Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

При   разработке   нефтяных   (газонефтяных)   и   газовых (газоконденсатных) месторождений  встречаются  различные виды фильтрационных потоков: движение нефти или газа или совместная фильтрация двух или  трех фаз (нефти, газа и воды одновременно). При этом проницаемость пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Под абсолютной проницаемостью (Кабс) принято понимать фильтрующую способность  горной породы (керна) для инертного  в физико-химическом отношении флюида (воздуха или азота) .

Фазовой проницаемостью (Кфаз) называется проницаемость горной породы для данной фазы (нефти, газа, воды) при Наличии в пустотном объеме коллектора одной или двух других фаз, независимо от того, находятся последние в статическом состоянии или принимают участие в совместной фильтрации.

Относительная проницаемость (К' = Кфаз/Кабс) определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной для той же породы.

Для количественной оценки проницаемости горных пород обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

,                                                                        (4.2.1)

где к – коэффициент фильтрации;

      DР - перепад давления;

      m - динамическая вязкость;

      DL - длина участка фильтрации.

Для любого сечения вдоль  потока согласно законам общей гидравлики в тех же условиях фильтрации имеем:

,                                                                                 (4.2.2)

где    Q - объемный расход жидкости в единицу времени;

F - площадь поперечного сечения пористой среды.

 В условиях установившегося  режима, приравняв правые части  (4.2.1) и (4.2.2), имеем:

,                                                                     (4.2.3)

Задав единичные параметры  величинам в формуле (4.2.3): [Q] = 1 см³/сек; [m] == 1 спз; [DL] = 1 см, [F] = 1 см²; [DР] = 1 кгс/см², для размерности проницаемости в (4.2.3) получим: [k] = 1 дарси (1 Д).

При использовании для  тех же величин размерностей в  Международной системе единиц, размерность проницаемости:

              .                                           (4.2.4) 

При этом 1 Д@10^-12м2 = 1 мкм².

При расчете проницаемости  по газу вследствие его сжимаемости  следует ввести средний объемный расход, приведенный к среднему давлению и средней температуре образца:

,                                                                     (4.2.5)

где Q_Г =2Q₀P₀/P₁+P₂ (согласно закону Бойля-Мариотта).

Тогда (4.2.5) приобретает  вид:

,                                                                 (4.2.6)                                

где P₁ и Р₂ - давления в газовом потоке до и после образца.

Формулы (4.2.3) и (4.2.6) справедливы  для одномерных (плоскопараллельных) потоков. При использовании решений из подземной гидромеханики для плоскорадиальной фильтрации (случай притока к скважине) имеем: при фильтрации жидкости

;                                            (4.2.7)

при фильтрации газа                                 

,                                        (4.2.8)

где R_K и r_C - соответственно радиусы контура питания и скважины;

      Р_ПЛ и Р_ЗАБ - пластовые и забойные давления.

4.3. НАСЫЩЕННОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ

В породах - коллекторах, содержащих нефть и газ, обычно находится остаточная (погребенная) вода, которая в определенных условиях фильтрации может удерживаться в пустотной среде молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Образование остаточной воды обязано генетическими особенностям формирования залежей нефти и газа.

Количественно содержание того или иного флюида в коллекторе определяется коэффициентом насыщенности:

,                                                                                    (4.3.1)

,                                                                                    (4.3.2)

,                                                                                    (4.3.3)

где Vн, Vв и Vгаз - соответственно объемы нефти, воды и газа в поровом объеме - Vnop.

Содержание остаточной воды в песчаниках и алевролитах, а также в некоторых карбонатных коллекторах может меняться от нескольких до 70 и более процентов, составляя в среднем 20-30%.

Изучение остаточной (начальной) водонасыщенности имеет большое Практические значение как в  подсчете запасов нефти и газа, так и в определении условий фильтрации и и конечном итоге - нефтеотдачи пластов.

Величина остаточной водонасыщенносги зависит от содержания в цементе  коллекторов глинистых минералов (каолинита, монтмориллонита, гидрослюд). В прелелах нефтяных залежей, как правило, большая начальная нефтенасыщенность отмечаются в купольной части структур к ВНК ее величина может значительно снижаться. Наблюдаются при этом переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхло связанная вода, вступающая в поток при создании депрессий па забоях добывающих скважин. Толщины ПЗ контролируются большим числом факторов и могут достигать первых десятков метров. Отсюда возникла сложная проблема в выработке запасов из недонасыщенных пластов, так как уже в начале разработки месторождения скважины сразу подают обводненную продукцию. Примерами могут служить Суторминское, Советеско-Соснинское, Талинское месторождения Западной Сибири.

Нефтеводонасыщенность может определяться двумя основными методами:

1) по керну (в аппаратах Закса);

2) по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.

4.4 УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ  ПОРОД

Удельная поверхность  пород - суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца, - зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы.

Проницаемость, адсорбционная  способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т. д. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Работами советских ученых М. М. Кусакова, Б. В. Дерягина, К. А. Зинченко, Ф. А. Требина установлено, что кроме объемных свойств жидкостей и газов (например, плотности, вязкости): на характер фильтрации нефти влияют и молекулярные явления, происходящие на контактах жидкости и породы. Объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются действием молекул, распространенными внутри жидкой фазы. Поэтому в крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.

Таким образом, удельная поверхность - одна из важнейших характеристик горной породы.

Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, сложно точно определить ее величину. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами размерами от десятков и сотен микрометров (по диаметру) до размеров молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенного значения, а зависит от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул, имеющих одинаковые размеры, можно по опытным данным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.

