Физика нефтяного пласта
 Скачать 0.65 Mb.
|
Терригенные, карбонатные и заглинизированные пласты; особенности их строения.Терригенные - это осадочные образования, сложенные терригенными минералами или обломками материнских пород. В основном состоят из обломков кварца, полевого шпата, слюды и т.п. Грануляраный тип коллектора. Карбонатные - соли CaMgCO3 и др. химического материала отложенных из вод. Трещинно -кавернозный тип коллетора. Заглинизированные коллектора. Глинистые породы – одни из самых распространенных осадочных образований. По объему они составляют до 60% всех осадочных пород. Их главные составные части – глинистые минералы и тонкодисперстный обломочный материал. Глинистые частицы в основной массе имеют размер менее 0,004 мм. В качестве примесей в глинистой породе присутствуют алевролитовые, песчаные зерна кварцев, полевых шпатов, мусковита, кальцита и тд. Количество примесей в глинах может составлять до 50%. Глины размокают в воде, во влажном состоянии им свойственна пластичность, глины способны поглощать воду и увеличиваться в объеме, скреплять различные тела. Глины слабо проницаемы для жидкостей и газов. В природных условиях глинистые породы залегают в виде ограниченных по размерам прослоев, линз, а также мощных пластов и пачек, имеющих региональное распространение. Карбонатные породы. Составляют 15 –20% всей массы осадочных образований. Основные составные части к. п. – кальцит и доломит. К карбонатным породам относятся такие, в которых карбонатные минералы составляют 50% и более. Карбонатные породы являются прекрасными коллекторами нефти и газа. В терригенных пластах в основном цементирующим матреиалом является глина. Она обладает огромной удельной поверхностью и адсорбционной способностью. Поэтому, эффективность от обработок ПАВом снижается в коллекторах такого типа. Карбонатность породы: Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды – Na2СО3, поташа – K2СО3, сидерита – FeСО3 и др. Общее количество карбонатов относят обычно к СаСО3, потому, что углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом . Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты действием соляной кислоты и измерением объема углекислого газа, образовавшегося в результате реакции: СаСО3, +2HCl = CO2 + CaCO3 + H2O По объему выделившегося CO2 вычисляют весовое процентное содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3. Существуют также гранитоидные коллектора (Белый тигр), туфагенные (Кавказ)
Основные физические свойства нефтегазовых пластов, которые используются при проектировании это проницаемость, пористость, насыщенность, фазовая проницаемость, плотность нефти, вязкость, давление насыщения, газовый фактор, обводненность, состав пластовых флюидов. Под контролем процесса разработки понимают сбор информации о:
С технической точки зрения контроль это система измерения давления и температуры в скважине, расхода нефти, газа и воды, плотности, содержания смоло-асфальтеновых компонентов, газосодержания, коэффициента пъезопроводности. Указанные параметры измеряются на поверхности вблизи устья скважины, в стволе скважины, около забоя и в лабораторных условиях. Для осуществления контроля Р и Т в пласте и скважине строятся карты изобар и изотерм(по картам можно определить направление закачиваемых вод и свойства –пласта). Пластовая температура измеряется в длительно простаивающей скважине. Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры, характеризующие свойства пласта; тепловые поля. Параметры, характеризующие свойства коллекторов продуктивных пластов, оцениваются по данным лабораторных исследований кернового материала и результатам геофизических и гидродинамических исследований скважин. Эти данные, обычно изменяющиеся в широких пределах, характеризуют высокую степень неоднородности распределения большинства параметров горных пород и пластовых систем. При проектировании технологических процессов нефтедобычи возникает задача учета и отображения неоднородности строения и свойств коллекторов и определения их характеристик по пласту. Многие важнейшие свойства коллекторов зависят от давления, температуры, степени насыщения порового пространства газожидкостными смесями. Распределение пор по размерам можно определять разными способами: ртутное выдавливание, выдавливание центрифугой и другие. Наиболее распространён способ центрифугирования, по опытным данным которого строится кривая зависимости капиллярного давления от водонасыщенности.  Рк I(S) S Sв Функция капиллярного давления зависит от коллекторских свойств. Чем выше коэффициент k, тем более сдвинута кривая влево, тем ниже остаточная водонасыщенность. Одной из определяющих характеристик на практике является функция Леверетта. Функция Леверетта – отношение капиллярного давления к давлению, развивающемуся в порах среднего размера: I(S)=Рк(S)/Р Непостоянство проницаемости, пористости и других свойств пласта учитывается и отображается с помощью геологических карт, а также методами математической статистики. Непостоянство объемной геометрии продуктивных коллекторов обычно характеризуется показателями, отображающими расчлененность пласта на отдельные прослои непроницаемыми отложениями и изменение объемной характеристики каждого проницаемого пропластка по площади залежи. К таким показателям относятся коэффициенты расчлененности, песчанистости, макронеоднородности, коэффициент распространенности коллектора, коэффициент сложности площадных границ коллектор - неколлектор, коэффициенты распространения коллектора, степени связанности пластов. Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм либо точечной характеристики геофизических параметров: кажущегося электрического сопротивления, потенциалов собственной и вызванной поляризации пород, интенсивности гамма-излучения, плотности тепловых и надтепловых нейтронов, температуры и др. В итоге решаются следующие задачи: определения литолого-петрографической характеристики пород; расчленения разреза и выявления геофизических реперов; выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; определения характера насыщения пород — нефтью, газом, водой; количественной оценки нефтегазонасыщения и др. Контроль за изменением характера насыщения пород в результате эксплуатации залежи по данным промысловой геофизики осуществляется на основе исследований различными методами радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического — в необсаженных. В последние годы получают все большее развитие детальные сейсмические исследования, приносящие важную информацию о строении залежей. Гидродинамические методы исследования скважин применяются для определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов: изучение восстановления пластового давления, метод установившихся отборов жидкости из скважин, определение взаимодействия скважин. Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин. В процессе разработки залежи получают данные об изменении дебитов и приемистости скважин и пластов, обводненности добывающих скважин, химического состава добываемых вод, пластового давления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование разработки. Важно подчеркнуть, что для изучения каждого из свойств залежи можно применить несколько методов получения информации. Например, коллекторские свойства пласта в районе расположения скважины определяют по изучению керна, по данным геофизических методов и по данным гидродинамических исследований. При этом достигается разная масштабность определений этими методами — соответственно по образцу породы, по интервалам толщины пласта, по пласту в целом. Значение свойства, охарактеризованного несколькими методами, определяют, используя методику увязки разнородных данных. Для контроля за свойствами залежи, изменяющимися в процессе ее эксплуатации, необходимые исследования должны проводиться периодически. По каждой залежи, в зависимости от ее особенностей, должен обосновываться свой комплекс методов получения информации, в котором могут преобладать те или иные методы. Надежность получаемой информации зависит от количества точек исследования. Представления о свойствах залежи, полученные по небольшому числу разведочных скважин и по большому числу эксплуатационных, обычно существенно. |