Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа
Состав
коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа
Введение
Физика нефтяного и газового пласта решает основные задачи, которые необходимы для формирования месторождений нефти и газа, и
условия залегания в глубинах земли отложениях из которых экономически выгодно
извлекать углеводороды: это наличие соответствующих пород-коллекторов, изучения
коллекторских и фильтрационных свойств горных пород, физических свойств
пород нефтяных и газовых месторождений, в изменяющихся условиях залегания и в
исследовании физических основ повышения нефте- и газоотдачи коллекторов,
физических и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов, насыщающих
породы-коллекторы. А так же методы лабораторного анализа и аппаратуру,
используемую для изучения этих свойств, зависимость свойств коллекторов и
углеводородных систем от условий залегания в месторождениях и от технологии их
извлечения: фазовые состояния и превращения углеводородных систем, основы
вытеснения углеводородов из пластов применительно к современным технологиям
нефтегазодобычи и основы методов увеличения нефтегазоотдачи пласта на базе этих
технологий.
1. Общие
сведения о коллекторе
Коллектор - горная порода с высокой пористостью и проницаемостью, содержащая
извлекаемые количества нефти и газа.
Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. По типам
пород различают карбонатные (известняки, доломиты, мергели) и терригенные
(пески, песчаники, алевролиты); по характеру пустот - гранулярные или поровые
(только обломочные г.п.), трещинные (любые г.п.) и каверновые (только
карбонатные породы). Емкость коллекторов определяется коэффициентом пустотности
(отношение объема пустот к объему породы коллектора), который, в зависимости от
типа коллектора, может достигать 24-27%. Продуктивность коллектора определяется
его толщиной (иногда до 600 м), пустотностью, проницаемостью,
нефтегазонасыщенностью, давлением в пласте и на забое скважины, а также
вязкостью нефти или газа.
Пористость - это процент содержания пустот в породе. Кристаллические
породы могут иметь менее 1% пустот, тогда как некоторые песчаники - 35-40%, а
кавернозные известняки могут обладать даже еще большей пористостью.
Проницаемость - это свойство пород быть проводником при
движении жидкостей или газов. Некоторые глины имеют такую же высокую
пористость, как и песчаники, но они непроницаемы, так как размер их пор очень
мал. Чем крупнее поры, тем выше проницаемость. Прямой связи между пористостью и
проницаемостью, в общем, нет, хотя обычно породы с невысокой пористостью (10-15%)
имеют также и низкую проницаемость. Если проницаемость мала, то нефть будет
только слабо сочиться из породы и продуктивность окажется ниже экономически
эффективной. Поэтому трудно извлекать нефть из глин, хотя обильные признаки
нефти в них имеются во многих районах мира. Методы извлечения нефти из
глинистых пород разрабатываются.
Пласты пород-коллекторов должны иметь определенную мощность и
относительно постоянную проницаемость по латерали. Мощность, ниже которой
пласт-коллектор не может разрабатываться с необходимой экономической
эффективностью, зависит от многих причин, включая стоимость бурения в данном
районе, глубину, пористость и объем (запасы) нефти.
Хотя обычно породами-коллекторами являются песчаники и
карбонатные породы, любые породы, которые обладают необходимыми геологическими
или структурными характеристиками, могут содержать нефть в промышленных
количествах. Примером являются трещиноватые глины (аргиллиты), конгломераты,
зоны выветривания на древних поверхностях гранитов и серпентизированные
магматические образования.
Основными классификационными признаками коллектора являются условия
фильтрации и аккумуляции в них пластовых флюидов.
По этим условиям коллекторы делятся на:
· простые (поровые и чисто трещинные);
· сложные (трещинно-поровые и порово-трещинные).
Чисто трещинные, трещинно-поровые и порово-трещинные коллекторы часто
объединяют понятием «трещинные коллекторы», подразумевая, что фильтрация в
таких коллекторах при отсутствии в них трещиноватости была бы затруднена или
невозможна.
Каждый из перечисленных типов коллекторов связан с определенными типами
горных пород и характеризуется своими особенностями стационарной,
нестационарной и двухфазной фильтрации, а также приуроченностью пластового
флюида к тому или иному типу пустотного пространства.
Кроме того, коллектора классифицируются по проницаемости независимо
от типа фильтрующих пустот. Наиболее удобно делить коллектора на 5 классов
(проницаемость, мкм2): I - более 1; II - 0,1-1; III- 0,01-0,1; IV
-0,001 - 0,01; V - менее 0,001.
По рентабельности промышленной эксплуатации коллектора делят на
эффективные и неэффективные.
