Основа промысловой геологии. 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)
 Скачать 1.55 Mb.
|
|
* При давлении 0.1 МПа и температуре 20 0С Молекулярная масса природного газа  , где Мi- молекулярная масса i-го компонента; Xi - объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16-20.Плотность газа ρг рассчитывается по формуле г = М/Vм =М/24,05, где Vм - объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение ρг находится в пределах 0,73-1,0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху ρг.в равной отношению плотности газа ρг к плотности воздуха ρв взятой при тех же давлении и температуре: ρг.в = ρг/ ρв Если ρг и ρв определяются при стандартных условиях, то ρв= 1,293 кг/м3 и ρгв = ρг /1,293 кг/м3. Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой. Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона ‑ Менделеева: pV = NRT, где р ‑- давление; V ‑ объем идеального газа; N ‑- число киломолей газа; R ‑- универсальная газовая постоянная; Т ‑ температура. Эти уравнения применимы для идеальных газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона ‑ Менделеева для реальных газов записывается в виде pV = ZNRT, где Z ‑ коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов. Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального Vи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре): Z = V/Vи З  Рис. 12. Диаграмма фазового состояния чистого этана (по Ш.К. Гиматудинову): V – удельный объем; p - давление начения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем. Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с рис. 12. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Отрезок справа от пунктирной линии соответствует газовой фазе, участок под пунктирной линией - двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии - жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (точек росы), а влево от максимума - кривой точек парообразования. Точка С называется критической. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими. Другими словами, критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние. С приближением значений давления и температуры к критическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента. Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением Рпкр и псевдокритической температурой Тпкр. Они определяются из соотношений:   где Pкрi, и Tкрi ‑ критические давление и температура i-го компонента; Xi ‑ доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы). Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования графиком Брауна, представляют собой псевдокритические значения, приведенные к конкретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям): Рпр=р/рпкр; Тпр=Т/Тпкр, где р и Т конкретные давление и температура, для которых определяется Z. Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью. Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличивается. Объемный коэффициент пластового газа bг представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона ‑ Менделеева: bг = Vпл.г/Vст = Z(PcтТпл/(РплТст), где Рпл, Тпл, Pcт,Тст ‑ давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях. Значение величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях. 30. Понятие и виды геологических границ. (стр. 6) Выявление внутреннего строения залежи по данным измерений, наблюдений и определений представляет собой задачу построения модели структуры залежи. Важный этап в решении этой задачи – проведение геологических границ. Геологические границы различаются по процедуре выделения. По геологической природе они могут быть литологическими, геофизическими, биостратиграфическими и т.д., т. е. по геологической природе может быть выделено столько границ, сколько свойств изучается в соответствии с заданным списком. Кроме того, границы различаются по мерности: двумерные (поверхность в объеме залежи), одномерные (линии на картах, схемах и геологических разрезах) и нуль-мерные (точки на разрезах скважин). По процедуре выделения различают границы резкостные, дизъюнктивные, условные и произвольные. К резкостным границам относятся естественные геологические границы, которые отмечаются по резкой смене физических свойств, петрографической структуры, характера насыщения пород и т. п. Таковы, например, поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и неколлекторы, контуры нефте- и газоносности и т. п. Дизъюнктивными являются естественные геологические границы, связанные с разрывом сплошности геологического пространства. Эти границы могут сочетаться с резкостными и условными (например, нарушенная резкостная или условная граница). Дизъюнктивные границы представляют собой тектонический контакт в виде поверхности, линии или точки. При переходе через такую границу свойства пород могут резко меняться, если в результате сильного смещения контактирующими через границу оказываются слои разного литологического состава. Условные геологические границы не относятся к естественным, хотя они