пр = h² /(12 · 9,869·10-⁹) = 84,4 · 10⁵ h². (1.36)

1.3.6 Виды проницаемости

Проницаемость абсолютная (физическая) - проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:

1. Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

2. Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и пористых фаз.

Насыщенность - ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы.

При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом.

Водонасыщенность S_В - отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:

. (1.37)

Обычно для нефтяных месторождений S_В = 6-35 %; S_Н = 65-94 %, в зависимости от созревания пласта.

Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

S_Н + S_В = 1. (1.38)

Для газонефтяных месторождений:

S_В + S_Н + S_Г = 1. (1.39)

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность S_В < 25 %.

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25 % нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77 %, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40 %, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80 % фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 1.11).

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, - нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока.

Рис. 1.11. Области распространения одно-, двух- и трёхфазного потоков: 1. - 5 % воды; 2. - 5 % нефти; 3. - 5 % газа.

2. Механические и тепловые свойства пород

2.1 Механические свойства горных пород

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность - наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Упругие свойства горных пород и влияют на перераспределения давления в пласте в процессе эксплуатации месторождения. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород, перераспределяется не мгновенно, а постепенно после изменения режима работы скважины.

Упругость - свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

2.2 Тепловые свойства горных пород

Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1 С:

. (2.1)

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт.

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

. (2.2)

Коэффициент температуропроводности (?) характеризует скорость прогрева пород (или скорость распространения изотермических границ).

Коэффициенты линейного (_L) и объёмного (_V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

. (2.3)

Взаимосвязь тепловых свойств горных пород выражается соотношением (2.4):

. (2.4)

Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4-2 кДж/(кгК).

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50 %.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

2. Абсолютная и открытая пористости горных пород. Формулы.

Пористость горной породы – это наличие в ней пор, не заполненных твердым веществом. Различают полную (абсолютную) и открытую пористость.

Полная пористость – это объем всех пор, находящихся в горной породе.

Открытая пористость – это объем пор, сообщающихся между cобой. Количественно та и другая пористость выражается коэффициентом пористости, который представляет собой отношение объема пор к объему образца породы:

коэффициент полной пористости равен:

коэффициент открытой пористости равен:

где Кп.п. и Ко.п. – соответственно коэффициенты полной и открытой пористости;

Vп.п. и Vо.п. — объем полной, открытой пористости, м³;

Vобр. – объем образца породы, м3³.

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы (например, Кп=0,15) или в процентах (Кп=15 %).

В нефтегазопромысловой геологии более важен коэффициент открытой пористости, т.к. он характеризует объем УВ, содержащийся в породе. На практике коэффициент открытой пористости определяется в лабораторных условиях по методу Преображенского или по данным геофизических исследований в скважине (ГИС).

Метод Преображенского основан на насыщении пористого образца керосином под вакуумом. Определив объем керосина, заполнившего поры, и объем всего образца, получим возможность расчета коэффициента открытой пористости.

3. Абсолютная, фазовая и относительная проницаемости. Формулы.

· Абсолютная проницаемость характеризует только физические свойства породы. Поэтому для её определения через проэкстрагированную пористую среду пропускает флюид, чаще газ – инертный по отношению к породе (на практике для этой цели используется азот или воздух).

· Фазовой (эффективной) проницаемостью называется проницаемость породы по отношению к данному флюиду при движении в порах многофазных систем (не менее двух). Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газами и от их физико-химических свойств.

· Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной:

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений чаще всего в породе присутствуют и движутся две или три фазы одновременно. В этом случае проницаемость породы для какой-либо одной фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости. Эффективная и относительная проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей.

4. Удельная поверхность горных пород. Формула.

5. Виды залежей.

Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по крайней мере, три условия.

1. Нужен коллектор. Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, из­вестняки.

2. Нужен природный резервуар – естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.

3. Нужна ловушка – часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изолированным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка экономически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.

Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испытание временем.

Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

На рис. 5.1 приводится схема пластовой сводовой залежи. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта (ВНК) с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности.

Р и с. 5.1. Принципиальная схема сводовой пластовой залежи
(по Н.А.Еременко):

1 – подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); контуры нефтеносносности: 2– внешний, 3– внутренний; 4 – повертность газонефтяного раздела; контуры газоносности: 5 – внешний (контур газовой шапки), 6– внутренний; 7, 8, 9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; части залежи: 12– газовая, 13– газонефтяная, 14– нефтяная, 15 – водонефтяная

В случае горизонтального положения ВНК контур нефтеносности параллелен изогипсам кровли пласта и имеет форму кольца. Сводовые залежи связаны с антиклинальными поднятиями различного генезиса. Они могут быть нарушенными или ненарушенными, или осложненными криптодиапирами.

Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, стратиграфически, литологически.

Тектоническое экранирование связано с разрывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нарушение – непроницаемое.

Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залеганием одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограничен поверхностями размыва.

Одно из крупнейших месторождений мира – Ист-Тексас в США – с извлекаемыми запасами 810 млн т нефти приурочено к структурному носу на западном крыле поднятия Сабин (рис. 5.2).

Р и с. 5.2. Разрез месторождения Ист-Тексас (по А.Леворсену)

Как пишет А.Леворсен, пересечение двух поверхностей несогласия обусловило выклинивание проницаемых песчаников вудбайн (верхний мел). Последовавшее затем формирование крупного поднятия Сабин вызвало деформацию зоны выклинивания проницаемых пород и способствовало образованию ловушки с крупнейшей залежью нефти.

Песчаники вудбайн несогласно перекрыты непроницаемыми отложениями более молодого возраста.

Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в результате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницаемости и т.д. (рис. 5.3).

Р и с. 5.3. Принципиальная схема пластовых
литологически экранированных залежей

Массивные залежи. Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формирования массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности резервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ловушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.

Группа массивных залежей связана со структурными, эрозионными и биогермными выступами.

Структурные выступы – антиклинали, своды, купола.

Газовые залежи в сеноманских отложениях Уренгойского месторождения и других (Медвежьего, Ямбургского, Заполярного) приурочены к толще из множества чередующихся песчаных и глинистых пластов, перекрытых мощной покрышкой глин турона и вышележащих отложений верхнего мела и палеогена. Песчаники заполнены газом и имеют единый газоводяной контакт. Высота сеноманской газовой залежи на Уренгое составляет 200 м, а количество газоносных пластов исчисляется десятками.

Эрозионные выступы часто встречаются. Они связаны с останцами древнего рельефа. Например, толща известняков и доломитов размылась и была покрыта глинами. В процессе эрозии возник «выступ», который позже захоронился. В нем образовалась залежь нефти.

Биогермные выступы – это рифы, которые широко распространены в Самарской, Оренбургской, Ульяновской областях и связаны с Камско-Кинельской системой прогибов. Для массивных залежей характерно неравномерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве. На рис. 5.4 показан рифовый массив.

Р и с. 5.4. Разрез одного из типичных биогермов (по А. Леворсену)

Литологически ограниченные со всех сторон залежи.
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.

Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчаников. Запасы нефти в них обычно невелики.

Значительное число литологически ограниченных залежей связано с погребенными руслами палеорек. В Самарском Поволжье, имеется «шнурковая» залежь на Покровском месторождении нефти.

Песчаные бары возникают в условиях пологого прибрежья, когда незначительные колебания уровня воды приводят к осушению больших площадей (рис. 5.5).

Р и с. 5.5. Схема образования некоторых аккумулятивных форм
при различном направлении подхода волн к берегу (по В.П.Зенковичу):

А,В,С – положение береговых линий; I – коса при повороте береговой линии от моря;
II – примкнувшая аккумулятивная терраса при повороте берега к морю (заполнение угла); III – томболо, или перейма, при блокировке участка берега островом

В Венесуэле, в Маракаибском бассейне известны залежи Лагунильяс на месторождении Боливар с запасами 2,3 млрд т нефти, связанные с баровыми ловушками в песчаниках миоцена.

Высота литологически ограниченных ловушек обычно невелика, толщина песчаных пластов составляет несколько метров.

В Лагунильясе выявлено 325 песчаных горизонтов, в которых сформировались литологически, стратиграфически экранированные ловушки и залежи (рис. 5.6).

Пластовые сводовые и массивные залежи в структурных выступах связаны с антиклинальными формами ловушек. Для остальных ловушек экранирование определено другими факторами. Все ловушки можно разделить на антиклинальные и неантиклинальные. Поиски последних – сложная задача.

