Геология нефти и газа

Вязкость  пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также  от минерализации и химического  состава. Вязкость пластовых вод  нефтяных и газовых месторождений  составляет 0,2— 1,5 мПа×с.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности  и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит  от химического состава и при  соответствующей химической обработке  воды может быть значительно снижено.

Радиоактивность вызвана наличием в воде урана, радия  и радона.

Электропроводность  воды зависит от ее минерализации. Пресные  воды плохо проводят или почти  не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу  измерения которого принят 1 Ом×м.

КОЛЛЕКТОРЫ  НЕФТИ И ГАЗА

Коллекторами  нефти и газа являются такие породы, которые способны вмещать нефть  и газ и отдавать их при перепаде давления.

Любая порода, которая содержит сообщающиеся между собой поры, пустоты, трещины, может стать коллектором.

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, алевролитам, а также  в виде смеси их с глинами и  аргиллитами. Для характеристики терригенных  коллекторов большое значение имеет  их минералогический и гранулометрический составы.

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 %).

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 ее коллекторские  свойства.

Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. Среди  карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные или  органогенные толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей.

По  величине обломков различают породы:

 

Группа породы Размер обломков, мм

1 Грубообломочные (псефиты) более 1,0

2 песчаные (псаммиты) 1,0-0,1

5 пылеватые (алевриты, алевролиты) 0,1 -0,01

4 глинистые (пелиты) менее 0,01

 

Свойства  горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами.

Порами  обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком  каркасе породы, называемом матрицей.

Каверны - это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных  компонентов или их перекристаллизации.

Трещины - совокупность разрывов, рассекающих  горную породу, в основной массе  образованная в литогенезе и связанная  с формированием осадочной горной породы.

Биопустоты - к ним относятся внутренние пустоты  в раковинах, внутри коралловых скелетов, в известняках ракушечниках.

Емкость определяется пористостью — объемом  пустот в породе. Пористость по генетической классификации может быть:

Первичной - пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами - межзерновые  поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.).

И вторичной - поры образуются в результате последующих процессов: разлома  и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения  трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Пористость измеряется в  процентах.

Пористость  коллекторов

 

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым  веществом.

Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.

1) общая (абсолютная) – объем всех пор в породе (изолированных и сообщающихся). Коэффициент общей пористости – представляет собой отношение объема всех пор к объему образца породы.

Кnобщ = Vвсех пор / Vобр

2) открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:

Кnоткр = Vсообщ / Vобр

Всегда  меньше, чем коэффициент общей  пористости.

3) эффективная – определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы.

Кnэф = Vэф / Vобр

Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.

Пористость  пород меняется с глубиной при  увеличении давления, но не все так  однозначно, поскольку увеличение пористости с увеличением давления может  произойти при растрескивании, например аргиллитов.

Размер  пор пород (по Б.А.Соколову)

 

Размер  пор, мм Характеристика движения жидкости

больше 0,1 - сверхкапиллярные возможно движение жидкости под действием силы тяжести

0,005 до 0,1 - капиллярные на перемещение жидкости влияют силы капиллярного давления

меньше 0,005 - субкапиллярные, жидкость связана в виде пленок на стенках и не двигается

 

Проницаемость коллекторов

 

Проницаемость пористой среды – это способность  пропускать жидкость или газ при  перепаде давления.

 

Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость  горной породы.

Абсолютная  проницаемость - это проницаемость  горных пород для однородной инертной жидкости или газа при отсутствии заметного физико-химического взаимодействия их с пористой средой.

Фазовая проницаемость - проницаемость горных пород для какой-либо жидкости или  газа при одновременном наличии  в ней других флюидов (газ —  вода, вода - нефть, газ - нефть - вода) для  данной жидкости или газа, зависит  от степени насыщенности пор породы этой жидкостью или газом.

Относительная проницаемость — отношение фазовой  проницаемости к абсолютной. Величина безразмерная, может изменяться от 0 до 1.