Коллектор эффективный - коллектор,
обладающий такими емкостными и фильтрационными свойствами, которые обеспечивают
рентабельность промышленной эксплуатации месторождения в конкретных
геолого-технических условиях.
.
Типы
пород-коллекторов нефти, газа и воды. Типы залежей
Коллектором называют горную породу, способную содержать в себе и отдавать
как полезное ископаемое нефть, газ и воду при современных технологиях их
извлечения на поверхность. Данное определение предполагает, что при
определенных геолого-физических условиях порода может быть коллектором как
вместилище флюидов, но не коллектором с точки зрения фильтрационных свойств в
рамках современных технологий добычи их.
Породы-коллекторы разнообразны как по минералогическому составу, так и по
геометрии пустотного пространства, а также по происхождению - генезису.
Наиболее часто они представлены гранулярными (обломочными) типами: песчаниками,
песками, алевролитами. Реже представлены карбонатными разностями (известняками,
доломитами, мергелями). Если для первой группы коллекторов пустотное
пространство представлено в основном порами (реже трещинами и кавернами), то
вторая группа характеризуется порово-кавернозно-трещиноватой структурой емкости
коллектора. Трещиноватость может быть развита как в гранулярных коллекторах,
так и в хемогенных и даже в породах магматического происхождения. В этих
случаях собственно порода-матрица может быть низкопроницаемой, как бы вложенной
в блоки, ограниченные трещинами. Нередко зоны развития трещиноватости
характеризуются промышленными притоками нефти или газа (например, кора
выветривания фундамента на Трехозерном нефтяном месторождении или трещиноватые
граниты Игримского газового месторождения Западной Сибири). Наличие коллектора в разрезе осадочной толщи не является
достаточным условием формирования и сохранения залежи углеводородов в пределах
нефтегазоносного региона. Для этого необходимо наличие надежной покрышки
непроницаемых пород (глин, солей, плотных карбонатных пород и т.д.). Сочетание
этих двух определяющих факторов обусловлено условиями формирования толщ (фаций)
в пределах нефтегазовых регионов или его частей. Непрерывные колебательные
процессы приводили к трансгрессиям (наступлениям моря на сушу) или регрессиям
(отступлениям береговой линии), поэтому возникали различные палеогеографические
условия, обусловившие неоднородное строение осадочных пород (их слоистость,
линзовидность, прерывистость и т.д.). Отсюда в разрезах продуктивных толщ
выделяют шельфовые, авандельтовые, дельтовые и др. отложения. В сочетании с
тектоническими факторами эти особенности обусловили различный характер
ловушек-резервуаров углеводородов. Различают типы ловушек (рис. 2.1-2.4):
1)
структурные-антиклинали, купола, брахиантиклинали и др. (рис.2.1)
2) литологические
(литологически ограниченные, литологически экранированные) (рис. 2.2-2.4.);
3) залежи в
рифогенных образованиях (рис. 2.5.).
Рис. 2.1. Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и плане
1 - нефтенасыщенные породы;
2 - водонасыщенные
коллектора;
3 - непроницаемые
породы (покрышки)
Рис. 2.2. Литологически ограниченная залежь нефти связанная с
антиклинальной структурой ^f -
линия замещения коллекторов; (остальные обозначения прежние)
Рис. 2.3. Литологически ограниченная заливообразная нефтяная залежь в
плане (а) и разрезе (б)
-
породы фундамента;
- кора выветривания
Рис. 2.4. Литологически экранированная залежь нефти, приуроченная к зоне
угловых несогласий (обозначения прежние)
Рис. 2.5. Массивная залежь нефти, приуроченная к рифогенным отложениям
карбонатов (а) или к антиклинали (б)
В пределах контуров нефтеносности характер контактирования нефти и
пластовых вод может быть различным: выделяют водонефтяные зоны с двумя
контурами или одним контуром (водоплавающие залежи - массивные независимо от
структурных особенностей, как на рис. 2.5).
В Западной Сибири большая часть нефтяных месторождений приурочена к
антиклинальным структурам. Литологически ограниченные залежи имеют подчиненное
значение ( в основном развиты в Приуральской нефтегазоносной области).
.
Классификация коллекторов
Так как емкость пустот пород может изменяться в широком диапазоне для
единицы объема породы и в то же время она предопределяет масштаб запасов нефти,
большое значение приобретает классификация коллекторов. По мнению автора
наиболее удачна классификация Ф.И. Котяхова, особенность которой состоит в том,
что она применима к коллекторам различного происхождения - к осадочным,
изверженным и метаморфическим (табл. 3.1).