Р и с. 5.6. Месторождение Лагунильяс (Венесуэла):
1 – Залежи Бочакуэро;
2 – Лагуна;
3 – Верхний Лагунильяс;
4 – Нижний Лагунильяс

Залежь нефти, связанная со структурами соляной тектоники, показана на рис. 5.7. В соляно-купольной структуре соляной массив находится на глубине, сверху он прикрыт слоем ангидрита или гипса, а они, в свою очередь, перекрыты пористым известняком. Верхнюю покрышку американцы, по свидетельству Губкина, называют «шапкой» (кепрок). Над каменной солью имеется антиклиналь. Нефть имеется в «шапке», в вышележащих слоях и по бокам на месторождениях США. Они широко развиты в Мексиканском заливе. Каменная соль под давлением вышележащих пород мощностью
700 м (170 кг/см³) вытекает в своды куполов.

Р и с. 5.7. Идеализированный разрез соляно-купольного нефтяного
месторождения в бассейне Галф-Кост (по А.Леворсену)

Соляной шток – это массив цилиндрической формы, когда высота в несколько раз превышает ширину массива.

Ниже приводится классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову (рис. 5.8-5.15).

Р и с. 5.8. Сводовые залежи:

а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 1 – нефть в профиле; 2 – нефть в плане; 3 – стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 – нарушения;
5 – известняки; 6 – вулканогенные образования; 7 – соляной шток; 8 – пески; 9 – глины; 10 – грязевой вулкан и диапиры; 11 – мергели

Р и с. 5. 9. Висячие залежи структур:

а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением;
в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Р и с. 5.10. Тектонически экранированые залежи:

а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом;
г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Р и с. 5.11. Приконтактные залежи:

а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма;
в – с вулканогенными образованиями

Р и с. 5. 1 2. Залежи моноклинальных структур:

а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;
в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Р и с. 5. 1 3. Литологически экранированные залежи:

а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев;
б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Р и с. 5.14. Литологически ограниченные залежи:

а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные);
б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые);
в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями

5.15. Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями:

а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа;
г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов

6. Состав и классификация нефти.

Нефть относится к группе горных осадочных пород вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др. Она обладает одним важным свойством – способностью гореть и выделять тепловую энергию. Среди других горючих ископаемых она имеет наивысшую теплотворную способность. Например, для подогрева котельной или другой установки требуется нефти значительно меньше по весу, чем каменного угля.

Все горючие породы принадлежат к особому семейству, получившему название каустобиолитов (от греческих слов “каустос”- горючий, “биос” – жизнь, “литос” – камень, т.е. горючий органический камень).

В химическом отношении нефть – сложная смесь углеводородов (УВ) и углеродистых соединений. Она состоит из следующих основных элементов: углерод (84-87%), водород (12-14%), кислород, азот, сера (1-2%). Содержание серы может доходить до 3-5% [3]. В нефтях выделяют следующие части: углеводородную, асвальто-смолистую, порфирины, серу и зольную. В каждой нефти имеется растворенный газ, который выделяется, когда она выходит на земную поверхность.

Главную часть нефтей составляют углеводороды различные по своему составу, строению и свойствам, которые могут находиться в газообразном, жидком и твердом состоянии. В зависимости от строения молекул они подразделяются на три класса – парафиновые, нафтеновые и ароматические. Но значительную часть нефти составляют углеводороды смешанного строения, содержащие структурные элементы всех трех упомянутых классов. Строение молекул определяет их химические и физические свойства.

Парафиновые углеводороды, или как их еще называют, метановые УВ (алкановые, или алканы). Сюда относят метан СН₄, этан С₂Н₆, структурное строение которых показано на рис.2.1, пропан С₃Н₈ , бутан и изобутан, имеющие формулу С₄Н₁₀.

Для углерода характерна способность образовывать цепочки, в которых его атомы соединены последовательно друг с другом. Остальными связями к углероду присоединены атомы водорода. Количество атомов углерода в молекулах парафиновых УВ превышает количество атомов водорода в 2 раза, с некоторым постоянным во всех молекулах избытком, равным 2. Иначе говоря, общая формула углеводородов этого класса С_nН_2n+2. Парафиновые углеводороды химически наиболее устойчивы и относятся к предельным УВ.

В зависимости от количества атомов углерода в молекуле углеводороды могут принимать одно из трех агрегатных состояний. Например, если в молекуле от одного до четырех атомов углерода (СН₄ – С₄Н₁₀), то УВ представляют собой газ, от 5 до 16 (С₅Н₁₆ – С₁₆Н₃₄) - это жидкие УВ, а если больше 16 (С₁₇Н₃₆ и т.д.) – твердые.

