Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

Уже по результатам исследований первых разведочных скважин на новом  месторождении характер пласта проявляется  в искривлении индикаторных диаграмм при условии, что во всем диапазоне заданных забойных давлений они выше давления насыщения нефти газом.

 

Рис. 7.1. Индикаторные диаграммы, характерные для порово-трещеновотых и трещеноватых пластов (1-5 – номера режимов)

 

Преобразованные графики  обработки кривых восстановления забойного давления (КВД) характеризуются разными углами наклона участков для призабойной и удаленной зон пласта. Эти факты связаны с процессами «дыхания» трещин при изменении давлений в ПЗП, отсюда и уменьшение коэффициентов продуктивности при росте депрессии на пласт (рис. 15).

При закачке воды в  пласт для ППД такие пласты характеризуются искривлением индикаторных диаграмм в сторону оси приемистости, то есть коэффициент приемистости увеличивается  с ростом давления закачки.

Случайный характер развития зон трещиноватости проявляется в быстром локальном прорыве закачиваемых вод и преждевременном обводнении добывающих скважин. Эти особенности значительно затрудняют прогнозирование разработки подобных залежей, хотя теория фильтрация для сред с двойной проницаемостью («вложенные среды») разработана достаточно строго.

8. СОСТОЯНИЕ ОСТАТОЧНОЙ ВОДЫ В КОЛЛЕКТОРАХ

На характер распределения  остаточной (погребенной) воды, а следовательно и нефти (газа), в пористой среде пласта оказали влияние многочисленные факторы: свойства пористой среды (состав пород, структура пор, физико-химические свойства пород) и пластовых жидкостей (физико-химические свойства нефтей и вод, количество остаточной воды).

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пустотной среде пласта влияет на процессы движения нефти в пласте и призабойной зоне пласта, на процессы вытеснения нефти и газа водой из пластов. Как было указано выше, в зависимости от количества погребенной воды она может быть прочно связанной и рыхло связанной. В первом случае из скважин длительное время и при любых забойных депрессиях добывают безводную продукцию. Во втором неизбежно получение обводненной нефти при любых депрессиях, что осложняет работу нефтепромыслового оборудования и в целом делает процесс нефтеизвлечения дорогим.

Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает  поверхность перовых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если же поверхность коллектора вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ (ПАВ) нефтей покрыта компонентами углеводородной составляющей, поверхность нефтяного коллектора становится » значительной степени гидрофобной. Из этого следует, что формы существования воды необходимо учитывать при подсчете запасов углеводородного сырья, при выборе оптимальных технологий нефтеизвлечения и в конечном итоге в изучении нефтеотдачи пласта и в методах повышения коэффициентов нефтеотдачи (КНО).

Первоначальное распределение  остаточной воды, следовательно, будет влиять на фазовые проницаемости нефти, воды и газа. Смачиваемость (фильность) коллектора будет оказывать влияние на интенсивность капиллярных процессов при вытеснении нефти и промывке пласта, она предопределяет формы и количество остаточной нефти в пласте на пределе экономической рентабельности применяемой технологии нефтеизвлечения.

Принятая большинством исследователей гипотеза о генезисе нефтяных месторождений утверждает, что породы - коллекторы нефти и газа были вначале заполнены водой. При оттеснении воды углеводородами от верхних частей ловушек вниз она не могла быть удалена полностью из коллектора при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.

Несмотря на разночтения  в мнении исследователей о природе  и характере (свойствах) различных вод, большинством признается существование следующих видов вод в пористой среде:

1) капиллярно связанная вода в капиллярах малого сечения;

2) адсорбционная вода, удерживаемая молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанная с поверхностью коллектора (следует иметь в виду, что свойства адсорбционной воды значительно отличаются от свойств свободной воды);

3) пленочная вода, покрывающая гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4) свободная вода, удерживаемая капиллярными силами в дисперсной структуре коллектора (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть, вода - газ).

Когда исследуется керновый материал или интерпретируется геофизический, то в образцах или интервалах каротажа обычно определяется общее количество остаточной воды без дифференцирования ее количеств по видам.

В первые годы исследования данной проблемы предполагалось, что  остаточная вода вследствие гидрофильных свойств нефтесодержащих пород покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Однако исследования М.М.Кусакова показали, что закономерности распределения связаннои воды имеют более сложный характер. Состояние связанной воды прежде всего зависит от свойств воды. Но чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной  воды находится в капиллярно удержанном состоянии.