Трещиноватый тип коллекторов известен на месторождениях США, З.Венесуэлы,
Северного Кавказа, З.Приуралья; к кавернозному типу относятся миссисипские
известняки в Канаде.
Каверно-трещиноватые коллектора встречены в верхнем девоне на Речицком
месторождении Белоруссии, в меловых отложениях Северного Кавказа, в нижнем
кембрии Осинской, Атовской и Марковской площадей Иркутского амфитеатра.
Порово-трещиноватый и трещиновато-поровый тип коллекторов отмечен на
отдельных участках ряда месторождений Западной Сибири (например на Талинском
месторождении).
Опыт разработки месторождений показал, что около 60% запасов нефти в мире
приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатам, около 1% - к
метаморфическим и изверженным породам.
Таблица 3.1
Классификация коллекторов нефти и газа по Ф.И. Котяхову
Фильтрационные и емкостные свойства пород-коллекторов нефтяного и
газового пласта (ФЕС) независимо от типа коллектора характеризуются рядом
основных показателей:
1) пористостью;
2) проницаемостью;
3) удельной
поверхностью;
4)
гранулометрическим составом;
5) механическими
свойствами;
6) насыщенностью
пород нефтью, водой и газом.
Перечисленные свойства находятся в тесной связи с размерами и формой
зерен гранулярных коллекторов, определяющих основные запасы аефти в
месторождениях Западной Сибири. По размерам различают струк-гуры обломочных
пород: псефитовую (обломки размером более 2 мм), юаммитовую (0,1 - 2 мм),
алевритовую (0,01 - 0,1 мм) и пелитовую (менее 0,01 мм). Сцементированные
разности этих пород (песчаники, алевролиты) характеризуются различными ФЕС в
зависимости от состава и количества цемента. В качестве цементирующего
материала известны глинистые вещества, карбонаты и другие компоненты.
.
Фильтрационные и емкостные свойства коллекторов нефтяного и газового пласта
Пористость
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот различной
формы и происхождения. Количественно величина пористости определяется
коэффициентом пористости - отношением объема пор Vnop. к объему образца горной породы Vo6p. (в долях или процентах):
. (4.1.1)
Различают общую, открытую и динамическую (эффективную) пористость,
которые соответственно определяются:
, (4.1.2)
где Vсвпор - объем пор, связанных между собой;
Vпорзакр - объем пор закрытых;
, (4.1.3)
, (4.1.4)
где
Vпордв.ж - часть объема открытых пор с движущейся фазой
Для
несцементированных пород в оценке коэффициента пористости можно использовать
модель фиктивного грунта, для которого величина пористости будет согласно
Слихтеру определяться характером упаковки зерен:
, (4.1.5)
где
q - угол упаковки (60°<q<90°). В соответствии с
углом q пористость меняется от 0,259 до 0,476.
Для
реальных гранулярных пород структура перового пространства зависит от многих
факторов:
1) гранулометрического состава пород;
2) степени цементации;
3) степени трещиноватости пород.
На
рис. 4.1.1 показаны различные типы цемента в гранулярном коллекторе.
Рис.
4.1.1. Типы цемента в гранулярном коллекторе:
а - цемент соприкосновения; б - пленочный цемент; в - базальный цемент.
Становится очевидным, что в зависимости от размеров зерен и характера
цементации пористость будут предопределять размеры поровых каналов:
1)
сверхкапиллярные - более 0,5 мм;
2) капиллярные -
от 0,5 до 0,0002 мм;
3) субкапиллярные
- менее 0,0002 мм.
По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение нефти, воды и
газа, по капиллярным - при значительном влиянии капиллярных сил. В
субкапиллярных каналах пластовые флюиды практически перемещаться не могут (это
глинистые разности пород).
Следовательно, при технологически допустимых перепадах давления не во
всех пустотах возможна фильтрация жидкостей и газов. Отсюда пользуются еще
двумя понятиями:
1) статической
полезной емкостью коллектора (ПСТ);
2) динамической
полезной емкостью коллектора (ПДИН).
Первая определяется открытой пористостью, вторая - условиями фильтрации
(в конечном итоге - промывкой).
, (4.1.6)
где
SВК и SВН - соответственно конечная и начальная
водонасы-щенности коллектора; m0 -
коэффициент открытой пористости.
Проницаемость
Проницаемость коллектора является фильтрационным параметром горной
породы. Это свойство горной породы пропускать жидкости и газы и их смеси при
создании перепадов давления. Большая часть осадочных пород обладает той или
иной проницаемостью.