У мелкопористых сред при адсорбции существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул веществ наблюдаются значительные отклонения в размерах удельной поверхности (явление это носит название ультрапористости).

Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму (фиктивный грунт), то поверхность всех частиц в 1 м³ породы составила

,                                                   (4.4.1)

где Sуд—удельная поверхность, м²/м³; т—пористость, доли единицы; d—диаметр частиц, м.

Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее значения по каждой фракции гранулометрического состава

.                                                                (4.4.2)

Здесь Р - масса породы, кг; Р_i - масса данной фракции, кг;

di— средние диаметры фракций (в м), определяемые по формуле

,                                                            (4.4.3)

где d`i и d"i —ближайшие стандартные размеры отверстий сит.

4.5. ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИИ СОСТАВ

Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное содержание в породе частиц различного размера, выраженное в весовых процентах.

Гранулометрический анализ выявляет степень дисперсности минеральных частиц, слагающих горную породу. Пески и слабосцементированные песчаники легко подвергаются разделению зерен по фракциям. Сцементированные разности гранулярных коллекторов можно изучить лишь по шлифам под микроскопом. Иногда прибегают к дезинтеграции (разрушению) коллектора до песка.

Гранулометрический анализ позволяет восстановить палеогеографические условия отложения пород, т.е. установить условия сноса и отложения обломочного материала. От степени дисперсности обломков пород зависят многие свойства пористой среды (пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т.д.). От размеров частиц гранулярной среды зависит количество нефти, остающейся в пласте после завершения процесса разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен или цементирующих компонентов среды, или в форме капиллярно удержанной нефти.

Данные гранулометрии в нефтепромысловой практике используют для подбора  оптимальных конструкций фильтра  скважин для рыхлых пластов (в частности в сеноманских водозаборных скважинах Западной Сибири, эксплуатирующих слабо сцементированные песчаники).

Механический состав пород определяют ситовым анализом с размерами ячеек сит 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0,5 и 0,25 мм. При наличии в породе коллоидно-дисперсных минералов применяют седиментационный анализ.

5. ФОРМИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ Т ГАЗА. РОЛЬ ГИДРОТЕРМАЛЬНЫХ ПРОЦЕССОВ

Формирование коллекторов  нефти и газа в осадочных и  вулканогенных породах определяется теми геологическими и геохимическими процессами, которые формируют или  преобразуют структуру и минеральную  часть пород, создавая емкостное пространство. До недавнего времени основными геологическими факторами, обеспечивающими высокие коллекторские свойства пород, считались благоприятные палеогеографические условия, при которых могли формироваться песчаные тела и рыхлые карбонатные массивы (рифы), а прогнозирование коллекторов осуществлялось с помощью палеогеографических реконструкций.

В связи с увеличением глубины  бурения при поисково-разведочных  работах, помимо фациального анализа, широкую популярность получил катагенетический подход к познанию изменчивости физических свойств пород. Тенденция изменения коллекторских свойств пород по мере увеличения глубины залегания рассматривается обычно как процесс, связанный с погружением осадочных толщ, их уплотнением и преобразованием. Однако накопленный к настоящему времени большой фактический материал по пространственной изменчивости коллекторов в различных нефтегазоносных районах свидетельствует о том, что ни фациальный анализ продуктивных толщ, ни региональная катагенетическая зональность не могут достаточно полно объяснить существующую неравномерность емкостных свойств пород. Более убедительные результаты, в частности при объяснении неоднородности фильтрационных свойств, получены при привлечении данных о трещиноватости горных пород, которые, однако, не дают четкого представления о емкости резервуара, хотя определяющая роль трещиноватости в фильтрации флюидов в любых скальных породах не вызывает сомнения.

Для понимания процесса формирования полезной емкости коллекторов рассмотрим некоторые факты, полученные за последние годы при изучении различных типов коллекторов нефти и газа.

Многими работами последних лет  достаточно убедительно показано, что  основная полезная емкость коллекторов (терригенных и карбонатных) представляет собой поры, каверны и системы трещин вторичного эпигенетического происхождения.

Так, в Днепровско-Донецкой впадине  на глубине 4-6 км залежи нефти, газа и  конденсата в нижнекаменноугольных отложениях встречены в песчаниках, основная емкость которых представляет собой вторичные поры и каверны, образованные в результате растворения цемента и коррозии обломочных зерен. Аналогичные явления были обнаружены на ряде газоконденсатных месторождений Восточно-Кубанской впадины, приуроченных к мезозойским песчаникам, залегающим в условиях температур до 170 °С , в песчаниках докембрия Башкирии и в других районах.

На глубине 1000-1200 м комплекс аутигенных минералов (кварц, пирит, анкерит, кальцит, барит, ангидрит, кварц - II, гипс), образующихся перед заполнением пласта нефтью на большей глубине дополнился такими минералами, как каолинит, диккит, группой железистых карбонатов, более разнообразным комплексом сульфидов, углеродистыми минералами группы керита и антраксолита. Причем многими исследователями отмечаются более локальное развитие такого типа коллекторов и их приуроченность к разрывным нарушениям.

Характер и последовательность минералообразования в трещинах и вторичном поровом пространстве продуктивных песчаников карбона Днепровско-Донецкой впадины, приуроченность к тектоническим нарушениям и зонам дробления, а также принципиальное сходство с вторичными преобразованиями пород на ртутных месторождениях позволили сделать вывод о наложенном характере этих процессов и их гидротермальной природе .