физика пласта. Кочина Физика пласта. Учебное пособие Часть 1 петрофизика породыколлекторы нефти и газа
 Скачать 3.82 Mb.
|
|
ФИЗИКА ПЛАСТА Учебное пособие Часть 1 ПЕТРОФИЗИКА 1.1. Породы-коллекторы нефти и газа 1.1.1. Горные породы-коллекторы нефти и газа Что представляют из себя горные породы, содержащие такие полезные ископаемые, как нефть, газ, битум, газоконденсат и др Впервые еще Д.И. Менделеев высказал идею о том, что нефть пропитывает горные породы, как вода губку. Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, воду, газ и отдавать их при разработке, называются коллекторами Горные породы разделяются на 3 основные группы изверженные, осадочные и метаморфические. Метаморфические породы являются результатом глубокого изменения изверженных и осадочных пород. К осадочным породам относятся песчаники, известняки и доломиты, в них содержится большая часть подземных флюидов. В изверженных и метаморфических коллекторах нахождение нефти и газа возможно в результате миграции углеводородов во вторичные поры и трещины после выщелачивания ивы- ветривания пород. Залежи нефти и газа приурочены в основном к группе осадочных коллекторов, которые в свою очередь подразделяются на терригенные и карбонатные. Терригенные коллекторы – это, в основном, песчаники, состоящие из зерен кварца, полевого шпата, слюды и других минералов (более 100 наименований. Карбонатные коллекторы – это, в основном, известняки и доломиты. Накопление нефти, газа и воды происходит в пустотном пространстве коллекторов, которое может быть представлено порами (межзерновое пространство, трещинами и кавернами. В зависимости от строения и происхождения породу одних преобладает пористость (это, как правило, гранулярные, терригенные коллекторы, у других трещиноватость (карбонатные отложения, сланцы) или смешанное строение – трещиновато-пористые коллекторы. Таким образом, к пористым гранулярным) относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. В чисто трещиноватых коллекторах пустотное пространстве слагается системой трещин, окруженных плотными блоками пород. На практике чаще встречаются коллекторы смешанного тре- щиновато-пористого типа, пустотное пространство которых слагается как системами трещин, таки поровым пространством блоков и кавернами. Считается, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к терригенным коллекторам, тек песчаным пластами песчаникам к карбонатным отложениями к смешанным породам. В нашей стране около 80% залежей нефти связано с песчано-алевритовыми, те. терригенными породами, 18% – карбонатными отложениями, 2%– метаморфическими и изверженными породами . 8 1.1.2. Залежи нефти и газа. Классификация запасов Как же расположены насыщенные нефтью и газом коллекторы в земной структуре Породы-коллекторы, содержащие нефть и газ, в большинстве разрезов нефтегазоносных областей не образуют непрерывной пачки, а чередуются с пластами других пород. Такие комплексы называют нефтегазоносными свитами. Как правило, продуктивные участки заключены в плотные, плохо проницаемые породы, те. как бы образуют природный резервуар. В таких резервуарах нефть, газ и вода находятся совместно и распределены по плотности (рис. 1.1.1). Сверху природный резервуар покрывает плотная непроницаемая порода – покрышка, благодаря чему образуется водонапорная (артезианская) система, а нефть и газ добываются на поверхность в основном за счет энергии воды. Та часть природного резервуара, в которой установилось такое равновесие, называется ловушкой Рис. 1.1.1. Схема сводовой нефтегазовой залежи Конфигурация залежей может быть самой разнообразной и связана с различными типами ловушек сводовая залежь, мно- гопластовая система, рифовый массив. Некоторые виды нефтяных залежей приведены на рисунке 1.1.2. Рис. 1.1.2. Виды нефтяных залежей Основные параметры нефтяной залежи – ее высота и площадь. Отдельные пласты залежи характеризуются их толщиной и протяженностью. Скопление газа в залежи называется газовой шапкой. Поверхность, разделяющая нефть и воду в залежи или отдельном пласте, называется водонефтяным контактом (ВНК). Линия пересечения ВНК с кровлей пласта (нижней поверхностью покрышки) называется внешним контуром нефтеносности, линия пересечения ВНК с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности. Соответствующим образом определяются газонефтяной контакт (ГНК), внешний и внутренний контуры газоносности. Одним из основных параметров залежи являются ее запасы. Прежде отметим, что нефть и газ в