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
QГ =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
коллектор горный нефть газ
; (4.2.7)
при
фильтрации газа
, (4.2.8)
где
RK и rC - соответственно радиусы контура питания и скважины;
РПЛ и РЗАБ - пластовые и забойные давления.
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.
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)
, (4.4.3)
где d`i и d"i -ближайшие стандартные размеры
отверстий сит.
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 .
Ярким примером приуроченности залежей нефти к вторичной емкости в
карбонатных коллекторах могут служить месторождения Припятской впадины. Все
выявленные здесь залежи контролируются зонами субширотных разломов.
Тектонически экранированные залежи локализуются в карбонатных породах, которые
наряду с солью и эффузивами составляют основную часть продуктивного разреза
верхнего девона.
Во многих работах, описывающих структуры порового пространства
коллекторов в Припятской впадине, показано, что основной емкостью нефти
являются вторичные поры и каверны выщелачивания, которые соединены трещинами в
единую систему. Преобладающие нефтеносные породы - доломитизированные известняки
и метасоматические доломиты с реликтовой органогенной структурой. Для всех
изученных месторождений характерны процессы вторичной ангидритизации по
трещинам и порам, а также фрагментарное и зональное замещение ангидритом
первичной минеральной матрицы карбонатных пород. В трещинах и порах выявлен
большой комплекс эпигенетических минералов, представленных сульфидами (пирит,
марказит, халькопирит, галенит, арсенопирит, клейофан). Отмечаются также
флюорит, барит, анатаз, магнетит, кальцит, кварц и др. Здесь установлено, что
породы с улучшенными коллекторскими свойствами приурочены к разрывным
нарушениям - зонам повышенной проницаемости.
Пример карбонатного коллектора, емкостные возможности которого определило
воздействие внедряющихся глубинных флюидов, - Тенгизское месторождение в
Казахстане. Здесь агрессивные газы, в составе которых на сероводород и
углекислоту приходится иногда более 20 %, способствуют растворению карбонатов
каменноугольного и нижнепермского комплексов и даже требуют специального
оборудования для проведения буровых работ. Массив контролируется разломами, а
проницаемость разрывных нарушений до поверхности подтверждается геохимической
съемкой. Воды четвертичных отложений над месторождением характеризуются высоким
содержанием гелия. При повторных геохимических наблюдениях над месторождением
обнаруживаются временные вариации содержаний углеводородов и гелия на площадях
аномалий, свидетельствующие о том, что месторождение "дышит", т.е.
разгрузка глубинных флюидов происходит и в настоящее время. Многими
исследователями в керне скважин над залежью отмечены процессы вторичной
ангидритизации и окварцевания, а в верхней части залежи, высота которой более
1200 м, обилие твердых углеродистых минералов (кериты, антраксолиты) и
сульфидов, а также повышенная радиоактивность. Последняя проявляется и в
четвертичных отложениях в зоне наиболее проницаемых разрывных нарушений. Все
эти явления указывают на то, что закарстованность коллекторов связана не
столько с их фациальными особенностями (рифовый массив), сколько с современным
гидротермальным процессом.
Аналогичное гидротермальное карстообразование при формировании
коллекторов наблюдается и на Оренбургском месторождении. Развитие
закарстованных зон контролируется разломами. Ассоциации аутигенных минералов
свидетельствуют о наложенных гидротермальных процессах.
О том, что рассолы и газы, сопровождающие нефтяные месторождения, во
многом сходны с гидротермальными рудоносными растворами глубинной природы,
высказывалось многими исследователями. В пределах нефтегазоносных территорий
следы гидротермальной деятельности встречаются повсеместно.
Примеры современной гидротермальной деятельности на древних платформах, в
частности на Сибирской, приводит А.А.Дзюба (1978). На примере
Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна А.Е.Розин (1977) убедительно
показал, что химизм, изменчивость и газовый состав нефтяных вод, а также
взаимодействие их с вмещающими породами свидетельствуют об интенсивной
гидротермальной деятельности.
Гидротермальная природа явлений, связанных с формированием
вторично-поровых коллекторов и самих залежей углеводородов, их приуроченность к
разломам позволяют понять многие факты, которые трудно объяснить с других
позиций. Так, в свете изложенного материала представляется естественным
залегание нефти в серпентинитах месторождений Кубы; залежи нефти в эоценовых
андезито-базальтовых туфах Грузии, являющихся хорошими коллекторами в местах их
проработки гидротермальными растворами с развитием зон хлоритизации и
цеолитизации и образованием вторичных пустот, которые вместе с трещиноватостью
обеспечивают высокие притоки нефти в скважинах (Самгори, Ниноцминда и другие
месторождения); продуктивность кремнисто-глинистых битуминозных пород
баженовской свиты Западной Сибири в зонах внедрения высоконапорных кислых
флюидов, гидротермальная природа которых недавно подтверждена
химико-минералогическими исследованиями.