Таким образом, парафиновые углеводороды в нефти могут быть представлены газами, жидкостями и твердыми кристаллическими веществами. Они по-разному влияют на свойства нефти: газы понижают вязкость и повышают упругость паров; жидкие парафины хорошо растворяются в нефти только при повышенных температурах, образуя гомогенный раствор; твердые парафины также хорошо растворяются в нефти образуя истинные молекулярные растворы. Парафиновые УВ (за исключением церезинов) легко кристаллизуются в виде пластинок и пластинчатых лент.

Нафтеновые (циклановае, или алициклические) УВ имеют циклическое строение (С/С_nН_2n), а именно состоят из нескольких групп – СН₂ -, соединенных между собой в кольчатую систему. В нефти содержатся преимущественно нафтены, состоящие из пяти или шести групп СН₂:

Циклопентан Циклогексан

Все связи углерода и водорода здесь насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами. По сравнению с парафинами, нафтены имеют более высокую плотность и меньшую упругость паров и имеют лучшую растворяющую способность.

Ароматические УВ (арены) представлены формулой С_nН_n, наиболее бедны водородом. Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Простейшим представителем данного класса углеводородов является бензол С₆Н₆, состоящий из шести групп СН:

Для ароматических УВ характерны большая растворяемость, более высокая плотность и температура кипения.

Асфальто-смолистая часть нефтей представляет собой вещество темного окраса, которое частично растворяется в бензине. Растворившееся часть – асфальтены. Они обладают способностью набухать в растворителях, а затем переходить в раствор. Растворимость асфальтенов в смолисто-углеродных системах возрастает с уменьшением концентрации легких УВ и увеличением концентрации ароматических углеводородов. Смола не растворяется в бензине и являются полярными веществами с относительной молекулярной массой 500-1200. В них содержатся основное количество кислородных, сернистых и азотистых соединений нефти. Асфальтосмолистые вещества и другие полярные компоненты являются поверхностно-активными соединениями нефти и природными стабилизаторами водонефтяных эмульсий.

Порфиринами называют особые азотистые соединения органического происхождения. Предполагают, что они образовались из гемоглобина животных и хлорофилла растений. Эти соединения разрушаются при температуре 200-250^оC.

Сера широко распространена в нефтях и углеводородном газе и содержится как в свободном состоянии, так и в виде соединений (сероводород, меркаптаны).

Зольная часть представляет собой остаток, образующийся при сжигании нефти. Это различные минеральные соединения, чаще всего железо, никель, ванадий, иногда соли натрия.

Свойства нефти определяют направление ее переработки и влияют на продукты, получаемых из нефти, поэтому существуют различные виды классификции, которые отражают химическую природу нефтей и определяют возможные направления переработки.

Например, в основу классификации, отражающей химический состав, положено преимущественное содержание в нефти какого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Различают нафтеновые, парафиновые, парафино-нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические. Так, в парафиновых нефтях все фракции содержат значительное количество алканов; в парафино-нафтено-ароматических углеводороды всех трех классов содержатся примерно в равных количествах; нафтено-ароматические нефти характеризуются преимущественным содержанием циклоалканов и аренов, особенно в тяжелых фракциях.

Также используется классификация по содержанию асфальтенов и смол.

В технологической классификации нефти подразделяют на классы - по содержанию серы; типы - по выходу фрвкций при определенных температурах; группы - по потенциальному содержанию базовых масел; виды - по содержанию твердых алканов(папафинов).

На рис.2.2 показана классификация нефтей, регламентированная ГОСТ 9965-76.

7. Давления насыщения нефти газом.

Давление насыщения нефти газом

Равновесное давление, при котором при постоянных термобарических условиях из жидкости начинаетвыделяться газ. Определяется лабораторными анализами глубинных проб нефти, отобранных с забоевскважин. Величину давления насыщения необходимо знать при разработке и эксплуатации нефтяныхзалежей, с тем, чтобы как можно дольше не допускать снижения пластового давления ниже давлениянасыщения во избежание выделения из нефти растворенного газа и тем самым – перехода на работузалежи при менее эффективном газовом режиме.

8. Растворимость газа в нефти. Коэффициент растворимости. Формула.