залежах находятся при больших давлениях и температурах. Поэтому, очевидно, что определенный объем, занятый в породе нефтью или газом в пластовых условиях, не будет равен объему извлеченного флюида. Различают геологические и извлекаемые запасы. Под геологическими запасами подразумевают количество нефти и газа, содержащееся в залежи и приведенное к атмосферным условиям. Количество нефти и газа, также приведенное к атмосферным условиям, которое может быть извлечено из залежи существующими методами, называется извлекаемыми запасами. Извлекаемые запасы составляют примерно 50% от геологических для нефтяных месторождений и около 90% – для газовых. Кроме того, запасы разделяют еще на две группы Балансовые и забалансовые – рентабельные или нерентабельные на данной стадии разработки запасы нефти или газа. Извлекаемые запасы входят в балансовые. По степени изученности запасы нефти и газа подразделяются на 4 основные категории А, В, Си С. Запасы категории А – наиболее детально разведаны, подсчитаны по площади детально изучены геолого-физические параметры пласта и свойства флюидов. Запасы категории В – еще требуют детализации, имеются приближенные данные о геолого-физических данных пласта (приток нефти хотя бы по двум скважинам. Запасы категории С – определены лишь поданным геологоразведочных и геофизических работ хотя бы по одной скважине и по аналогии с соседними месторождениями. Запасы категории С 2 еще значительно не разведаны. 1.1.3. Отбор и подготовка кернов к исследованию. Экстрагирование Изучение физических и физико-химических свойств насыщенных пористых сред производится главным образом путем лабораторных анализов кернов и проб нефти, воды и газа (называемых пластовыми флюидами, отбираемых из скважин. Керном называется образец горной породы, отобранный из продуктивного нефтегазоносного коллектора. Причем, если анализ проб флюидов довольно точно может характеризовать их свойства по всему по- ровому пространству, то анализ керна дает характеристику слишком малой площади поперечного сечения пласта по сравнению с общей площадью, приходящейся на одну скважину. Тем не менее, изучение кернового материала целесообразно и необходимо, но число и порядок отбора должен быть правильно организован. Отбор кернов производится в процессе бурения скважин (краткие сведения о принципах бурения скважин и процессе бурения приведены в дополнительном материале к главе 1 Приложения. Отбор кернов – образцов горных пород производится по отдельным разведочным скважинам, расположенным по площади залежи с учетом геологических особенностей строения продуктивных пластов. Образцы отбираются в продуктивной части разреза скважины. Поскольку в пределах разреза скважины свойства пород могут меняться значительно, необходимо стремиться кто- му, чтобы каждый метр разреза был представлен не менее чем тремя – четырьмя образцами породы для анализа. После извлечения керна на поверхность куски породы очищают от глинистого раствора и осматривают. При описании керна указывают степень однородности и характеристику породы, крупность и характер «скатанности зерен, характер цементирующего материала, слоистость, трещиноватость, цвет, признаки нефтеносности и др. В описание заносят номер образца, глубину и мощность интервала отбора и намечают образец к исследованию физических свойств и нефтеводонасыщенности. Лучшим способом хранения керна, намеченного к исследованию нефтеводонасыщенности, считается способ парафинирования. После описания образец помещается в плотно прилегающий к породе слегка увлажненный целлофановый пакет, который затем покрывается парафинированной марлей. При увлажнении пакета предотвращается испарение воды из керна. Каждый образец должен быть снабжен этикеткой с указанием номера образца, интервала отбора и номера скважины. Анализ кернов производится в следующем порядке. С образца снимают парафин и поверхностный слой породы толщиной не менее 5 мм. Затем вырезают среднюю часть образца длиной 4 см, распиливают ее вдоль осина две части. Они предназначаются для определения коэффициентов нефтенасыщенности, во- донасыщенности, пористости, а также содержания хлоридов, карбонатности и смачиваемости. С использованием верхней части образца определяют нефтеотдачу, проницаемость и зависимость остаточной насыщенности от калиллярного давления. Нижняя часть образца керна используется для механического и петрографического анализа породы. При проведении некоторых анализов требуются образцы правильной геометрической формы. Изготовление образцов необходимой формы производится вручную с помощью напильника, наждачного круга, либо на специальных обдирочных станках. В таблице приведены наименьшие размеры образцов, необходимые при различных целях исследования кернового материала Таблица 1.1 Наименьшие размеры образцов, пригодных для изучения их физических свойств Нефтенасыщенность Кусочки массой не менее 30–40 г Плотность 3×5×3 см 2 Пористость полная эффективная от 10 до 12 см 3 от 15 до 20 см 3 Проницаемость на приборе ГК-5; УИГК-1М цилиндр высотой и диаметром 4 см цилиндр высотой и диаметром не менее 3 см Карбонатность кусочки объемом до 1 см 3 Гранулометрический состав кусочки массой не менее 50 г Изучение микротрещиноватости 6×10×2 см Образцы пород, насыщенные нефтью и водой, перед проведением всех анализов, кроме определения коэффициента нефтево- донасыщености, освобождают от содержимого путем промывки спиртобензольной смесью (или другими растворителями) в аппарате Сокслета и высушивают до постоянной массы при температуре о С. Определение водо- и нефтенасыщенности проводят на аппаратах Дина, Старка и Закса. 1.1.4. Водонасыщенность горных пород Содержание воды в породе определяется через коэффициент водонасыщенности. Коэффициентом водонасыщенноcти называется отношение объема в содержащейся в образце воды к суммарному объему пор п данного образца: П В В V V S Определение коэффициентов может быть составной частью лабораторных и экспериментальных исследований по изучению вытеснения нефти различными агентами из моделей пласта. Знание величин является важными потому, что они определяют фазовые проницаемости для воды при их фильтрации, тем самым динамические характеристики фильтрационного потока. Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей – структурой пори составом пород, физико-химическими свойствами породи пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т.д. Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной, если же пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ нефти поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Следовательно, формы существования остаточной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы играет значительную роль. Это необходимо учитывать при изучении нефтеотдачи пласта. По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают неодинаковые мнения. Однако большинство из них приходят к заключению о существовании 1. Капиллярно-связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы. 2. Адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбционной воды значительно отличаются от свойств свободной. 3. Пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы. 4. Свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода – нефть, вода – газ. При анализе кернового материала в образце породы определяется общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Это объясняется неопределенностью условий существования и классификации остаточной воды и сложностью раздельного ее определения по видам. Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует, и большая часть остаточной воды находится в капил- лярно-удержанном состоянии. При этом от свойств воды в большой степени зависит состояние связанной воды. С увеличением концентрации солей в минерализованной остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, в последующем увеличивается степень гидрофобизации твердой фазы нефтью вследствие де- сольватирующего (те. разрушающего сольватные слои) действия ионов солей. Устойчивые пленки возникают только при очень низком поверхностном натяжении между водой и нефтью и слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабоминерализованные сильнощелочные воды, последние находятся в капиллярно-удержанном и пленочном состоянии. Вопросы для самопроверки. Что такое коллекторы, типы коллекторов 2. На какие группы подразделяются коллекторы нефти и газа по геологическому формированию 3. Чем определяется структура породы, назовите их классификацию 4. В чем сходство и различие терригенных и карбонатных коллекторов. Что такое керн 6. Каков порядок отбора кернового материала к анализу 7. К каким основным видам относят залежи нефти и газа 8. Как классифицируются запасы нефти и газа 9. В чем различие между геологическими и извлекаемыми запасами 10. Дайте определение коэффициентам водо- и нефтенасыщенности коллектора 11. Единицы измерения водонасыщенности? 12. Какие существуют методы определения водонасыщенности? 