Физика пласта_Курс лекций. Физические свойства горных пород коллекторов нефти и газа
 Скачать 2.6 Mb.
|
|
физика нефтяного и газового пласта
ВВЕДЕНИЕ Физика пласта - наука, изучающая физические свойства пород нефтяных и газовых коллекторов; свойства пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей; методы их анализа, а также физические принципы увеличения нефте- и газоотдачи пластов. В последние десятилетия ни одно месторождение не начинают разрабатывать без детального изучения физических свойств пород пласта, пластовых жидкостей и газов - без этого нельзя осуществить научно обоснованную разработку месторождений нефти и газа. Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. Причем характерные размеры, в которых происходят процессы фильтрации, варьируются в огромном диапазоне - от долей микрометров до тысяч метров. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора. По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте изменяются. Это сопровождается значительными изменениями свойств пород, пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике - в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах. В настоящее время в связи с истощением нефтяных залежей особую актуальность приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождений, увеличения добычи нефти, утилизации попутного газа, повышения нефтеотдачи пластов, обоснования и выбора оптимальных управляющих воздействий, продления жизненного цикла разработки месторождений, достижения экономической эффективности и др. Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, ее физические, физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих породы, уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Это необходимо для объективного представления о процессах, происходящих в пласте при его разработке и на различных стадиях эксплуатации. 1. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД - КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА Основные физические свойства горных пород - коллекторов нефти и газа следующие: 1) гранулометрический состав пород; 2 ) пористость; 3) проницаемость; 4) удельная поверхность; 5) насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях. 1.1. Виды пород-коллекторов Нефть и газ могут встречаться в горных породах земной коры, где для их накопления и сохранения имелись благоприятные геологические условия. Главное из этих условий: хорошо выраженные коллекторские свойства пород, которые зависят от многих факторов, в том числе от происхождения и последующих изменений в течение геологического времени [2]. Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая способностью аккумулировать (накапливать) углеводороды и отдавать (фильтровать) пластовые флюиды: нефть, газ и воду. По действующей в настоящее время классификации [2] горные породы разделяются на три основные группы: изверженные, осадочные и метаморфические. К изверженным относятся породы, образовавшиеся в результате застывания и кристаллизации магматической массы сложного минералогического состава. К осадочным породам относятся продукты разрушения литосферы поверхностными агентами, мелкораздробленные продукты вулканических явлений и продукты жизнедеятельности организмов. В осадочном комплексе пород иногда встречается и космическая пыль. Однако преобладают в них продукты разрушения литосферы водой, которые достигают областей седиментации в виде обломочного материала различной крупности и в виде водных растворов минеральных солей. Метаморфические породы образуются из осадочных и изверженных пород в результате глубокого физического, а иногда и химического изменения последних под влиянием высоких температур, давлений и химических воздействий. К метаморфическим породам относятся: сланцы, мрамор, яшмы и другие, имеющие преимущественно кристаллическое строение. Анализ статистических данных по опыту разработки и эксплуатации месторождений показывает, что около 60 % запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39 % - к карбонатным отложениям, 1 % - к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, основными коллекторами нефти и газа являются пористые породы осадочного происхождения. По происхождению осадочные породы делятся на терригенные, состоящие из обломочного материала, хемогенные, образующиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов в результате химических и биохимических реакций или температурных изменений в бассейне, и органогенные, сложенные из скелетных остатков животных и растений. Согласно этому делению к терригенным отложениям относятся: • пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты и другие осадки обломочного материала; • к хемогенным - каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др.; • к органогенным - мел, известняки органогенного происхождения и т. п. Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трех типов - гранулярным (терригенный, обломочный) (рис. 1.1), трещинным и смешанного строения (рис. 1.2 ). К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов, поровое пространство которых состоит в основном из межзерновых полостей. В Западной Сибири нефтяные месторождения приурочены к песчаникам и большей частью имеют гранулярный тип коллектора. Коллекторы трещинного типа сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство которых состоит из микро- и макротрещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.  