Каталог

Помощь

Корзина

Физические свойства горных пород

Оригинальный документ?

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

 

Пласты-коллекторы. Пористость и проницаемость.

 

Коллектором называется горная порода, обладающая та­кими геолого-физическими свойствами, которые обеспечи­вают физическую подвижность нефти или газа в ее пустот­ном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невоз­можно, называются неколлекторами.

Коллекторские свойства горных пород

Содержание и накопление воды в породе зависит от ее коллекторских свойств, т. е. от способности вмещать и пропускать через себя воду и любую другую жидкость или газ.  Емкостная способность пород, т. е. способность вмещать жидкость или газ, определяется их пористостью. Количественно пористость характеризуется коэффициентом пористости.

Коэффициентом пористости  т называют отношение суммарного объема пор Vп к об­щему объему породы Vобщ, выраженное в процентах

т = (Vп/Vобщ)´100),                                    

Пористость обломочных пород зависит от их гранулометрического состава, под которым понимают размеры и форму слагающих породу частиц. Пористость осадочных пород, особенно песков и алевритов, тем выше, чем более однородны по размеру и лучше окатаны отдельные песчинки. И наоборот, чем разнообразнее по размеру частицы, слагающие породу, и чем меньше они окатаны, тем меньше пористость породы.

Пористость разделяют на общую, открытую и эффективную. Суммарный объем всех пустот в горной породе (пор, каверн, трещин) называют общей (абсолютной) или теоретической пористостью. Общая пористость измеряется коэффициентом пористости, который представляет собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или в процентах.

Пористость реальных коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12-25%. С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается.

Коэффициент пористости определяют по керну, извлеченному из скважины при ее бурении, в лабораторных условиях различными методами.

Другое важнейшее свойство горных пород - проницаемость. Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость, только для газа. Это объясняется малым размером пор, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах  перепадах давления затруднено.

За единицу проницаемости в Международной системе единиц принимается проницаемость пористой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па × с составляет  1 м3/с. Физический смысл размерности заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

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

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

Для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей. Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при фильтрации только одной фазы (жидкость или газ), которой заполнена пористая среда. При этом между пористой средой и фазой (жидкость, газ) отсутствует физико-химическое взаимодействие. Эффективной (фазовой) проницаемостью называется проницаемость пористой среды только для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от физико-химических свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от процентного содержания фаз в системе и существующих градиентов давлений и др.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. По этому закону объемный расход жидкости, проходящий сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционален коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционален вязкости жидкости и длине пройденного пути и его можно подсчитать по формуле:

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону                      

 

где Q-объемный расход жидкости в м3/с; 

kпр – коэффициент проницаемости в м2;

F - площадь поперечного сечения в м2;

m - вязкость флюида в Па×с;

L - длина пути в см;

(P1-P2) - перепад давления в Па.

Закон Дарси справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.

Единица коэффициента проницаемости называемая Дарси, отвечает проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1см2, при перепаде давления в 1ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сантипуаз.

Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси или мкм2×10-3.

По литологии 78% запасов нефти разрабатываемых месторождений Удмуртской Республики приурочено к карбонатным коллекторам, 22% к терригенным. В продуктивных пластах месторождений Удмуртской Республики можно отметить, что пористость изменяется от 10 до 33% в среднем, а начальная нефтенасыщенность от 26 до 94%. Проницаемость колеблется  от 0,098 (верейские отложения Лудошурского месторождения) до 0,285 мкм2 (яснополянский горизонт Чутырско-Киенгопского месторождения). 

             

Основные элементы нефтегазовой залежи.

 

Под залежью нефти и газа понимают единичное изолированное скопление нефти и газа в одном или нескольких пластах-коллекторах, которые имеют единую гидродинамическую систему. Газ, нефть и вода располагаются в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью и еще ниже – водой.

Поверхности контактов газа и нефти, воды и нефти называются поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности),  а с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности или газоносности.


Рисунок 1 - Положение контуров газоносности и нефтеносности

Рисунок 1 - Положение контуров газоносности и нефтеносности

Части пласта: 1 - нефтенасыщенная, 2 - газонасыщенная; 3 - водонасыщенная; 4 - глины; 5 - алевриты; 6 - известняки; зоны: 7 - водонефтяного контакта; 8 - газонефтяного контакта; Lh1, Lh2 - внешний и внутренней контуры нефтеносности; Lr1, Lr2 - то же, газоносности

 

Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен изогипсам кровли пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела с подошвой пласта, называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности). 

Длина, ширина и площадь залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности).

Высотой залежи (высота нефтяной части залежи вместе с высотой газовой шапки) называется вертикальное расстояние от подошвы до ее наивысшей точки.

Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазоносного пласта называют его толщиной.

 

 

Месторождения нефти и газа

 

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных  территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой. 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 местоскопление нефти.

Месторождение нефти или газа может иметь от одной до нескольких залежей. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми.

В зависимости от фазового состояния и основного состава углеводородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на:

· нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;   

·  газовые, если оно содержит только газовые залежи, состоящие более, чем на 90% из метана,

·  газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные).

В газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая – газовая, в нефтегазовых – газовая шапка превышает по объему нефтяную часть. К нефтегазовым относятся так же залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью – нефтяной оторочкой.

Газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные отличаются между собой тем, что  в первых – основная по объему нефтяная часть, а во вторых газоконденсатная  К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза – конденсат.

 

Рисунок 2 - Залежи нефти

Рисунок 2 - Залежи нефти

 

Крупнейшим нефтяным месторождением мира является Гавар в Саудовской Аравии, немного ему уступает по запасам Большой Бурган в Кувейте, на 3-ем месте месторождение Сафания-Хафджи  в Саудовской Аравии. На территории России находятся 2 месторождения, входящие в 10-ку крупнейших на планете – это Самотлорское (в Западной Сибири) и Ромашкинское (в Татарстане) месторождения.

Месторождения нефти расположены на территории 37 субъектов РФ, но в основном они сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Наиболее высокая степень освоения разведанных запасов в Уральском (85%), Поволжском (92%), Северо-Кавказском (89%)  регионах и Сахалинской области (95%).

Крупнейшим газовым месторождением мира является  Северное-Южный Парс в Катаре, немного ему уступают по запасам Уренгойское и Ямбургское месторождения (они оба находятся на территории России). Из 10 крупнейших на планете 8 находятся на территории России.

Месторождения газа расположены, в основном они сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжском регионе и на Европейском Севере.

 

 

Условия залегания нефти, газа и воды в горных породах.

 

Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий.

Первое условие: наличие проницаемых горных пород (коллекторов), непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике  (ловушки).

Коллекторами называются горные породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке (извлечении на дневную поверхность). Любая порода, содержащая поры, пустоты и трещины, может считаться коллектором нефти и газа.

По происхождению эта порода может быть осадочной, магматической или метаморфической. Однако выявленные в земной коре скопления нефти и газа в подавляющем большинстве (более 99 %) содержатся в осадочных породах.

Роль покрышек выполняют глины, но кроме них могут быть каменная соль и известняки

Второе  условие формирования скопления нефти и газа - это миграция нефти и газа. Миграция происходит в коллекторах вместе с пластовой водой, которая обычно насыщает поровое пространство. При этом нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном состоянии. Миграция происходит из области высоких давлений в область относительно низких вдоль непроницаемых пород - покрышек.  Попав в ловушку, нефть, газ и вода под действием сил гравитации расслаиваются: газ, как самый легкий уходит вверх, вода как самая тяжелая, - вниз, а нефть занимает промежуточное положение.

 

 

Давление в земной коре.

 

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рплтек.

С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.

Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.

Приведенное пластовое давлениеэто давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:

Рпл.пр =Рпл.з ± rgh           

где  Рпл -  замеренное в скважине пластовое давление;

h - расстояние между точкой замера и условной плоскостью;

r -  плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине - нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер),

g - ускорение свободного падения

Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис.10 в законтурных водяных скважинах №№ 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скважине № 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скважине №  4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скважине №  5 — нефти.

Рисунок 3 - Схема приведения пластового давления по глубине

Рисунок 3 - Схема приведения пластового давления по глубине:

1- газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части залежи; 5 – точка замера давления в скважине; h – расстояние от точки замера до условной плоскости. 

 

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Pзаб. По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на (15—20)%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует искусственному контуру питания.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД)

 

Температура в нефтяных пластах

 

Известно, что в недрах месторождений тем­пература возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктив­ные пласты имеют природную (начальную) температуру, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения.

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых ус­ловиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следова­тельно, на условия их фильтрации. В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные из­менения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой.

Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20-25 суток для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. Однако в промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь (4-6 )час. после остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленные по техническим причинам.

В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят после подъема насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. 

Для получения надежных температурных данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым раствором и остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для этой цели  удобнее использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. 


При замерах температуры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение естественной температуры.

Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическую ступень-. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле

Геотермическую ступень-. расстояние в метрах, при углублении на которое      

где G - геотермическая ступень, м/°С;

Н - глубина места замера температуры, м;

H - глубина слоя с постоянной температурой, м;

Т - -температура на глубине °С;

T - средняя годовая температура воздуха на поверхности, oС.

Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при разработке вторичных аномалий температуры. Процесс изуче­ния природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, определение температуры в кровле продуктивных пластов, построение геолого-геотермических профилей и геотермических карт.

Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади.

Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электри­ческим, самопишущим и другими приборами, а также максимальным ртутным термометром проводят измерение тем­пературы с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в остальной его части. 

По данным температурных исследований строят термо­грамму, т.е. кривую, отражающую рост естественной темпе­ратуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Г0. На гео­терме обычно выделяются прямолинейные участки с разны­ми углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.

Геотермический градиент Г характеризует изменение температуры, при изменении глубины на 100м определяется  по формуле 

Геотермический градиент Г характеризует изменение температуры, при изменении

 

 Таким образом, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением:

                                                 Таким образом, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим               

                       

 Для верхних слоев земной коры (10-20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/ °С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного шара. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.