13. Каково принципиальное различие между аппаратами Сокслета, Закса, Дина и Старка 14. В чем заключается основная идея метода Мессера? 15. Что такое остаточная вода, каковы основные виды ее нахождения в пористой среде 16. Свойства остаточной воды. 15 1.2. Коллекторские свойства горных пород 1.2.1. Структура пористых сред Физические свойства пород-коллекторов нефтегазоносных пластов в решающей степени определяют показатели и эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений. В настоящее время широкое распространение получили лабораторные, гидродинамические и геофизические методы изучения физических свойств горных пород. Гидродинамические и геофизические методы исследования позволяют получить информацию о физических свойствах по- род-коллекторов в районе эксплуатации скважин и по своей сути дают интегральные, обобщенные характеристики. Лабораторные методы основаны на исследовании кернового материала, являются наиболее точными и дают информацию о физических свойствах небольших по размерам объемов пород. Фильтрационные, коллекторские и физические свойства пород нефтегазовых пластов характеризуются следующими основными параметрами 1) гранулометрический (механический) состав 2) пористость 3) проницаемость 4) удельная поверхность 5) карбонатность; 6) капиллярность 7) механические свойства (плотность, упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформации, сжимаемость 8) термические свойства (теплопроводность, теплоемкость, температуропроводность, термическое расширение 9) электрофизические свойства 10) магнитные и радиоактивные свойства. В связи с разнообразием условий формирования осадков кол- лекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерная особенность большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение свойств пород во всех направлениях. Свойства пород находятся в тесной зависимости от химического состава, структурных и текстурных особенностей их строения. Химический состав породи происхождение пор во многом определяют структуру порового пространства – конфигурацию, размеры и сообщаемость пор. Основными коллекторами являются породы осадочного происхождения. Они обычно характеризуются слоистостью, часто содержат органические остатки, иногда обладают яснокристал- лическим строением при однородности минерального состава. По своему происхождению осадочные породы подразделяются натри большие группы: Обломочные – породы, являющиеся продуктом разрушения различных горных пород они сохраняются в рыхлом или сцементированном состоянии при процессах диагенеза (стадия формирования осадка путем постепенного уплотнения) и эпигенеза (видоизменение породы при продолжающемся прогибании земной коры. Химические. Органогенные. Структура породы определяется преимущественно размером и формой зерен. По размерам различают структуры псефиты – порода состоит из обломков средним диаметром более 2 мм псаммиты – размер зерен составляет 0,1 ¸ 2 мм алевриты – размер зерен составляет 0,01 ¸ 0,1 мм пелиты – порода состоит из частиц 0,01 мм и менее. К текстурным особенностям породы относят слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположе- ние и количественное соотношение цемента и зерен породы и некоторое другие черты строения. Роль цемента часто выполняют глинистые вещества. Текстура горной породы характеризуется расположением и распределением ее составных частей. Основным текстурным признаком осадочных пород является их слоистость. Слоистость бывает горизонтальная, косая и неправильная. Характер слоистости влияет на фильтрационные свойства пород в вертикальном и горизонтальном направлениях, а также на выбор методов воздействия на призабойную зону пласта (например, применение гидроразрыва пласта с целью увеличения притока пластовых флюидов в скважину. К текстурным свойствам породы также относятся взаиморас- положение и количественное соотношение цемента и обломочных зерен (состав и структура цементирующих веществ влияют на коллекторские свойства пород. Цементом называются минеральные вещества, заполняющие в породе промежутки между крупными зернами и обломками и связывающие их между собой. По вещественному составу цементы разделяются на два основных типа мономинеральный и полиминеральный. Чаще всего в песчано-алевритовых породах встречается полиминеральный цемент. Наиболее распространены различные глинистые цементы, меньше – цементы хемогенного происхождения (карбонаты, сульфаты, окислы и гидроокислы различных элементов, накапливающиеся путем осаждения из растворов. |