Рис. 1.1. Шлиф гранулярного Рис. 1.2. Схема трещиновато- коллектора: 1 - зерна (частицы); пористой среды: 1 - трещины; 2 - цемент (кальцит); 3 - глина; 2 - пористые блоки 4 - поровое пространство Трещинный тип коллектора известен на месторождениях Западного Приуралья, Северного Кавказа, Западной Венесуэлы, США. К трещинным коллекторам за рубежом приурочено 50 % открытых запасов нефти, а в России - 12 %. На практике, однако, чаще всего встречаются коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство межзерновых полостей, а также каверны и карст. Трещинные коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяются на подтипы: трещинно- пористые, трещинно-каверновые, трещинно-карстовые. В Западной Сибири на участках ряда месторождений отмечаются трещинно-пористые типы коллекторов: Герасимовское, Талинское и другие месторождения. Наличие коллектора в осадочной толще не является достаточным условием формирования и существования нефтяной или газовой залежи. Промышленные запасы нефти и газа приурочены к тем коллекторам, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм: антиклинальные складки (рис. 1.3), моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости.  Рис. 1.3. Ловушка углеводородов Условия формирования нефтеносных толщ включают наличие коллекторов с надежными покрышками практически непроницаемых пород. 1.2. Гранулометрический состав горных пород Пласты, сложенные песками, состоят из разнообразных по размерам зерен неправильной формы. Количественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим составом, от которого зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. По гранулометрическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть их гранулометрический анализ [1 ]. Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен. Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе гранулометрического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое. Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако по результатам исследований размеры их для большинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 1-0,01 мм. Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размерами частиц меньше 0,1 мкм (0,0001 мм). Значительное количество их содержится в глинах, лёссах и других породах. В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследствие огромной величины их общей поверхности состав этих минералов влияет на процессы поглощения катионов (и анионов). От их количества в значительной степени зависит степень набухаемости горных пород в воде. Гранулометрический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и более (рис. 1.4). Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации. Ситовый анализ сыпучих горных пород применяют для определения содержания фракций частиц размером от 0,05 до 6-7 мм. В лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,045; 0,063; 0,071; 0,100; 0,140; 0,200; 0,250; 0,315; 0,500; 0,630; 1,00 мм. Существуют и другие системы сит и всевозможных механических приспособлений для рассева.  Рис. 1.4. Принципиальная схема ситового анализа горных пород Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наиболее крупными размерами отверстий. Для определения механического состава керна берут навеску образца 50 г, хорошо проэкстрагированного и высушенного при температуре 107 °С до постоянной массы. Просеивание проводят в течение 15 мин. Увеличение или уменьшение продолжительности просева может привести к неправильным результатам. Для определения процентного содержания полученных фракций в исследуемом образце проводят их взвешивание на технических весах с точностью до 0,01 г. Сумма масс всех фракций после просеивания не должна отличаться от первоначальной массы образца более чем на 1-2 %. По результатам анализа строят дифференциальное (гистограмма, рис. 1.5) или интегральное (рис. 1.6) распределение частиц по размерам. Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен различной крупности в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы:  (1.1)где g - ускорение силы тяжести; d - диаметр частиц; ν - кинематическая вязкость; ρж- плотность жидкости; ρп - плотность вещества частицы. Формула (1.1) справедлива при свободном нестесненном движении зерен. Чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждения в дисперсной среде, массовое содержание твердой фазы в суспензии не должно превышать 1 %.  Рис. 1.5. Гистограмма распределения частиц по размерам  Рис. 1.6. Интегральная функция распределения частиц по размерам Использование формулы Стокса при седиментационном анализе рассмотрим на примере пипеточного метода. Из фракции песка, прошедшего через сито с наименьшими отверстиями, отбирают 10 г песка и перемешивают его с водой в цилиндре емкостью 1 л, помещенном в баню (рис. 1.7). В цилиндр вставляется пипетка 2, глубина спуска ее кончика h составляет примерно 30 см. Допустим, что необходимо определить в песке количество частиц диаметром меньше dx. Для этого при помощи формулы (1.1) вычисляют время t падения частиц размером dx до глубины спуска пипетки h. Очевидно, с глубины h через время tx в пипетку проникнут только те частицы, диаметр которых меньше d1 так как к этому времени после начала их осаждения более крупные зерна расположатся ниже кончика пипетки. Высушив содержимое пипетки, определяют количество находящихся в суспензии частиц диаметром менее или более d1. Это легко сделать, так как масса всей навески G1, объем отобранной суспензии V, масса сухого остатка в ней G и объем жидкости V1 в цилиндре известны. Очевидно, процентное содержание в породе отобранных пипеткой фракций (т. е. частиц диаметром меньше, чем d1) будет  .Отбирая последующие пробы через другие интервалы времени от начала отстаивания суспензии, точно так же определяют содержание более мелких фракций. Существует много методов седиментационного анализа. В лабораториях по исследованию грунтов широко применяют методы отмучивания током воды, отмучивания сливанием жидкости (метод Сабанина) и метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.  Рис.1.7 Седиментометр |