выделяются с учетом распределения свойств пород в пространстве. Условные границы представляют собой поверхности, линии или точки, на которых отдельные свойства из заданного списка принимают некоторые фиксированные значения. Такими значениями будут, например, кондиционные значения пористости или проницаемости, которые разделяют нефтенасыщенные породы на продуктивные и непродуктивные коллекторы. Произвольные границы не связаны с распределением свойств пород. Их положение в пространстве зависит только от поставленных задач, обусловлено соображениями удобства, экономической целесообразности и т. п. Например, многие свойства коллекторов нефти и газа определяются по керну, поверхность которого может рассматриваться как произвольная геологическая граница. К этому типу могут быть отнесены границы категорий запасов, которые не приурочиваются к каким-либо естественным или условным границам, а проводятся по скважинам, и границы опытных и других участков залежи, выделяемых при анализе разработки. Простые и сложные геологические тела. Часть геологического пространства, ограниченная геологическими границами, называется геологическим телом. Для выделения геологического тела достаточно указать его границы. Геологические тела, внутри которых по выбранному списку свойств нельзя провести ни одной естественной или условной границы, называются простыми, а тела, внутри которых можно провести хотя бы одну такую границу, ‑ сложными. Тело, среди границ которого имеются и условные, называется условным геологическим телом. При рассмотрении сложного тела как системы составляющие его неусловные, условные, а также произвольные простые тела выступают как элементы системы. Таким образом, залежь нефти или газа в целом представляет собой геологическое тело высокой сложности, внутри которого выделяются геологические тела низших уровней структурной организации, ограничиваемые как естественными (резкостными и дизъюнктивными), так и условными и произвольными границами, проводимыми в соответствии с геолого-техническими требованиями разработки и эксплуатации скважин и пластов. 31. Понятие о переходной зоне и ВНК. (стр. 20) В пределах залежей насыщающие продуктивный пласт газ, нефть и вода располагаются по высоте в соответствии с действием гравитационных и молекулярно-поверхностных сил. В результате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, имеющий минимальную плотность, ниже располагается нефть, а еще ниже ‑ вода. Однако молекулярно-поверхностные силы препятствуют гравитационному распределению газа и жидкостей в пористой среде. Это проявляется в том, что в продуктивных пластах содержится определенное количество остаточной воды, а также в сложном распределении по разрезу газа, нефти и воды в приконтактных зонах пласта. На границе воды с нефтью вода, а на границе нефти с газом нефть под действием капиллярного давления в части капилляров поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения. Значение капиллярного подъема h определяется уравнением: h = 2σв.н.cosθв.н./[rįg(pв – pн)], (33) где σв.н. ‑ поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды; θв.н. ‑ краевой угол смачивания на той же границе; rį ‑ радиус капиллярной трубки; g ‑ ускорение свободного падения; pв и pн ‑ плотность соответственно воды и нефти. Исходя из формулы, можно отметить, что высота капиллярного подъема увеличивается: при уменьшении радиуса капилляров; при уменьшении разницы плотностей контактирующих фаз; при уменьшении краевого угла смачивания; при увеличении поверхностного натяжения на границе раздела двух фаз. В результате четкие границы между газо-, нефте- и водо-насыщенными частями пласта часто не образуются, и имеются так называемые переходные зоны. В пределах переходной зоны содержание нефти (газа) возрастает снизу вверх от нуля до предельного насыщения. Т  олщина переходных зон на контакте нефть ‑ вода в разных залежах меняется от нескольких сантиметров до десятков метров. Так, в верхнемеловых залежах Северного Кавказа на Эльдаровском, Брагунском, Малгобек-Вознесенском и других месторождениях, где нефтеносность связана с трещиноватыми известняками и плотность нефти мала, толщина переходной зоны не превышает нескольких сантиметров, а в Западной Сибири в залежах нефти, приуроченных к полимиктовым коллекторам, она достигает 12-15м.Переходные зоны от нефти к газу обычно имеют небольшую толщину.На рис. 25 показано распределение газа, нефти и воды в условном продуктивном пласте с предельной нефтегазонасыщенностью 80 %. Здесь по характеру насыщенности можно выделить пять интервалов (снизу вверх): V ‑ водоносная зона; IV ‑ переходная зона от воды к нефти; III ‑ нефтяная зона; II ‑ переходная зона от нефти к газу; 1 ‑ газоносная зона. Указанные особенности распределения газа, нефти и воды по разрезу создают сложности в определении границ залежей по нефтегазонасыщенности пород - водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного контакта (ГНК), газоводяного контакта (ГВК). На рис. 26 показано изменение по разрезу нефтеводонасыщенности и капиллярного давления в реальном терригенном коллекторе с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Из рисунка видно, что при капиллярном давлении, равном нулю, пористая среда полностью водонасыщена, т.