Особенно интересны коллекторы, формирующиеся в кристаллических породах
фундамента древних платформ. В настоящее время известно уже много фактов
нефтегазоносности фундамента в разных нефтегазоносных районах. На наш взгляд,
важно то, что зоны дезинтеграции кристаллических пород, приуроченные к
разломам, представляют собой участки интенсивной гидротермальной проработки
пород и изменений их вещественного состава с образованием дополнительной
емкости, которая наряду с трещинами создает коллекторы для скопления воды,
нефти и газа. Особенно четко это установлено на Татарском своде в глубоких
скважинах, вскрывших фундамент на 2-3 км от его поверхности. По данным В.Г.Изотова,
Р.Х.Муслимова, И.Х.Кавеева и др. (1986) на глубоких горизонтах фундамента
(тектонических швах) проявляются наложенные гидротермальные преобразования
кристаллических пород. Последние характеризуются высокими коллекторскими
свойствами. Установлены и сами флюиды - рассолы, насыщенные газами разного
состава, в том числе и углеводородами.
Если до недавнего времени считалось, что залежи нефти в фундаменте могут
быть встречены лишь в верхней его части, в зоне дезинтеграции кристаллических
массивов - коре выветривания, сформированной в допалеозойское время, то
глубокое бурение фундамента на Татарском своде, а также результаты по
сверхглубокой Кольской скважине и глубокого бурения за рубежом показали, что
зоны дезинтеграции и гидротермальной проработки пород создают вторичную
порово-трещинную емкость на различных гипсометрических уровнях и могут
представлять интерес как объект поисков залежей углеводородов.
Однако в настоящее время масштабы гидротермальной деятельности еще
недооцениваются в полной мере. Сравнительно недавно мощные гидротермальные
процессы были обнаружены на дне океанов в зонах разломов и
срединно-океанических хребтах, что привело к существенному пересмотру многих
представлений об океаническом осадконакоплении, образовании рудных концентраций
на дне океанов, тепловом режиме вод, глубинном источнике солей. На континентах
деятельность современных гидротерм не менее активна, а разгрузка глубинных
флюидов происходит не в водную массу, как в океанах, а в толщи осадочных пород
по наиболее проницаемым участкам глубинных разломов, нередко достигая
поверхности. Разгрузка глубинных флюидов определяет повышенный геотермический
режим нефтегазоносных территорий, привнес большого числа глубинных элементов,
создавая концентрации руд (полиметаллов, урана, ванадия, никеля и многих других
несвойственных осадочным толщам элементов в нефтях, битумах, углях).
Углеводородные соединения, так же как углекислый газ, азот, сероводород,
фтористый водород, вода и растворенные в ней соли, представляются единой
флюидной системой, разгружающейся из глубинных сфер Земли по проницаемым
системам зон разломов и отражающей процессы развития глубинных слоев Земли,
дегазацию ее недр, перераспределение элементов. Эти процессы определяют
формирование многих полезных ископаемых.
Понимание гидротермальной природы пластовых флюидов нефтегазоносных
территорий имеет большое значение для совершенствования поисково-разведочных
работ на нефть и газ. Важным становится изучение глубинных разломов,
вулканизма, сейсмичности, геотермического режима, современной динамики
разрывных нарушений и зон разгрузки флюидов. Это связано с применением новых
геофизических и геохимических методов, пересмотром методических подходов в
сейсмических, гравиметрических, магнитометрических и электроразведочных
исследованиях.
. Неоднородности коллекторских свойств
Физические свойства коллекторов нефти в объеме резервуара (нефтяного
пласта) изменяются в широком диапазоне случайным образом. Они могут изменяться
по простиранию пласта и по вертикали. Для характеристики этих изменений
используется аппарат математической статистики и теории вероятности.
Для отображения и учета неоднородности пород строится статистическая
модель фильтрационного поля пласта при условии представительности выборки той
или другой случайной оставляющей (пористости, проницаемости и т.д.).