С увеличением минерализации остаточной воды возрастает степень гидрофобизации твердой фазы вследствие десольватирующего  действия ионов солей (т.е. происходит разрушение сольватных слоев). Устойчивость пленки на поверхности твердой фазы увеличивается при снижении минерализации воды (при низком поверхностном натяжении между водой и нефтью), следовательно, можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабоминерализованные сильнощелочные воды, последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии.

В газовом коллекторе сильно минерализованные остаточные воды не образуют равновесной смачивающей  пленки. Это объясняется десольвати-рующим действием ионов солей, находящихся в остаточной воде. Средняя толщина слоя равновесной пленки, слабо минерализованной воды на поверхности кварца на границе с воздухом составляет 50 нм.

Установленно что общее  количество остаточной воды возрастает с уменьшением проницаемости  пород (рис. 8.1).

         

Рис. 8.1 Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости.

 

Были попытки установить аналитическую зависимость между  водо-насыщенностью, проницаемостью и  пористостью. Один из вариантов приближенной зависимости для различных типов коллекторов представлен ниже:

для песков

,                                                      (8.1)

для песчаников

,                                                           (8.2)

для известняков

,                                                              (8.3)

где S -насыщенность; Ко - абсолютная проницаемость;

m₀- открытая пористость

9. РАЗДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ХАРАКТЕРУ НАСЫЩЕНИЯ

Для разделения выделенных межзерновых коллекторов по характеру насыщения обычно используют величину критического (граничного) коэффициента водонасыщения К_в,кр, параметра насыщения Р_н,кр или удельного сопротивления r _п,кр. К промышленно продуктивным относят коллекторы с К_в<К_в,кр, Р_н>Р_н,кр, r _п>r _п,кр. Критические значения параметров для данного геологического объекта устанавливают статистическим способом или на основе петрофизических связей. Рассмотрим петрофизическое обоснование критериев для выделения продуктивных коллекторов.

Геологический объект представлен одним классом коллектора. Основой для разделения коллекторов по характеру насыщения является сопоставление зависимости параметра насыщения Р_н от коэффициента водонасыщения К_в с кривыми относительной фазовой проницаемости по нефти К_пр,н и по воде К_пр,в (рис.9.1).  

             

Рис.9.1. Обоснование граничных  значений для разделения коллекторов по характеру насыщения; а-графики К_пр,н=¦ (К_в) ; К_пр,в=¦ (К_в); б-график Р_н =¦ (К_в); 1-нефть, 2-нефть+вода, 3-вода.  

 

По кривым К_пр,н=¦ (К_в) и К_пр,в=¦ (К_в) можно выделить 3 зоны:

- однофазного течения  нефти (I) при К_во<К_в<К_в* (К_пр,в=0);

- двухфазного течения нефть-вода (II) при К_в*<К_в<К_в** (К_пр,н>0 и К_пр,в>0);

- однофазного течения  воды при (III) К_в**<К_в<1 (К_пр,в=0).

Используя граничные (между  зонами) значения К_в по зависимости Р_н=¦ (К_в), найдем соответствующие значения Р_н. Так, зонам однофазного течения нефти, двухфазного течения и однофазного течения воды соответствуют интервалы значений Р_н:

I Р_н,пред>Р_н>Р_н*

II Р_н*>Р_н>Р_н**                                                                                      (9.1)

III Р_н**>Р_н>1

Здесь К_во - коэффициент минимального неснижаемого водонасыщения (коэффициент остаточного водонасыщения), Р_н,пред - предельное значение параметра Р_н, соответствующее К_во, характерное для зоны предельного насыщения углеводородами в резервуаре с данным классом коллекторов.

Соответствующие приведенным выше значениям Р_н величины r _п рассчитываются по формуле r _п= Р_{нr вп} с подстановкой в нее необходимого значения Р_н. В результате получим следующие интервалы значений r _п для зон I, II, III:

I r _п,пред >r _п >r _п*

II r _п*>r _п >r _п**                                                                                  (9.2)

III r _п**>r _п >r _вп

В качестве критических (граничных) значений логично использовать К_в,кр=К_в*, Р_н,кр=Р_н*, r _п,кр=r _п*; к продуктивным коллекторам, дающим при испытании безводный приток нефти или газа относятся породы при К_в<К_в*, Р_н>Р_н*, r _п>r _п*. Нередко используют более ² мягкий² критерий К_кр¢ =К_в*+D К_в и соответствующие ему значения Р_н,кр¢ <Р_н*, r _п,кр¢ <r _п*. Величину D К_в£ 2¸ 5% выбирают такой, чтобы при использовании этого более ² мягкого² критерия коллектор при испытании давал бы промышленный приток нефти или газа с ограниченным количеством воды в продукции.