е. коэффициент водонасыщенности kв = 1. Несколько выше нулевого уровня капиллярного давления четко выделяется уровень I, на котором в пористой среде появляется нефть (кривая 2). Выше уровня коэффициент нефтенасыщенности kн возрастает вначале весьма интенсивно, затем все медленнее, пока не достигает значений, близких к предельному (0,86). Соответственно kввыше уровня I уменьшается вначале быстро (кривая I), затем медленнее, до значений, близких к минимальным (0,14). По значениям kн близким к максимальным, а kв ‑ близким к минимальным, с некоторой долей условности проводится уровень II. Уровень I соответствует подошве переходной зоны, а уровень II ‑ ее кровле. Кривые 3, 4 на рис. 26 характеризуют зависимость фазовой проницаемости в переходной зоне от насыщенности нефтью и водой. По фазовой проницаемости переходную зону можно разделить на три части. В  нижней части переходной зоны фазовая проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь по достижении определенного значения kн нефть способна двигаться по пористой среде. Этому значению kн соответствует уровень III,ниже которого в переходной зоне подвижной является только вода.Выше уровня III в средней части переходной зоны подвижностью обладают как вода, так и нефть, причем постепенно фазовая проницаемость для нефти возрастает, а для воды снижается. По достижении определенного критического значения kв фазовая проницаемость для воды становится равной нулю. Этому значению kв соответствует уровень IV, выше которого может перемещаться только нефть. В настоящее время нет единого подхода к выбору поверхности, принимаемой за ВНК. В одних случаях за ВНК принимают уровень IV. Так проводят ВНК при изучении формы залежей нефти в кварцевых коллекторах Урало-Поволжья, где толщина переходной зоны 5-8 м. Расстояние между IVуровнем и подошвой переходной зоны здесь равно 1-1,4 м. Поэтому количество подвижной нефти ниже уровня IV невелико и его не учитывают в запасах. В других случаях за ВНК принимают уровень III. Так проводят ВНК по залежам в полимиктовых коллекторах нефтяных месторождений Западной Сибири, где толщина переходной зоны достигает 10-15 м и более. Здесь толщина слоя между Ш и IV уровнем иногда 6-10 м и количество подвижной нефти в нем столь значительно, что пренебрегать им нельзя. Таким образом, на практике в качестве поверхности ВНК принимается одна из рассмотренных граничных поверхностей переходной зоны. Эту поверхность выбирают исходя из толщины переходной зоны в целом и отдельных ее частей. Информацией о положении ВНК, ГНК, ГВК в каждой отдельной скважине служат данные керна, промысловой геофизики и опробования. Основную информацию о положении контактов получают методами промысловой геофизики. Нижняя граница переходной зоны обычно четко фиксируется резким скачкообразным уменьшением величины рг на диаграммах электрометрии и снижением показаний нейтронного гамма-метода Таким образом, в случаях, когда толщина переходной зоны невелика (до 2 м) ив качестве ВНК принимают ее нижнюю границу, задача является наиболее простой. ГВК также четко фиксируется на диаграммах электрометрии. ГНК и ГВК уверенно выделяются на диаграммах НГК по резкому возрастанию интенсивности нейтронного гамма-излучения. При большой толщине переходной зоны нахождение положения ВНК по данным ГИС осложняется, поскольку необходимо определять положение нижней и верхней границ переходной зоны и собственно ВНК. Определение начального положения контактов путем опробования пластов в скважине проводится преимущественно в разведочных скважинах на стадии подготовки залежи к разработке. Чаще путем опробования проверяют правильность данных ГИС о положении контактов. Однако в случаях, например, карбонатных трещинных коллекторов, когда методы промысловой геофизики недостаточно эффективны, опробование служит основным или даже единственным методом. Оно может проводиться в процессе бурения в необсаженных скважинах с помощью испытателей пластов на каротажном кабеле или через бурильные трубы со специальным пакерным устройством. Наиболее результативно поинтервальное опробование пластов в обсаженных скважинах. Поверхности ВНК, ГНК и ГВК могут представлять собой плоскости, горизонтальные или наклонные, но могут иметь и более сложную форму, находясь на отдельных участках залежи выше или ниже среднего положения. Форма контакта зависит от величины напора и направления движения пластовых вод, неоднородности продуктивных пластов и других факторов. По залежам в малоактивных водонапорных системах, приуроченным к относительно однородным пластам, поверхности ГВК, ГНК и ВНК обычно представляют собой горизонтальную плоскость. Поверхность контакта в пределах залежи считается горизонтальной, если разность абсолютных отметок