Основа промысловой геологии. 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)
 Скачать 1.55 Mb.
|
|
24. Относительная проницаемость. Зависимость относительной проницаемости для нефти и воды от водонасыщенности. (стр. 10) Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости. Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы ‑ нефть, газ, вода, ‑ эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается. Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т.е. через пористую породу движется только чистая вода.  На рисунке 11 приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (kв) и нефти (kн) от водонасыщенности порового пространства. Видно, что при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, а при достижении водонасыщенности около 85 % фильтрация нефти прекращается вообще, хотя в пласте нефть еще имеется. Объясняется это тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, что ведет к уменьшению площади сечения фильтрационных каналов. Отсюда следует, что обводнение пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче. 25. Пластовая температура, показатели, характеризующие температурный режим залежей. (стр. 33) 40. Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений. 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 температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром. Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20-25сут 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 ч 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, т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле  (42)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. Д  ля 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. Сочетание геотермы с литолого-стратиграфической колонкой скважины представляет собой геолого-геотермический разрез скважины (рис. 38). На геотерме обычно выделяются прямолинейные участки с разными углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород. С помощью геолого-геотермического разреза скважины определяют значения геотермического градиента - частные и среднее взвешенное. Геотермический градиент ∆Г характеризует изменение температуры при изменении глубины на 100м. Величина геотермического градиента (Г) равна  следовательно, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением:  Наиболее полная температурная характеристика геологического разреза месторождения в целом или его определенной части может быть получена с помощью серии геолого-геотермических профилей (рис 39). Изменение температуры продуктивного пласта по площади хорошо иллюстрируется геотермической картой (картой изотерм) по кровле пласта. В  еличина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных. Таким образом, антиклинали являются зонами повышенной температуры, а синклинали - зонами пониженной температуры.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. 26. Пластовое давление нефтяных и газовых залежей; градиент пластового давления. (стр. 29) В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней превышают значения этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов. Величина превышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК. Уменьшение пластового давления от перефирии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта. Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при рв = 1) на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением Ризб. В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за указанные ранее пределы 0,008-0,013 МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением. О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта, непосредственно у границ залежи, или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК. Для характеристики изменения пластового давления в водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad p, отражающим величину изменения pпл на 1 м глубины скважины: grad p = pпл/Н. На величину grad p в различных скважинах заметное влияние оказывает разность абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad p меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad p больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью. Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более. Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности. 27. Пластовое давление: начальное, аномальное, приведенное. (стр. 29) Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном ‑ вода находятся в пустотах пластов-коллекторов. Начальное (статическое) пластовое давление ‑ это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе. Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения подземных вод, т е единым генезисом напора. Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины или величиной абсолютной отметки. Величину давления, соответствующую пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Рпл.а); величину давления, соответствующую пьезометрическому напору, ‑ приведенным пластовым давлением (Рпл.пр). зная расстояние z и плотность жидкости в скважине , при необходимости всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот): Рпл.пр = Рпл.а + z /с = (h1 + z) /с Начальное пластовое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей, вертикальный градиент которого выходит за пределы значений этого показателя, характерных для пластового давления, соответствующего гидростатическому, называется давлением, отличающимся от гидростатического (аномальным). При gradp > 0,013 пластовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД/АВПД), при gradp < 0,008 ‑ меньшим гидростатического (МГПД/АНПД). 28. Пластовые газы: состав, классификация газов, свойства. (стр. 16) Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аr. Природные газы подразделяют на следующие группы. Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, - смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С5+высш. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина. Газ, в составе которого УВ (С3, С4,) составляют не более 75 г/м3 называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150г/м3) газ называют жирным. Физические свойства газов Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху. Таблица 2. Основные свойства природных газов в стандартных условиях*
|