Исследуемые свойства пласта принимаются за случайные величины с
определенной функцией распределения или интегральным законом распределения F(x). Производная от функции распределения называется плотностью
распределения:
f(x)=F'(x). (6.1)
Чаще эти функции используют для отображения неоднородности пород по
проницаемости. Пусть X1, X2, Х3...Xn - свойства среды, появляющиеся в генеральной совокупности
признака с вероятностью P1, P2, Р3…Рn, тогда средневзвешенное значение свойства среды можно
вычислить по формуле:
, (6.2)
Так
как 
, имеем
, (6.3)
Приняв
исследуемое свойство пород за непрерывную случайную величину, получим:
, (6.4)
где
f(x) - плотность распределения свойства.
Для
конкретных задач можно использовать ряд других показателей распределения, чаще
это среднеквадратическое отклонение - s(х), коэффициент
вариации V(x) = s(x)/M(x) и
пр.
В
результате изучения какого-либо свойства получают статистический ряд с
заданными исследователем границами разделов (классов). Графически эти
результаты отображаются на гистограммах (полигонах распределения):
Рис. 6.1 Гистограмма распределения проницаемости
Графическое изображение накопленной частоты встречаемости признака
представляет собой кумулятивную кривую. При увеличении числа разрядов
(уменьшении шага классов) гистограмма приближается к графику плотности
распределения случайных величин, а кумулятивная кривая - к функции
распределения.
Практически редко достигают по объему выборки условия достаточности
генеральной совокупности, поэтому подбираются теоретические главные кривые
распределения, наилучшим образом описывающие полученное статистическое
распределение (используют специальные коррелляционные методы). Теоретические
распределения характеризуются формулами, приведенными в математических
справочниках. Например, плотности нормального и логарифмически нормального
законов распределения имеют соответственно запись:
, (6.5)
, (6.6)
Законы
распределения имеют также аналитические выражения:
, (6.7)
, (6.8)
erf(x)
-интеграл вероятности, значения которого табулированы в математических
справочниках.
В
практике отображения неоднородностей пород помимо вероятностно-статистических
методов используют детерминированные методы на базе корреляции разрезов, когда
применяют коэффициенты песчанистости, расчлененности, слияния и пр.
. Коллекторские свойства трещеноватых
пород
Практикой разработки нефтяных месторождений установлено, что
коллекторские свойства пластов характеризуются не только обычной меж
черновой пористостью, но в значительной степени наличием трещины. Иногда
емкость коллектора и промышленные запасы нефти в нем определяются
преимущественно объектом трещин. Чаще всего залежи нефти приурочены к
карбонатным трещиноватым коллекторам, структуру которых определяет, помимо
пористости и трещиноватости, кавернозность.
Большинство исследователей емкость трещиноватого коллектора связывают с
пустотами трех видов:
1) межзерновым
поровым пространством - пористость 2-10%;
2) кавернами и
микрокарстовыми пустотами - 13-15% полезной емкости трещиноватого коллектора;
3) пространством
самих трещин в десятые и сотые доли процентов. Однако приведенные сравнения
дают парадоксальный эффект в процессах фильтрации: 10-15% трещинного пустотного
объема фильтрует до
80-90% объемов
жидкостей.
Отсюда выделяют виды коллекторов:
1) коллектора
кавернозного типа;
2) коллектора
трещинного типа;
3) коллектора
смешанные (в том числе порово-трещиноватые).
Специальные исследования показали, что ориентированность проницаемости
отдельных участков продуктивных пластов относительно залежи обусловлена
наличием ориентированной системы трещин по отношению к простиранию складок.
Однако отмеченные участки чаще распределены спорадически, преимущественно на
периклиналях пологих структур и на сводах структур с крутыми крыльями.
О раскрытии трещин на глубине также существуют различные мнения. В шахтах
на небольших глубинах иногда встречаются трещины с рас-крытостью до 10 см
(шахты Норильска, Ухты, Борислава). На больших глубинах раскрытость составляет
10-20 мкм, но в условиях выщелачивания пород могут встречаться и карсты. При
бурении скважин на месторождении Надьлендел в Венгрии наблюдались зависания
бурового инструмента в карбонатных коллекторах до 2-3 м на глубине около 3000
м.
Методика исследования коллекторских свойств трещиноватых пластов имеет
свои особенности. Во-первых, даже при самых точных методиках для кернов
исследования не дают объективной картины из-за разрушения его при бурении в
интервалах наибольшей трещиноватости. Отсюда замеры по шлифам под микроскопом
не решают проблемы. Поэтому для определения параметров трещиноватости
используются в комплексе геологические, гидродинамические и геофизические
исследования.
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.
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
Кв,кр, параметра насыщения Рн,кр или удельного
сопротивления r п,кр.
К промышленно продуктивным относят коллекторы с Кв<Кв,кр,
Рн>Рн,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 Рн
от коэффициента водонасыщения Кв с кривыми относительной фазовой
проницаемости по нефти Кпр,н и по воде Кпр,в (рис.9.1).
