ре. Учебное пособие Издательство Нижневартовского государственного университета 2017
 Скачать 4.03 Mb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Нижневартовский государственный университет ФИЗИКА ПЛАСТА Учебное пособие Издательство Нижневартовского государственного университета 2017 ББК 33.244 Ф 48 Печатается по постановлению Редакционно-издательского совета Нижневартовского государственного университета Рецензенты кандидат технических наук, доцент кафедры Нефтегазовое дело филиала Тюменского индустриального университета в г. Нижневартовске В.Г. Краснов доктор технических наук, профессор, генеральный директор ЗАО Нефтегазовый центр научно-исследовательских и проектных работ МА. Ахметшин Ф 48 Физика пласта Учебное пособие / Авт.-сост. Т.Б. Кочина, В.Н. Спиридонова, Н.Н. Родионцев, И.А. Круглов. – Нижневартовск Изд-во Нижневарт. гос. унта, 2017. – 214 с. ISBN 978-5-00047-366-5 В учебном пособии, состоящем из двух частей – петрофизи- кии физики насыщенных пористых сред, отражены современные представления о коллекторских, физико-механических, электрических, теплофизических и других свойствах горных порода также физико-химических свойствах насыщающих их флюидов, характере и закономерностях их взаимодействия со скелетом горных пород. Предназначено для студентов, обучающихся по направлению. Нефтегазовое дело». ББК 33.244 ISBN 978–5–00047–366–5 © Издательство НВГУ, 2017 © Кочина Т.Б, Спиридонова В.Н., Родионцев Н.Н., Круглов И.А., составление, 2017 ПРЕДИСЛОВИЕ Физика нефтяного и газового пласта в предлагаемом изложении включает в себя две части петрофизику как науку, изучающую строение, коллекторские, физико-химические, электрические, упругие, термические и другие свойства горных породи физику насыщенных пористых сред, изучающую физико- химические свойства природных флюидов и их взаимодействие с породой-коллектором. Сложившееся к настоящему времени представление о петро- физике предполагает рассмотрение ее в нескольких аспектах это и наука о Земле, изучающая физические свойства горных породи руд исторически – это наука, освещающая состояние и эволюцию вещества Земли и других планет Солнечной системы и небесных сред. В ряде учебников петрофизика рассматривается как фундаментальная наука по отношению к геофизическим методам геологии и разведки полезных ископаемых сейсморазведке, термо- и радиометрии и др. Рассматривая петрофизику как часть физики насыщенных пористых сред, имеют ввиду физику коллекторов нефти и газа в качестве базового раздела для дальнейшего изучения физики нефтегазового пласта. С этих позиций петрофизика является составной частью физики (механики) сплошных сред, которая использует макроскопический подход для описания весьма сложных явлений, связанных с хаотичным движением частиц в огромном множестве пор, сжимаемостью среды, ее деформацией и другими процессами и эффектами. Практическое применение такого макроскопического подхода требует осреднения параметров, характеризующих пористую среду как сплошную гетерогенную систему. Кроме того, в процессе разработки нефтяных месторождений и изменения процессов, происходящих в недрах Земли, насыщенные пористые среды подвергаются внешнему воздействию в виде тектонических сил, тепловых, электромагнитных и других полей. Вообще пористые среды широко представлены в различных природных процессах и технических задачах. Они являются частным случаем гетерогенных сред, тес физической точки зрения неоднородных по составу неоднофазных систем. Встречающиеся на практике пористые среды насыщены различными жидкими и газообразными смесями (это относится, в первую очередь, к нефтяными газовым месторождениям, а также и твердыми включениями различной природы – от нефтяных битумов и газогидратов до минералов и руд. В традиционно разработанных курсах физики нефтяных ига- зовых пластов изучение коллекторских свойств горных пород, их механических, тепловых, электрических и других параметров носит, как правило, описательный характер. Однако современные достижения в этой области науки, которые ведутся весьма интенсивно благодаря истощению запасов легко добываемых полезных ископаемых (в первую очередь, нефти) и необходимости в связи с этим поиска новых, высокоэффективных технологий (таких, например, как воздействие на продуктивные залежи тепловых, акустических и электромагнитных полей, показали, что такой описательный подход оказывается недостаточным. Требуется не только более глубокое понимание физико- химических процессов, протекающих в столь сложно построенных системах, но и умение прогнозировать их поведение при изменении факторов внешнего воздействия, вплоть до синергетического анализа процессов и явлений. Во второй части – физике насыщенных пористых сред – основное внимание уделяется, во-первых, изучению физико-хими- ческих свойств пластовых жидкостей и природных газов и, во- вторых, степени их взаимодействия с коллекторами различного происхождения. Рассмотрены молекулярно-поверхностные явления в насыщенных пористых средах, процессы, связанные с фазовыми превращениями углеводородов в нефтяных пластах и т.д. Особое внимание уделено адсорбционным явлениям, сопровождающим фильтрационные процессы в насыщенных пористых средах, практически неосвещенным в современной учебной литературе по физике нефтегазового пласта. Последнее особенно важно для прогнозирования эффективности извлечения углеводородов из залежей и поиска новых методов повышения нефте- и газоотдачи пластов в современных условиях, когда доля легкой нефти стремительно уменьшается, ив разработку включаются месторождения со все более осложненными геолого-физическими условиями низкая проницаемость коллектора, высокая вязкость нефти, возрастание доли карбонатных коллекторов и т.д. При этом основным методом вытеснения нефти остается заводнение, что позволяет извлекать из недр не более половины запасов нефти, обусловленное, прежде всего физико-химическими явлениями, происходящими в насыщенных пористых средах. Поэтому целью настоящего курса является не только описание основных физических параметров продуктивных коллекторов и закономерностей их взаимодействия с пластовыми флюидами, но и анализ возможных изменений этих свойств и процессов под воздействием внешних факторов и физических полей. Учебное пособие предназначено, в первую очередь, для студентов классических университетов по направлению нефтегазовое дело. Поэтому включает в себя, с одной стороны, некоторые известные для нефтяников сведения, в частности, из геологии и бурения скважин, с другой стороны, рассматривает процессы и явления, происходящие в продуктивных пластах, с более физической точки зрения. Такой подход, на наш взгляд, весьма полезен студентам-бакалаврам и студентам-магистрам нефтяных вузов. 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 [1]. Горные породы разделяются на 3 основные группы изверженные, осадочные и метаморфические. Метаморфические породы являются результатом глубокого изменения изверженных и осадочных пород [1]. 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 [1]. 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 [1]. 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 [2]. 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 [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 [2]. 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 [1, 2]. 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 [1]: 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 |