Физика пласта_Курс лекций. Физические свойства горных пород коллекторов нефти и газа
 Скачать 2.6 Mb.
|
|
ki – проницаемость зон, мД; ri – радиус i-той зоны, м; rс – радиус скважины, см; rк – радиус контура питания, м. 1.8. Свойства трещинного коллектора Ёмкость продуктивных коллекторов и промышленные запасы нефти в нём определяются преимущественно ёмкостью трещинного коллектора, объёмом трещин. Наличие трещин в породах в той или иной степени характерно для коллекторов всех типов. Большинство исследователей ёмкость трещинного коллектора связывают с пустотами трех видов: • межзёрновым поровым пространством, пористость которого составляет 2-10 % полезной ёмкости трещинного коллектора; • кавернами и микрокарстовыми пустотами, пористость которых может достигать 13-15 % полезной ёмкости трещинного коллектора; • пространством самих трещин. Причём, пространство самих трещин составляет десятые и сотые доли процента относительного объёма трещинной породы. Ёмкость пород, обусловленная трещинами, несоизмеримо мала по сравнению с объёмом нефти, который фильтруется по ним. Например, 10-15 % трещинного пустотного объёма фильтруют до 80-90 % объёмов жидкости. Исходя из основных коллекторских свойств, обуславливающих ёмкость и пути фильтрации в трещинных коллекторах, последние можно подразделить на следующие основные типы: • коллекторы кавернозного типа, ёмкость которых слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой, и со скважиной системой микротрещин; • коллекторы трещинного типа, ёмкость которых определяется системой трещин; • коллекторы смешанного типа, в том числе и порово-трещинные, ёмкость которых представляется, как сочетания и переходы по площади и по разрезу трещинного, кавернозного и порового видов. Качество трещинного коллектора характеризуется такими параметрами, как густота трещин, интенсивность и плотность трещин, раскрытость трещин, зависящая от литологических свойств пород, трещинная пористость и проницаемость. Эти параметры определяются по результатам изучения кернов, шлифов, по данным исследования скважин на приток. Привлекаются геологические, геофизические, гидродинамические методы исследования трещинного коллектора. На раскрытость трещин влияют процессы их происхождения. Величина раскрытости трещин колеблется в пределах 14-80 мкм. Как правило, на больших глубинах она составляет 10–20 мкм. Интенсивность и плотность трещин карбонатных пород обычно больше, чем аргиллитов и песчано-алевритовых пород, песчаников и солей. При одинаковой прочности пород интенсивность образования трещин увеличивается при уменьшении мощности коллектора, за счёт веса вышележащих пород. Оценка дебита жидкости при неравномерно-проницаемой фильтрации Проницаемость жидкости при фильтрации через капилляр оцениваем из соотношения уравнений Дарси:  и Пуазейля:  ,откуда:  ,где kпр.кап – проницаемость при фильтрации жидкости через капилляр, м2; F – площадь фильтрации, м2; ∆P – перепад давления, Па; – вязкость, Па·с; L – длина, м. После преобразования коэффициента проницаемости в Дарси получим эмпирическое уравнение для оценки коэффициента проницаемости при фильтрации жидкости через капилляр:  Оценка дебита жидкости при наличии трещиноватой фильтрации Допустим, в кубике с субкапиллярной проницаемостью вместо канала имеется трещина вдоль всего образца шириной Lтр, высотой hтр. Оценить проницаемость трещины (щели) для жидкости, фильтрующейся через образец, можно, используя соотношение уравнений Буссинеска и Дарси:   где kпр.тр – проницаемость при наличии трещиноватой фильтрации, м2; v – линейная скорость движения жидкости, м/с; ∆P – перепад давления, Па; – вязкость, Па·с; Lтр – ширина трещины, м; hтр – высота трещины, м. Выделив из уравнения Дарси величину перепада давления ΔP = v·μ·Lтр/kпр и приравняв правые части рассматриваемых уравнений, после сокращения одинаковых параметров получим выражение для оценки коэффициента проницаемости:  После преобразования коэффициента проницаемости в Дарси получим эмпирическое уравнение для оценки коэффициента проницаемости при трещиноватой фильтрации:  1.9. Насыщенность коллекторов Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, характеризует запасы нефти (газа и воды) в пласте, количественно оценивается величиной коэффициента S : • водонасыщенностью – Sв; • газонасыщенностью – Sг; • нефтенасыщенностью – Sн. Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены все поры: капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремились к верхней части ловушек, выдавливая вниз воду, и та легче всего уходила из трещин, каналов, а оставалась в микропорах. Из капиллярных, особенно субкапиллярных пор и микротрещин вода плохо вытесняется, в силу действия капиллярных явлений. В порах маленького размера вода прочно удерживается молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Поэтому в пласте всегда находится остаточная, погребённая вода (Sв ост) с периода формирования залежи. Количество остаточной воды (Sв ост) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа. Её величина зависит от содержания цемента в коллекторах, в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд. Обычно для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (Sн), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта считается хорошим показателем залежи. Подобная закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и других. Очень часто это проявляется для малых малодебитных месторождений Западной Сибири. В пределах нефтяных залежей большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур. К зоне водонефтяного контакта (ВНК) её величина может значительно снижаться. Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы нефтью, газом и водой. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. Водонасыщенность (Sв) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (Sн) и газонасыщенности (Sг):  , где Vв, Vн, Vг – соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы. Параметр насыщенности нормирован и равен единице (S=1) или 100 %. То есть, для образцов пород, в случае фильтрации систем: нефти, газа и воды справедливо соотношение: Sв + Sн + Sг = 1. При отсутствии в коллекторе газа (нефтяная залежь) Sв+ Sн = 1, отсюда значение нефтенасыщенности можно определить как Sн = 1- Sв. На практике насыщенность пород определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов В породах нефтяных и газовых месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютной проницаемости. Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред. Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами. В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков - движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Каждый из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Рассмотрим вначале графики двухфазного потока (рис. 1.16). Если в несцементированном песке содержится 20% воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю (т. е. вода является неподвижной фазой). Это связано с тем, что при небольшой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах, в узких местах контактов зерен, не участвующих в фильтрации жидкостей, а также в виде неподвижных местных пленок и микрокапель располагается на поверхности породы. В некоторой части пор она все же содержится и поэтому фазовая проницаемость по нефти вскоре после начала увеличения водонасыщенности быстро уменьшается и в присутствии 30% связанной воды относительная проницаемость для нефти снижается уже в два раза. Из этого следует, что необходимо беречь нефтяные пласты и забои скважин от преждевременного обводнения.  Рис. 1.16. Зависимости относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности коллектора При проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает их водонасыщенность в наиболее узкой части потока (в призабойной зоне пласта). В результате значительно уменьшается относительная проницаемость пород для нефти, а также уменьшается дебит скважины. Водные фильтраты бурового раствора (не обработанного специальными веществами) обычно прочно удерживаются породами вследствие гидрофильных свойств последних и плохо удаляются из пор пласта при освоении скважин. Поэтому теории фазовой проницаемости, смачиваемости и взаимодействия фильтрата бурового раствора с породой используются при разработке рецептуры растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов и обеспечивающих сохранение естественных фильтрационных свойств пород. Если водонасыщенность коллектора S составляет 80%, относительная проницаемость для нефти уже равна нулю (рис. 1.16). Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20%, а в песчаниках, как увидим далее, оказывается еще большей. Нефть в таком случае прочно удерживается в породе капиллярными и другими силами. Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Известно, например, что с уменьшением поверхностного натяжения нефти на разделе с водой снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате увеличиваются относительные проницаемости породы для жидкости. Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочными и сильно минерализованными хлоркальциевыми водами. Поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с хлоркальциевыми. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти и для щелочной воды. При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит только от насыщенности. Движение смеси жидкости и газа на примере их фильтрации через песок, песчаник, пористые известняки, доломиты проиллюстрировано на рисунке 1.17.   песок песчаник известняки и доломиты Рис. 1.17. Зависимость относительной проницаемости по газу от водонасыщенности Анализ приведённых зависимостей отражает закономерности в движении жидкости и газа в различных типах коллекторов. При содержании в поровом пространстве до 22 % воды для песков, известняков, доломитов, а в песчаниках почти до 60 %, относительная проницаемость для жидкой фазы (  ) – воды равна нулю. Вода удерживается породой в неподвижном состоянии. Вода с увеличением её содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. То есть, при водонасыщенности до 60 % из пласта можно добывать чистый газ. Относительные проницаемости для жидкой фазы при газонасыщенности пород до 10–15 % для песка и песчаника, а известняка и доломитов до 25–30 %, как правило, наивысшие. С ростом газонасыщенности относительные проницаемости для жидкой фазы закономерно снижаются. Пороговыми значениями по газонасыщенности считаются для известняков и доломитов до 22 %, для песков до 30 %, для песчани-ков до 60 %. Движение смеси нефти, воды и газа проиллюстрировано ниже (рис. 1.18), где представлены результаты исследования одновременного содержания в пористой среде нефти, воды и газа в виде треугольной диаграммы. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз. Стороны, противолежащие вершинам, соответствуют нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потоков. При водонасыщенности до 25 % нефте-, газонасыщенность пород максимальная (45-75 %), а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю. При увеличении водонасыщенности до 40 %, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2–2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80 % фильтрация флюидов в пласте стремится к нулю. П  ри газонасыщенности меньше 10 % и нефтенасыщенности меньше 23 % в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10 % движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33-35 % фильтроваться будет один газ. Рис.1.18. Диаграмма проницаемостей при трехфазной фильтрации При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть. Области, в которых существуют двухфазные потоки (газ-вода, газ-нефть, вода-нефть), представлены как промежуточные (заштрихованные), примыкают к сторонам треугольника. Область существования трёхфазного потока (совместного движения в потоке всех трёх систем) выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 33 %. 1.10. Карбонатность горных пород Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды – Na2СО3, поташа – K2СО3, сидерита – FeСО3 и других. Общее количество карбонатов относят обычно к содержанию известняка (СаСО3), потому, что углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт. Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом. Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты под действием соляной кислоты и измерением объёма выделившегося углекислого газа, образовавшегося в результате реакции: СаСО3 + 2HCl = CаCl2 + CO2↑ + H2O. По объёму выделившегося газа (CO2) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (СаСО3). |