ее в отдельных точках (скважинах) не больше удвоенной средней квадратической погрешности определения. Для глубин залежей до 2000 м эта погрешность в среднем составляет ± 2,0 м. При значительном напоре подземных вод поверхность контакта может быть наклонена в сторону области разгрузки. Наклон может достигать 5-10 м и более на крупных залежах с обширными водонефтяными зонами. При значительной литологической изменчивости продуктивных пластов на участках с ухудшенной коллекторской характеристикой в результате повышенного действия капиллярных сил ВНК часто находится несколько выше. В результате поверхность ВНК приобретает усложненную форму. При наклонном положении или сложной форме контакта для его пространственного изображения строя карту поверхности контакта в изолиниях, Для этого используют принятые по комплексу всех данных отметки контакта по каждой скважине. Значения абсолютных отметок контакта в каждой скважине наносят на план расположения скважин и путем линейной интерполяции определяют положение изогипс поверхности контакта. Л  инии пересечения ВНК, ГВК или ГНК с поверхностями пласта-коллектора являются контурами нефтеносности (газоносности), ограничивающими по площади размеры залежи и ее зон с равным характером нефтегазоводонасыщения,Применительно к каждому контакту различают внешний и внутренний контуры. Внешний контур ‑ линия пересечения контакта с верхней поверхностью пласта, внутренний - с нижней поверхностью. Во внутреннем контуре находится чисто нефтяная (газовая) часть пласта. Внешний контур является границей залежи. Между внешним и внутренним контурами располагается приконтурная (водонефтяная, водогазовая, газонефтяная) часть. Соответственно положение внешнего контура находят на карте верхней, а внутреннего ‑ на карте нижней поверхности пласта (рис. 27). В  процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров нефтеносности. Одной из задач рациональной разработки является обеспечение равномерного продвижения этих контуров. При неравномерном продвижении контуров нефтеносности образуются языки обводнения, что может привести к появлению разрозненных целиков нефти (рис. 28), захваченных водой. Неравномерное продвижение контуров нефтеносности зависит от неоднородности пласта (особенно по его проницаемости), отбора жидкости из пласта без учета этой неоднородности и т.д. При наличии подошвенных вод (граница нефтеносности проходит лишь по кровле пласта) задача заключается в том, чтобы при вскрытии пласта не пересечь водонефтяной контакт скважиной (забой скважины должен быть выше этого контакта) во избежания появления конусов обводнения уже в самом начале эксплуатации (рис. 29). По мере эксплуатации и подъема водонефтяного контакта при наличии подошвенной воды обычно появляются конусы обводнения и борьба с ними весьма затруднена. При наличии в пласте (особенно в его подошвенной части) глинистых прослоев борьба с конусами обводнения значительно облегчается путем цементирования забоев скважин; в ряде случаев, при наличии в подошвенной части пласта глинистых прослоев, конусы обводнения вообще не образуются. При горизонтальном контакте на карте контур проводят по изогипсе, соответствующей гипсометрическому положению контакта или параллельно изогипсе с близким значением. При горизонтальном контакте линия контура не может пересекать изогипсы. При наклонном положении контакта, если диапазон изменения его абсолютных о  тметок больше принятого сечения изогипс, линии контуров пересекают изогипсы карт поверхностей пласта. В этом случае положение контуров определяется с помощью метода схождения (рис. 30). Для этого совмещают карту поверхности пласта и карту поверхности контакта, построенные с одинаковым сечением изогипс. Линия контура проводится через точки пересечения одноименных изогипс.Если продуктивный горизонт сложен прерывистыми, литологически изменчивыми пластами и его кровля (подошва) не совпадает на отдельных участках залежи с поверхностями продуктивных коллекторов, определение положения контуров по структурным картам недопустимо. Оно может привести к завышению площади нефтегазонасыщенности. Чтобы не допустить этого, положение контуров нужно определять по картам кровли поверхностей проницаемой части горизонта. В целом, как видно из изложенного, форма залежей определяется формой каждой из рассмотренных границ и характером линий их пересечения. Соответственно выделяют залежи: повсеместно оконтуренные внешним контуром нефте- или газоносности; оконтуренные на разных участках внешним контуром и границей замещения (выклинивания) коллекторов; оконтуренные внешним контуром и линией дизъюнктивного нарушения. Встречаются залежи, полностью расположенные в границах залегания коллекторов, приуроченные к блоку, со всех сторон ограниченному тектоническими нарушениями, а также залежи с участием всех четырех видов границ. Характер поверхностей, ограничивающих залежь, во многом определяет степень связи залежи с законтурной областью и ее энергетические возможности. |