Рис.9.1.
Обоснование граничных значений для разделения коллекторов по характеру
насыщения; а-графики Кпр,н=¦ (Кв) ; Кпр,в=¦ (Кв); б-график Рн
=¦ (Кв); 1-нефть, 2-нефть+вода, 3-вода.
По
кривым Кпр,н=¦ (Кв) и Кпр,в=¦ (Кв) можно выделить 3 зоны:
однофазного
течения нефти (I) при Кво<Кв<Кв* (Кпр,в=0);
двухфазного
течения нефть-вода (II) при Кв*<Кв<Кв**
(Кпр,н>0 и Кпр,в>0);
однофазного
течения воды при (III) Кв**<Кв<1 (Кпр,в=0).
Используя
граничные (между зонами) значения Кв по зависимости Рн=¦ (Кв), найдем соответствующие значения Рн. Так,
зонам однофазного течения нефти, двухфазного течения и однофазного течения воды
соответствуют интервалы значений Рн:
Рн,пред>Рн>Рн*Рн*>Рн>Рн**
(9.1)Рн**>Рн>1
Здесь
Кво - коэффициент минимального неснижаемого водонасыщения
(коэффициент остаточного водонасыщения), Рн,пред - предельное
значение параметра Рн, соответствующее Кво, характерное
для зоны предельного насыщения углеводородами в резервуаре с данным классом
коллекторов.
Соответствующие
приведенным выше значениям Рн величины r п рассчитываются по формуле r п=
Рн вп с подстановкой в нее необходимого значения Рн.
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 Кв,кр=Кв*,
Рн,кр=Рн*, r п,кр=r п*; к продуктивным коллекторам, дающим при испытании
безводный приток нефти или газа относятся породы при Кв<Кв*,
Рн>Рн*, r п>r п*. Нередко используют более ² мягкий² критерий Ккр¢ =Кв*+D Кв и соответствующие ему значения Рн,кр¢ <Рн*,
r п,кр¢
<r п*.
Величину D Кв£ 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 Рн=¦ (Кв), Рп=¦ (Кп), Кпр,н=¦ (Кв) и Кпр,в=¦ (Кв), Кво=¦ (Кп).
Так,
связи Рн=¦ (Кв), 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 Кво, ограничивающая график Рн=¦ (Кв) слева, растет, уменьшая диапазон изменения Кв.
Рис.9.2.
Зависимость Рн=¦ (Кв) 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 Кво, смещается также вправо и Кв*,
в то время как положение точки Кв** на оси абсцисс меняется мало,
вследствие чего с переходом от лучших коллекторов к худшим сужается интервал
значений Кв=Кв*¸ Кв**,
соответствующий двухфазному потоку жидкости; одновременно сужается и диапазон Кво-Кв*,
соответствующий однофазному потоку нефть (газ). Таким образом, критическое
значение Кв,кр также как и значения Рн,кр и r п,кр являются различными для коллекторов разного класса. На
рис.8 изображены области однофазного потока нефть (газ), которая ограничена
графиками Рн,пред=¦ (Кв) и Рн,кр=¦ (Кв), двухфазного потока, расположенная между графиками Рн,кр=¦ (Кв) и Рн**=¦ (Кв) и
ограниченная сверху зависимостью Рн=¦ (Кв)
для коллекторов с a сп=1, и область однофазного потока ² вода² , расположенная между
зависимостями Рн=¦ (Кв) для лучших и
худших коллекторов и графиком Рн**=¦ (Кв). 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 Рн для интерпретируемого пласта, и проводят ее до
пересечения с зависимостью Рн=¦ (Кв) 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=¦ (Кп); 2-r вп=¦ (Кп); 3-граница коллектор-неколлектор (² технологическая² ); 4-графики Рп=¦ (Кп) 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=¦ (Кп) для полностью водонасыщенных пород r вп=¦ (Кп), коллекторов и неколлекторов (нижний
график семейства), для предельно нефтегазонасыщенных коллекторов (верхний
график) и для частично нефтегазонасыщенных пород (промежуточные графики).
Шифром
кривых r п=¦ (Кп) для
коллекторов является коэффициент относительного водонасыщения Кв:
Кв=(Кв-Кво)/(1-Кво)
(9.3)
Кв
характеризует содержание в породе подвижной воды, изменяясь от Кв=0 для зоны
предельного насыщения до ` Кв=1 - полностью водонасыщенный коллектор.