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящее сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного  сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного  пути

Qж  = Кпр *•F* (ΔP) / μ * Δℓ                              

где Q-объемный расход жидкости в м3/с;  kпр – коэффициент проницаемости  в м2; F – площадь поперечного  сечения в м2; m - вязкость флюида в Па×с; L – длина пути в см; (P1-P2) – перепад давления в Па;

В случае фильтрации газа коэффициент  проницаемости рассчитывается по формуле:

 

 

  где Q0-объемный расход газа  приведенный к атмосферному давлению; Р0 – атмосферное давление  в Па; F – площадь поперечного  сечения в м2; m - вязкость флюида в Па×с; L – длина пути в см; P1 - начальное давление в Па; P2 – конечное давление в Па;

Единица коэффициента проницаемости называемая Дарси, Анри Филибер Гаспар Дарси (фр. 10 июня 1803, Дижон, — 2 января 1858, Париж) —  французский инженер-гидравлик, обосновавший закон Дарси (1856), связывающий скорость фильтрации жидкости в пористой среде  с градиентом давления. Именем Дарси  названа единица измерения проницаемости  пористой среды. Под руководством Дарси  в г. Дижоне была создана первая в  Европе система городских очистных сооружений с различными фильтрационными  засыпками. Это настолько изменило город в лучшую сторону, что уже  на следующий день после смерти Дарси  от пневмонии главной площади  города было присвоено его имя.

Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси или  мкм2×10-3   1Д»1.02× ×10-3 мкм2»1.02×10-12м2»1000мД.

Проницаемость в большей степени зависит  от наличия трещин, хотя доля их в  пустотном пространстве составляет десятые и сотые доли процента. Объясняется это высокой проводимостью  трещин по сравнению с порами гранулярных  коллекторов, поэтому трещины создают  в пласте направления преимущественной фильтрации.

 

Гранулометрический (механический) состав пород

Содержание  в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах, называется гранулометрическим (механическим) составом.

От  гранулометрического состава зависят  не только пористость, но и другие важнейшие  свойства пористой среды: проницаемость, удельная поверхность и др.

На  основании результатов механического  анализа, проводимого в процессе эксплуатации месторождения, для оборудования забоев нефтяных скважин подбирают  фильтры, предохраняющие скважину от поступления  в нее песка, подбирают режимы промывок песчаных пробок и т.д. Анализ механического состава широко применяется  не только для изучения свойств, их происхождения, но и в нефтепромысловой практике. Механический состав определяют ситовым анализом (a >  0,05 мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.

 

Нефтегазоводонасыщенность - это отношение объема V нефти, газа и воды, находящихся в пустотном  пространстве, к объему пустотного пространства Vп (пустот).

V= Vн/ Vп;    V= Vв/ Vп;    V= Vг/ Vп;

 

Карбонатность нефтегазосодержащих  пород  - это  суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО3, CaMg(CO3)-2) .

Чем выше карбонатность, тем ниже проницаемость  пород и в целом хуже коллекторные свойства.

По  мере роста карбонатности песчаников постепенно снижается их пористость, а когда карбонатность достигает 10%, снимается и проницаемость. При  карбонатности 25¸30% песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.

 

Удельная  поверхность  - суммарная поверхность  частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объёма горной породы.

Величина  ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен  0,2 мм удельная поверхность превышает 20 000 м2/м2). Вследствие этого в виде пленочной  нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.

УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ

Флюидоупоры

Породы  плохо проницаемые, перекрывающие  и экранирующие скопление нефти  и газа по кровле и подошве, называются покрышками.

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи. Наиболее распространенными считаются  глины. Кроме глинистых пород  и соленосных толщ покрышками могут  служить и другие разновидности  осадочных и даже магматических  пород.

 

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

 

Природным резервуаром называется природ¬ная емкость для нефти, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать  и форма которой обусловлена  соотношением кол-лектора с вмещающим  его (коллектор) плохо проницаемыми по¬родами.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном  пространстве по¬род—коллекторов природных  резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления.

Строение  природных резервуаров определяется их типом, ве¬щественным составом слагающих  их пород, типом пустотного пространства пород-коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массив¬ные и литологически ограниченные. Они могут быть сложены по¬родами  разного вещественного состава: терригенными, карбонат¬ными, вулканогенными.

    Пластовый резервуар – это проницаемый пласт, ограниченный флюидоупорами в кровле и подошве (рис.1).

 

Рис.1.

Массивный резервуар представляет собой большую  толщу (несколько сот метров) проницаемых  пород, перекрытую флюидоупором.