От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа, растворятся в нефти и воде, имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Сложность состава нефти и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для оценки газонасыщенности нефти при высоких давлениях.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

или , (2.35)

где V_ж – объём жидкости-растворителя;

a – коэффициент растворимости газа;

V_г – объём газа, растворённого при данной температуре;

Р – давление газа над поверхностью жидкости

К – константа Генри (К = f(a)).0

Коэффициент растворимости газа (a) показывает, какое количество газа (V_г) растворяется в единице объёма жидкости (V_ж) при данном давлении:

. (2.36)

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкост и, давления, температуры.

Природа воды и углеводородов различна. Углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется хорошо в углеводородных системах, в нефти, а в воде хуже. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО₂, Н₂S, N₂ растворяются лучше в воде. Например, пластовая вода сеноманского горизонта Западной Сибири очень газирована, она содержит приблизительно 5 м³ газа СО и СО₂ на 1 т пластовой воды.

Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт.

С повышением температуры растворимость углеводородных газов в нефти ухудшается.

Рис. 2.5. Изотермы растворимости газов при температуре 50^оС в нефтях:

1. – ромашкинская (Р); 2. – сураханская (С); 3. – небитдагская (Н);

4. – туймазинская (Т) по данным Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе

Разные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью в нефтяных системах. С увеличением молекулярной массы газового компонента коэффициент растворимости его в углеводородных системах возрастает. На степень растворения углеводородных газов больше влияет не молекулярная масса растворителя, а его природы.

Растворимость углеводородных газов в нефти увеличивается с повышением содержания в ней парафиновых углеводородов. Работает принцип подобия: подобное растворяется в подобном. При высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.

9. Нефтеотдача пласта.

Нефтеотда́ча (коэффициент извлечения нефти — КИН, oil recovery factor) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. Достигаемые КИН варьируются от 0,09 до 0,75 (9—75 %); средний КИН в мире составляет около 0,3 — 0,35 (оценка 2006 года)^[1][2]. При применении искусственных методов воздействия КИН может быть увеличен.

При проектных КИН более 40-50 % нефтяные запасы относят к активным (маловязкие нефти в высокопроницаемых коллекторах). Если КИН при использовании традиционных методов вытеснения не превышает 20-30 %, запасы называют трудноизвлекаемыми (высокая вязкость нефти, либо слабопроницаемые коллекторы, нетрадиционные коллекторы).^[3]

Начальный КИН определяется как отношение извлекаемых запасов (Qизв) к геологическим (Qгеол): КИН = Qизв / Qгеол^[3]

Проектный КИН (конечный КИН) учитывает, какая доля геологических запасов может быть извлечена в соответствии с технологическими ограничениями (технологический КИН), либо до момента потери рентабельности (экономический КИН).^[3]

В процессе добычи ведется учет текущего КИН, который равен доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Текущий КИН постепенно увеличивается вплоть до проектного КИН.^[3]

В целом, КИН зависит от используемых методов нефтедобычи. Первичные методы, использующие только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20-30%. Вторичные методы, связанные с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды и газа, обычно достигают КИН не более 30-50%. Третичные методы доводят КИН до 40-70%^[4].

10. Методы увеличения извлекаемых запасов нефти.

Методы повышения нефтеотдачи

Повышение нефтеотдачи — это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. Коллектор имеет три основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость. Если на первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) человек не в силах повлиять, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять различными способами, например: термические методы (прогрев водяным паром, внутрипластовое горение), термохимические (закачка хим. реагентов инициирующих в пласте экзотермическую реакцию), волновые, физические методы воздействия на призабойную зону пласта, кислотная обработка призабойной зоны, гидроразрыв пласта (повышение трещинноватости призабойной зоны), химические методы (в том числе, использование ПАВ^[5]).

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта — процесс резкого повышения давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого количества жидкости. Другой экстремальный способ — микровзрыв в призабойной зоне. В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту распространяются трещины, которые способствуют раскрытию закупоренных и соединению мелких пор. В сочетании с улучшением миграционных возможностей нефти в пласту это позволит получить из скважины большее количество нефти. Для закрепления трещин часто используютсярасклинивающие агенты (пропанты), добавляемые в жидкость вместе с рядом вспомогательных веществ. Обычно, после проведения гидроразрыва скважину на некоторое время останавливают, давая возможность нефти мигрировать из отдалённых участков пласта ближе к забою.

Водонагнетание

Водонагнетание — процесс увеличения проницаемости. В старых скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины «выталкивается» за пределы окрестности скважины. В результате, нефть «вынуждена» мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала, окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё. В связи с этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст — это скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади.