Месторождения нефти и газа

Совокупность залежей, находящаяся в земной коре, содержа­щая нефть, газ или конденсат, образует нефтяное, газовое или га-

Ц.И. Кудимов Основы нефтегазопромыслового дела

Глава ГУ. Физические свойства горных пород

зонефтяное месторождение. Термин месторождение - это не ме­сто, где зародились нефть или газ, а место, где в процессе мигра­ции нефть или газ встретили на своем пути непроницаемую ло­вушку. Правильно было бы называть не месторождение нефти, а местоскоплеиие нефти. Месторождение нефти или газа может иметь от одной до нескольких залежей. Следует отметить, что в земной коре существуют два вида геологических структур -геосинклинали и платформы. В этой связи месторождения нефти и газа разделяют на два класса.

К первому классу месторождений относят месторождения, сформировавшиеся в геосиклинальных (сводчатых) областях. Ко второму классу относятся месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

К месторождениям первого класса можно отнести месторо­ждения Северного Кавказа и Юго-Восточной части Кавказского хребта (месторождения Апшеронского полуострова и шельфа Каспийского моря), месторождения Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Узбекистана, Таджикистана и острова Сахалин. К месторождениям второго класса относятся месторождения Волго-Уральской провинции, а также месторождения Западной Сибири.

5. Гранулометрический состав горных пород

Гранулометрический состав горных пород означает количе­ственное содержание в ней разных по размерам зерен, слагающих данную горную породу. От гранулометрического состава во мно­гом зависят пористость, проницаемость, удельная поверхность и капиллярные свойства пористой среды. Если горные породы сложены неоднородными по размерам зернами, то они имеют меньший коэффициент пористости и проницаемости. Поэтому гранулометрический состав обуславливает общую поверхность пористой среды, контактирующей с нефтью. От гранулометриче­ского состава зависит количество оставшейся в порах пласта нефти в виде тонких пленок после завершения извлечения нефти из залежи.

Гранулометрический состав горных пород определяют ме­тодом ситового и седиментационного анализа.

При ситовом анализе пользуются набором проволочных или щелковых сит с размерами отверстий от 0,053 мм до 3,36 мм. Си­та располагают одно на другом, так чтобы наверху было сито с крупными отверстиями. В верхнее сито насыпают 50 г сыпучей породы и просеивают ее через все сита в течение 15 минут. Затем оставшуюся на каждом сите породу взвешивают и результаты за­писывают в таблицу.

Размер частиц горных пород изменяется в больших пределах.

Выделяют следующие фракции механического состава по­рол по диаметру зерен: галька и щебень - более 1 см; гравий - от 1 до 2 см; грубый песок - от 2 до 1 мм; крупный песок - от 1 до 0,5 мм; средний песок - от 0,5 до 0,25 мм; мелкий песок -от 0, 25 до 0,1 мм; крупный алеврит - от 0,1 до 0,05 мм; мелкий алеврит - от 0,05 до 0,01 мм; глинистые частицы - менее 0,1 мм.

Исследования показывают, что гранулометрический состав большинства нефтесодержащих пород состоит из частиц разме­ром от 1 до 0,01 мм.

Неоднородность пород по механическому составу характе­ризуется коэффициентом неоднородности пористой среды. Под коэффициентом неоднородности пористой среды понимается от­ношение диаметра частиц фракции, которая составляет 60% по весу от всего песка к диаметру частиц фракции, составлягощей со всеми более мелкими фракциями 10% по весу от всего песка. Чем больше разница в размерах фракций песка в породе, тем вы­ше ее коэффициент неоднородности.

Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих по­роды нефтяных и газовых месторождений, колеблется в преде­лах 1,1-20,0.

6. Удельная поверхность горной породы

Удельная поверхность горной породы - это величина сум­марной поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца.

В.И. Кудимов Основы нефтегазопромы елового дела

Глава IV. Физические свойства горных пород

Из-за небольших размеров частиц, слагающих горные поро­ды, и большой плотности их упаковки общая площадь поверхно­стей порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Подсчитано, что общая поверхность зерен правильной сферической формы размером 0,2 мм, содержащихся в 1 м³ одно­родного песка, составляет 20276 м².

От величины удельной поверхности нефтесодержащих по­род зависят их проницаемость, содержание остаточной (связан­ной) воды, адсорбционная способность и так далее. Если порис­тая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится срав­нимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать существенное слияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых горных породах.

Удельную площадь поверхности фильтрации нефтесодер­жащих горных пород подсчитывают по приближенной формуле:

7000mV^

~, (о)

где S_yR - удельная поверхность породы, м²/м³; т - пористость,

доли единицы; R - проницаемость, м.

Удельная поверхность нефтесодержащих горных пород нефтяных месторождений колеблется в больших пределах -от 40000 до 230000 м /м. Горные породы, имеющие удельную

поверхность 230000 м /м и более, относятся к слабопроницае­мым. Это глины, глинистые пески, глинистые сланцы и тому по­добное.

7. Механические свойства горных пород

Механические свойства горных пород - это их упругость, прочность на разрыв и сжатие, пластичность. Известно, что при снижении давления в пласте объем норового пространства уменьшается из-за упругого расширения частиц (зерен) горной

породы и уплотнения скелета пласта под горным давлением вы­шележащих пород. Вследствие этого жидкость начинает вытес­няться из пор пласта.

Способность горных пород изменять свои объемы пор при изменении давления влияет па перераспределение давле­ния в процессе эксплуатации. Важным показателем упругих свойств горной породы является величина ее коэффициента сжимаемости. Если на образец породы создавать внешнее дав­ление, то объем образца и объем его порового пространства будет уменьшаться. При снятии внешнего давления объем об­разца и его пористость восстанавливаются до первоначальных значений.

Изменение объема пор горных пород происходит по закону Гука

AT/ AI/

(7)

Vo Л/%

где ДV— изменение объема пор горной породы (в м³) при измене­нии давления на АР, Па; /? - коэффициент объемной упругости пористой среды, Па~.

Из формулы Гука видно, что коэффициент объемной упру­гости пористой среды характеризует относительное изменение объема порового пространства при изменении давления на I Па. По лабораторным данным коэффициент объемной упругости нефтесодержащих горных пород

Хотя значения коэффициента объемной упругости незначи­тельные, процессы упругой деформации пористой среды нефти и газа (впервые установлено профессором В.Н. Щелкачевым) существенно влияют на поведение пластов, так как объем породы и пластовых систем, в которых происходят изменения давления при добыче нефти и газа, очень велик. Важно также знать и свойства на прочность, сжатие и разрыв. Эти свойства необхо­димы особенно при торпедировании, щелевой разгрузке, гидро­разрыве пласта и т.д.

70 В.И. Кудииов Основы иефтегазопромыславого дела

Значения прочности на сжатие (в Па) некоторых горных по­род:

- базальты - до 5000-10;

- плотные известняки - до 2600*10*;

- песчаники с известковым цементом 200-1000-10;

- сланцы до 1000-Ю⁵.

Горные породы имеют большую прочность на сжатие, а при деформациях других видов прочность их незначительна. Напри­мер, прочность на растяжение для горных пород иногда состав­ляет 0,02 от прочности на сжатие.

Прочность горных пород - это сопротипление их механиче­скому разрушению. Горные породы оказывают значительное со­противление при сжатии. Прочность горных пород на разрыв, из­гиб и сдвиг составляет лишь десятые и сотые доли от прочности их на сжатие.

Прочность известняков с увеличением в них глинистых час­тиц уменьшается. Песчаники с известковым цементом имеют наименьшую прочность на сжатие. При увеличении плотности горных пород прочность их на сжатие возрастает. Прочность из­вестняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 20-45%. Пластические свойства горных пород, то есть способ­ность их деформироваться под большим давлением без образова­ния трещин, проявляется при бурении глубоких скважин. На большой глубине горная порода может «выходить» в скважи­ну под воздействием большого горного давления вышележащих горных пород, что может приводить к большим осложнениям или авариям на бурящейся скважине.

Образование складок в земной коре с плавными изгибами, выпуклостями и вогнутостями происходит в результате пласти­ческих свойств горных пород.

8. Условия залегания нефти, газа и воды в горных

породах

В зависимости от состава, соотношения давления и темпера­туры нефть, газ и вода в горной породе (залежи) находятся

Глава IV. Физические свойства горных порол

в жидком, газообразном состоянии или в виде нефтегазовых сме­сей. Нефть, газ и вода в залежи располагаются в соответствии с их плотностью. В верхней части залежи - газ, под ним - нефть и под нефтью - вода.

При большом скоплении газа в нефтяной залежи он концен­трируется в верхней части залежи в виде газовой шапки. Если объем газа в нефтяной залежи значительно меньше, чем объем нефти, при высоком давлении в пласте газ будет полностью рас­творен в нефти, в этом случае в пласте будет находиться одно­фазная жидкость (нефть).

Залежи подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтя­ные, газоконденсатные.

В нефтяной и газовой частях залежи, кроме нефти и газа, содержится вода в виде тонких слоев на стенках пор и трещин, удерживающихся силами капиллярного давления. По химиче­скому составу эта вода такая же, что и вода подошвенная или краевая. Она сохранилась в пласте в виде тонких слоев па по­верхностях пор и трещин в горных породах в процессе формиро­вания нефтяных или газовых залежей. Эту пленочную иоду назы­вают «связанной» или «остаточной». Связанная вода даже при больших градиентах давления в залежах остается неподвижной. Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях дости­гает от 10 до 30% от суммарного объема пор и трещин пласта. Толщина тонких слоев связанной воды в горных породах в зна­чительной мере зависит от проницаемости коллектора и минера­лизации воды. С увеличением глинистости толщина пленок уве­личивается, с увеличением минерализации толщина пленок свя­занной воды уменьшается. Знать количество связанной воды в той или иной залежи важно при подсчете запасов нефти и газа для конкретной залежи. Если в нефтяном пласте содержится большое количество связанной воды, то в пласте снижается фазо-пая проницаемость для нефти и скважины работают со снижен­ными дебитами.

При неправильном подборе источника водоснабжения при заводнении, в процессе взаимодействия закачиваемой воды со связанной водой могут образовываться осадки минеральных

В.И. Кудимов Основы иефтегазопромыелового дела

Глава IV. Физические свойства горных пород

солеи, которые частично или полностью закупорят норовотре-щинное пространство пласта. Также с учетом связанной воды приготавливается глинистый раствор для вскрытия продуктивно­го пласта в процессе бурения скважин.

Вследствие различной пористости и проницаемости нефтя­ных и газовых коллекторов, а также из-за капиллярного подъема воды в порах нет четкого раздела между нефтяной и водяной час­тями продуктивного пласта. Содержание воды по вертикали из­меняется от 100% п водоносной части до остаточной водонасы-щенности в повышенных частях. Эта часть продуктивного пласта называется переходной зоной. Толщина пласта переходной зоны может достигать 3-5 м в зависимости от глинистости и прони­цаемости породы. Исходя из этого, подсчет запасов нефти и газа проводится с учетом размеров переходной зоны, а также порис­тости и проницаемости продуктивного пласта.