Учебное пособие 2е издание 2 Тема Физические свойства горных породколлекторов нефти и газа. Природные коллекторы нефти и газа
 Скачать 2.67 Mb.
|
|
Министерство энергетики Российской Федерации Управление кадров и социальной политики Покрепин Б.В. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ 2-е издание 2 Тема 1. Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа. 1.1. Природные коллекторы нефти и газа. Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа - его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде - типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные. Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы. Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами. Коллекторские свойства горных пород в первую очередь обусловливаются наличием в них пустот (пор, трещин и каверн). Поры — это пустоты, образованные межзерновыми пространствами и представляющие собой сложные капиллярные системы. Трещины — пустоты, образовавшиеся в результат разрушения сплошности породы, как правилопод действием механических напряжений, и характеризующиеся несоизмеримостью одного линейного размера по отношению остальным. Каверны — пустоты значительного размера, образовавшиеся в результате выщелачивания горной породы. В отличие от пор в кавернах гравитационные силы преобладают над капиллярными. Обычно к кавернам относят пустоты с линейными размерами более 1 3 мм. Поровыми коллекторами сложены многочисленные месторождения нефти и газа земного шара. Кавернозного типа коллектор, как и чисто трещинного, встречается значительно реже. Чаще коллекторы бывают смешанного типа, особенно трещинно-порового. Коллектор порового и трещинно-порового типов, как правило, связан с терригенными породами В них содержится около 60% мировых запасов нефти и 76% запасов газа. Коллектор трещинного и кавернового типов характерны для карбонатных пород. В терригенных и карбонатных породах содержится 99% мировых запасов нефти и газа. Вместе с тем карбонатные отложения из-за высокой продуктивности обеспечивают около 60% мировой добычи нефти. В России основные коллекторы нефти и газа — терригенные породы. В то же время эксплуатируется и более 200 месторождений с карбонатными коллекторами. Удельный вес запасов нефти в карбонатных коллекторах и ее добычи из них постоянно возрастает. Коллекторские свойства пород нефтяного и газового пласта характеризуются следующими показателями: 1) гранулометрическим составом пород; 2) пористостью; 3) проницаемостью; 4) капиллярными свойствами; 5) удельной поверхностью; 6) механическими свойствами; 7) насыщенностью пород водой, нефтью и газом. 1.2. Гранулометрический состав пород. 3 Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное, как правило, массовое содержание в породе частиц различной крупности. Им в значительной степени определяются многие свойства породы: пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. п. По механическому составу можно судить о геологических условиях отложения пород залежи. Так как размеры частиц породы обуславливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти. В процессе эксплуатации скважин на основании гранулометрического состава подбирают фильтры, предотвращающие вынос песка из пласта в скважину. Гранулометрический состав горной породы определяют ситовым и седиментационным анализами, ситовый анализ применяется для фрационирования частиц размером более 0,05 мм. Содержание частиц меньшего размера находят седиментационным анализом. Для проведения ситового анализа проэксграгированный от остаточной нефти и высушенный образец породы массой 40— 50 г дробят на кусочки, не разрушая отдельных зерен, и обрабатывают 10%-ным раствором соляной кислоты для удаления карбонатов. После этого образец растирают пробкой в форфоровой чашке с одновременной промывкой водой для удаления глинистой фракции. Отмытую породу высушивают, взвешивают и просеивают через набор сит в течение 15 мин. Оставшиеся на каждом сите фракции взвешивают и результаты записывают в таблицу. Суммарная масса фракций должна совпадать с начальной массой отмытой высушенной породы. Седиментационный анализ основывается на зависимости скорости падения частицы в вязкой жидкости от размера частицы. Определение скорости свободного падения частиц породы в жидкости производится по формуле Стокса для частиц сферической формы: (1.1) где — скорость осаждения частиц в жидкости; g — ускорение свободного падения; d — диаметр частиц; — кинематическая вязкость жидкости; — плотность жидкости; — плотность частиц породы. Считается, что формула Стокса справедлива для частиц диаметром 0,1 — 0,001 мм. На скорость осаждения частиц меньшего размера ощутимое влияние оказывают броуновское движение и слои адсорбированной на поверхности