Основа промысловой геологии. 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)
 Скачать 1.55 Mb.
|
|
По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют каксреднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему ‑ при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров). Поскольку залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему. Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес. С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей. Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки. Карты изобар можно использовать для прогнозирования поведения давления и перемещения контуров нефтеносности. 38. Реперы и реперные границы. Репером будем называть выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше и ниже залегающих пород и четко фиксируемый на каротажных диаграммах. Реперы первого порядка прослеживаются на диаграммах ГИС всех пробуренных на месторождении скважин. Репером второго порядка будем называть пласт (чаще всего пласт глины), который четко выделяется на диаграммах ГИС нескольких скважин. Выделите реперы второго порядка и отметьте их произвольными, удобными для вас обозначениями. Часто на диаграммах ГИС всех скважин четко фиксируются только кровля или подошва одного из пластов, которые называют реперными поверхностями(границами). Опорным будем называть разрез скважины, в котором хорошо выделяются на диаграммах ГИС все реперы, реперные границы и пласты-коллекторы. Опорный разрез является эталонным при проведении детальной корреляции. Часто при сильной расчлененности продуктивной части разреза в качестве опорного выбирается разрез скважины, в котором выделено максимальное число пластов-коллекторов. Иногда выбирается несколько опорных разрезов. 39. Свойства пластовых нефтей. (стр. 12) Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. В состав нефти входят также высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения УВ при разработке залежей. В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ. а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина. Нефти содержат от долей процента до 5-6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ ‑ меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород ‑ наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования. По содержанию серы нефти делятся на: малосернистые (содержание серы не более 0,5 %); сернистые (0,5-2,0 %); высокосернистые (более 2,0 %). Асфальтосмолистые вещества нефти - высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1-40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ. По содержанию смол нефти подразделяются на: малосмолистые (содержание смол ниже 18 %); смолистые (18-35 %); высокосмолистые (свыше 35 %). Нефтяной парафин ‑ это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам, ‑ парафинов C17H36 -С35Н72 и церезинов С36Н74-C55H112. Температура плавления первых 27-71°С, вторых ‑ 65-88°С. По содержанию парафинов нефти подразделяются на: малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5 % по массе; парафинистые - 1,5-6,0 % по массе высокопарафинистые ‑ более 6 %. В отдельных случаях содержание парафина достигает 25 %. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи. Физические свойства нефтей. Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ. Газосодержание пластовой нефти ‑это объем газа(Vг) растворенного в 1м3 объема пластовой нефти(Vпл.н): G=Vг/Vп.н. (м3/м3) (14) Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м3/м3. Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным. Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактного дегазирования. Это объясняется следующим образом. Из нефти выделяется в первую очередь метан, и в составе оставшихся газов увеличивается доля тяжелых УВ, что приводит к увеличению их растворимости. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с контактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным. Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазирования увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда. Промысловым газовым фактором (Г) называется количество газа в 1м3 (т) добытой дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор близок к газосодержанию пластовой нефти. Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором ‑ недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн: βн = (1/V0) (ΔV/Δp), (15) где ΔV ‑ изменение объема нефти; V0 ‑ исходный объем нефти. Δр ‑ изменение давления. Размерность βн = -1/Па, или Па-1. Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5)10-3 МПа-1. сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления. Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (15)10-3МПа-1. Коэффициент теплового расширения н показывает, на какую часть (V) первоначального объема (Vo) изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С н = (1/Vo) (V/t). (16) Размерностьн ‑ 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (120)10-4 1/°С. Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Объемный коэффициент пластовой нефти (b) показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти: bн= Vпл.н/Vдег = н./пл.н (17) где Vпл.н ‑ объем нефти в пластовых условиях; Vдег ‑ объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; пл.п ‑ плотность нефти в пластовых условиях; ‑ плотность нефти в стандартных условиях. Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и наличием газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 ‑ 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2-1,8. Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U=(bн-1)/bн 100 (18) При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента. Пересчетный коэффициент =1/b=Vдег/Vп.н.=п.н./н (19) Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3-0,4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1,0 г/см3. По плотности пластовые нефти делятся на: легкие с плотностью менее 0,850 г/см3; тяжелые с плотностью более 0,850 г/см3. Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые ‑ низким. Вязкость пластовой нефти н, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПас. По величине вязкости различают нефти незначительной вязкостью ‑ н < 1 мПа с; маловязкие - 1 < н 5 мПа с; с повышенной вязкостью – 5 < н 25 мПа с; высоковязкие ‑ н > 25 мПа с. Вязкость нефти ‑ очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды ‑ показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения. Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Специальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Размерность коэффициента светопоглощения ‑1/см. Ксп определяется при помощи фотоколориметра. Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения. содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. и.) образуют в подошве залежи монолитный слой. который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой. Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. 41. Условия отнесения пород к гидрофильным и гидрофобным. (стр. 11) Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными. По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (Кв ≤ 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными. Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в первых процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых. В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды. В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки. |