Геологический объект представлен несколькими классами коллекторов. В большинстве объектов обычно присутствуют 3 класса коллекторов, отличающиеся по фильтрационно-емкостным параметрам, которые условно можно назвать хорошими, средними и плохими. Для каждого из этих классов существует своя совокупность петрофизических связей Р_н=¦ (К_в), Р_п=¦ (К_п), К_пр,н=¦ (К_в) и К_пр,в=¦ (К_в), К_во=¦ (К_п).

Так, связи Р_н=¦ (К_в), построенные для различных классов коллекторов нефтяных месторождений Западной Сибири, образуют семейство с шифром в виде относительной амплитуды a _сп потенциалов собственной поляризации (рис.9.2). С переходом от наименее глинистых коллекторов, характеризуемых a _сп=1 и наиболее высокими фильтрационно-емкостными параметрами, к более глинистым с худшими коллекторскими свойствами закономерно снижается шифр a _сп, график располагается ниже и с меньшим наклоном, величина К_во, ограничивающая график Р_н=¦ (К_в) слева, растет, уменьшая диапазон изменения К_в.

                       

Рис.9.2. Зависимость Р_н=¦ (К_в) для терригенных коллекторов с различной глинистостью. Шифр кривых a _сп=const. 1-нефть, 2-нефть+вода, 3- вода.  

На кривых относительной  фазовой проницаемости с ухудшением коллектора, наряду со смещением вправо значения К_во, смещается также вправо и К_в*, в то время как положение точки К_в** на оси абсцисс меняется мало, вследствие чего с переходом от лучших коллекторов к худшим сужается интервал значений К_в=К_в*¸ К_в**, соответствующий двухфазному потоку жидкости; одновременно сужается и диапазон К_во-К_в*, соответствующий однофазному потоку нефть (газ). Таким образом, критическое значение К_в,кр также как и значения Р_н,кр и r _п,кр являются различными для коллекторов разного класса. На рис.8 изображены области однофазного потока нефть (газ), которая ограничена графиками Р_н,пред=¦ (К_в) и Р_н,кр=¦ (К_в), двухфазного потока, расположенная между графиками Р_н,кр=¦ (К_в) и Р_н**=¦ (К_в) и ограниченная сверху зависимостью Р_н=¦ (К_в) для коллекторов с a _сп=1, и область однофазного потока ² вода² , расположенная между зависимостями Р_н=¦ (К_в) для лучших и худших коллекторов и графиком Р_н**=¦ (К_в).

Приведенную на рис.9.2 палетку  можно использовать для прогноза характера насыщения коллектора; для этого на палетке проводят горизонтальную линию, отсекающую на оси  ординат значение Р_н для интерпретируемого пласта, и проводят ее до пересечения с зависимостью Р_н=¦ (К_в) для данного класса коллектора, определяемого значением a _сп. Область, в которой находится точка пересечения, определяет характер насыщения коллектора.

На практике для прогноза характера насыщения коллектора чаще используют величину r _п, поэтому для решения этой задачи удобнее использовать палетку, изображенную на рис.9.3.

               

Рис.9.3 Палетка для  прогноза характера насыщения коллектора; I-нефть, II-нефть+вода, III-вода. 1- r _п ^пред=¦ (К_п); 2-r _вп=¦ (К_п); 3-граница коллектор-неколлектор (² технологическая² ); 4-графики Р_п=¦ (К_п) для различных ` Кв =const; 4а-пласт с безводной нефтью; 5-пласт в зоне недонасыщения; 6-пласт водоносный; 7-неколлектор с карбонатно-силикатным цементом; 8-неколлектор с глинистым цементом; 9-глина; 10-гидрофобный коллектор.

Для ее построения используют все перечисленные выше связи, полученные для пород изучаемого объекта, на представительной коллекции образцов коллекторов и неколлекторов, из разреза базовой скважины со сплошным отбором керна. Палетка представлена семейством графиков r _п=¦ (К_п) для полностью водонасыщенных пород r _вп=¦ (К_п), коллекторов и неколлекторов (нижний график семейства), для предельно нефтегазонасыщенных коллекторов (верхний график) и для частично нефтегазонасыщенных пород (промежуточные графики).