частиц жидкости, не учитываемые в формуле (1.1). Наиболее распространенные методы седиментационного анализа — пипеточный метод, метод отмучивания потоком воды и метод взвешивания осадка. Результаты гранулометрического анализа представляют в виде таблиц, гистограмм и графиков, иллюстрирующих связь между диаметром частиц и их массовых долей в породе. Графически гранулометрический состав можно представить в виде интегральной кривой распределения (рис. 1.1) или графика плотности распределения частиц по размерам (рис. 1.2). Точки интегральной кривой распределения получают, отмечая, как правило, в полулогарифмических координатах диаметр и суммарную массовую Долю частиц, начиная от нуля и кончая данным диаметром. 4 Рис.1.1 Кривая суммарного гранулометрическтго состава зерен породы Рис. 1.2. Крсвая распределения зерен породы по размерам (1) и гистограмм (2) По интегральной кривой распределения судят о неоднородности пород по размерам слагающих ее зерен. Количественно она характеризуется отношением d 60 /d 10 , где d 60 , d I0 — диаметры, для которых суммарная доля частиц с диаметрами от нуля до данного диаметра, составляют соответственно 60 и 10% (точки 2 и 5 на рис. 1.2). Для нефтяных месторождений эта величина обычно изменяется от 1,1 до 20. По диаметру, соответствующему суммарной массовой доле 90% (точка 1 на рис. 1.1), подбирают забойные противопесчаные фильтры с определенными размерами отверстий. 1.3. Пористость горных пород. Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость — показатель, широко используемый для характеристики коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи. Количественно пористость характеризуется коэффициентами полной и открытой пористости. Коэффициентом полной (абсолютной) пористости т n называют отношение объема всех пор V пор образца к видимому его объему V o6р : m n = V пор /V o6p (1.2) Коэффициентом открытой пористости т 0 принято называть отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор, к видимому объему образца. Коэффициенты пористости измеряются долях единицы. Их можно выражать в процентах от объема ороды. Для песков значения полной и открытой пористости практически совпадают. В песчаниках и алевролитах полная пористость может на 5 — 6% превышать открытую. Наибольший объем закрытых пустот характерен для известняков и туфов. Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, степени сцементированности частиц. Если бы порода состояла из одинаковых шарообразных частиц, то ее пористость не зависела бы от их диаметра, а определялась только их расположением относительно друг друга. Модель такого грунта, состоящего из шарообразных частиц одинакового диаметра, называют фиктивным грунтом. Эта модель широко используется для изучения связи 5 физических характеристик пористых сред между собой. Для фиктивного грунта при наиболее плотной упаковке частиц пористость составляет 25,9%, а при наименее плотной — 47,6%. Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 — 25%. Для характеристики коллекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны с размером поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно подразделяют на три группы, сверхкапиллярные— диаметром 2 — 0,5 мм; капиллярные — 0,5 — 0,0002 мм; субкапиллярные — менее 0,0002 мм. В крупных (сверхкапиллярных) порах движению жидкости и газа препятствуют только силы трения, в капиллярных порах значительно проявляются также капиллярные силы, а в субкапиллярных порах из-за действия капиллярных сил движение жидкости в природных условиях практически невозможно. Поэтому горные породы, хотя и обладающие значительной пористостью, но имеющие поры преимущественно субкапиллярного характера (глины, глинистые сланцы и другие) относят, как правило, к неколлекторам. С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под давлением вышележащих пород. Наиболее неравномерная пористость у карбонатных пород, которые наряду с крупными трещинами и кавернами имеют плотные блоки, практически лишенные пор. Коэффициент пористости определяют по кернам, извлеченным из скважины при ее бурении, и в лабораторных условиях различными методами. Пористость в лабораторных условиях определяют по объему образца и объему пор в нем. Коэффициент полной пористости вычисляют, используя кажущуюся плотность породы и плотность слагающих ее минералов, по следующей формуле: (1.3) 1.4. Проницаемость горных пород. Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено. Кроме пористости и размера пор на проницаемость горной породы влияют также свойства фильтрующейся жидкости и условия фильтрации. Так проницаемость породы для жидкостей, содержащих активные компоненты, которые способны взаимодействовать с пористой средой, будет существенно отличаться от проницаемости той же породы для жидкостей и газов, нейтральных по отношению к ней. При содержании в пористой среде двух и более фаз (нефти, газа, воды) одновременно проницаемость различна для каждой из фаз, более того, зависит от доли объема пор, занимаемой фазами, и от взаимодействия самих фаз. Это привело к необходимости введения понятий абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей. 6 Рис. 1.3. Графики зависимости относительной проницаемости песка для воды и нефти от водонасыщенности Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации. Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы, фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор. Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной. На рис. 1.3 приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (k в ) и нефти (k н ) от водонасыщенности пористого пространства. Как видно из рисунка, при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, хотя и получаем еще безводную нефть в пределах пластовых градиентов давлений. Это объясняется тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, тем самым уменьшая площадь сечения фильтрационных каналов. При достижении водонасыщенности 80 % фильтрация нефти прекращается, хотя еще в пласте имеется нефть. Поэтому нельзя допускать преждевременного обводнения скважин, необходимо предупреждать попадание воды в призабойную зону при вскрытии пласта, при проведении ремонтных работ. Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтрации Дарси. По этому закону скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорционально вязкости: (1.4) где - скорость линейной фильтрации; k — коэффициент пропорциональности, который называется коэффициентом проницаемости; - динамическая вязкость жидкости; - перепад давления между двумя точками в образце на расстоянии L по направлению движения жидкости. Подставляя значения v = Q/F в формулу (1.4) и решая относительно k, получим (1.5) где Q — объемный расход жидкости через породу; F — площадь поперечного сечения образца. По формуле (1.5) определяют коэффициент проницаемости пород в лабораторных условиях. 7 Размерностью коэффициента проницаемости в Международной системе (СИ) является м 2 . Эта размерность получается, если в формулу (1.5) подставить размерности [L] = м; [F]= H 2 ; [Q]= M 3 / C ; [Р]=Па; [μ]=Па с: (1.6) Таким образом в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости (1 м 2 ) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью поперечного сечения 1 м 2 и длиной 1 м при перепаде давлений 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па • с составляет 1 м 3 /с. Для удобства на практике проницаемость измеряют в микрометрах квадратных - 1 мкм 2 = 10 -12 м 2 Закон Дарси используется для определения как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации. 1.5. Удельная поверхность породы. Удельной поверхностью породы называется величина суммарной поверхности частиц, приходящейся на единицу объема образца. Вследствие небольших размеров отдельных зерен и большой плотности их упаковки общая площадь поверхностей порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Подсчитано, что поверхность зерен правильной сферической формы размером 0,2 мм, содержащихся в 1 м 3 однородного песка, составляет около 20276 м 2 От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной воды, адсорбционная способность и т. д. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать более существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых породах. Удельную площадь поверхности фильтрации нефтесодержащих пород с достаточной точностью можно подсчитать по приближенной формуле: (1.7) где - удельная поверхность породы, м 2 /м 3 ; m - пористость, доли единицы; к - проницаемость, м 2 Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, колеблется в широких пределах - от 40000 до 230000 м 2 /м 3 . Породы, имеющие удельную поверхность более 230000 м 2 /м 3 , проницаемы или слабопроницаемы. Они представлены глинами, глинистыми песками, глинистыми сланцами и т.п. 1.6. Коллекторские свойства терригенных пород. По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые. Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95-98 %), как правило, обладает хорошими коллекторскими свойствами, пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80-95 %, а насыщенность водой - 5- 20%. Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25-50 %), ухудшающих 8 ее коллекторские свойства. Начальная водонасыщенность у полимиктовых коллекторов может достигать 30-40%. Терригенные коллекторы характеризуются очень широким диапазоном фильтрационных свойств. Проницаемость их изменяется от 3-5 до 0,0001-0,001 мкм 2 , а пористость - от 25-26 до 12-14 %. |