На
рис.9.4 показаны области однофазного течения нефть (I) и вода (III), а также
двухфазного течения нефть-вода (II) ; последняя ограниченасверху и снизу
кривыми r п=¦ (Кп) с `Кв 0.3 и 0.7 соответственно. Величину Кв=0.3 для
большей части объектов можно рассматривать как критическое значение Кв,кр,
варьирующее для различных объектов в пределах не превышающих ± 0.05.
Преимущество
использования Кв,кр состоит в том, что эта величина незначительно
меняется для разных геологических объектов, тогда как Кв,кр в
зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллектора меняется в широких
пределах - от 0.1 до 0.5. Область между кривыми r п=¦ (Кп) для ` Кв=0 и ` Кв=0.3 соответствует предельно насыщенным и частично
недонасыщенным нефтегазоносным коллекторам, но дающим при испытании чистый
продукт. К ней относятся продуктивные коллекторы, включаемые в подсчет запасов.
Из рис.9.3, 9.4 следует, что величина r п,кр
в соответствии с графиком r п=¦ (Кп) для ` Кв=0.3 непостоянна и
зависит от класса коллектора, определяемого интервалом коэффициента пористости.
Ниже
графика r п,кр=¦ (Кп)
расположены области двухфазного течения и однофазного течения воды, которым
соответствуют коллекторы с непромышленным содержанием углеводородов, не
учитываемые при подсчете запасов. Эти коллекторы образуют так называемые
переходные зоны, занимающие значительную часть объема нефтяных, в меньшей
степени газовых месторождений в Западной Сибири и других регионах.
На
рис.9.3 помимо точек, соответствующих гидрофильным продуктивным, непромышленно
продуктивным и водоносным коллекторам приведены точки, соответствующие частично
гидрофобным коллекторам, расположенные выше графика для Кв=0, а
также различным видам неколлекторов - плотные песчаники и алевролиты с
глинистым и карбонатным цементом и глины.
На
рис.9.4 помещено семейство графиков r п=¦ (Кп) с различными ` Кв=const для
крупного газоконденсатного месторождения, составленное на основе
петрофизических исследований, выполненных на образцах пород из разреза базовой
скважины, пробуренной на РНО. На этом же рисунке помещена экспериментальная
зависимость Кво=¦ (Кп), использованная
при построении графика r п,пред=¦ (Кп), а
также для уточнения границы коллектор-неколлектор.
На
рис.9.4 указана ² технологическая² граница
коллектор-неколлектор, соответствующая пористости 9%, тогда как ² физическая² граница
коллектор-неколлектор соответствует примерно значению Кп=5%.
Положение
² технологической² границы
определяется для изучаемого объекта рядом факторов - степенью освоения данного
региона, плотностью запасов углеводородов на данном месторождении, заложенной в
проект разработки технологией добычи, но в конечном счете - себестоимостью
единицы углеводородного сырья, которое будет добываться на данном месторождении
в конкретный исторический период. Очевидно, что граница эта в принципе
непостоянная, ² плавающая² , и в
различные периоды жизни страны и данного региона различна. Наиболее правильным
является обоснование граничных значений параметров коллектора -
фильтрационно-емкостных и геофизических, на основе принятого в данном регионе
минимального рентабельного дебита нефти (газа) и соответствующего ему
минимального рентабельного коэффициента продуктивности. В этом случае граничный
коэффициент проницаемости рассчитывается по формулам:
для
нефти
Кпр,гр=(m Qмин /2p D p hэф)´ lnrк/rс=
(m / 2p ) ´ h прод ´ lnrк/rс
(9.4)
для газа
Кпр,гр=((m /p )´
Qмин/((рпл2-рс2)´ hэф))´ lnrк/rс,
(9.5)
где
Qмин - принятое значение минимального рентабельного дебита; hпрод -
соответствующее ему значение удельного коэффициента продуктивности; hэф -
средняя эффективная толщина коллектора; m - вязкость флюида в
пластовых условиях; рпл, рс - соответственно давление
пластовое и гидростатическое в скважине; rк, rс - радиусы
контура питания (воронки депрессии) и скважины.
На
основе петрофизических связей Кпр с Кп и геофизическими
параметрами - a сп, D Т и т.д., находят
соответствующие граничные значения коэффициента пористости и геофизических
параметров.
Физическая
граница коллектор-неколлектор определяется значением Кво=1 (см.
рис.9.3, 9.4, 9.5). Породы с Кво=1 не содержат подвижных
углеводородов и поэтому не могут быть коллекторами нефти и газа. Породы с Кво<1
потенциально могут содержать нефть и газ, но отдают их при значениях Кво£ Кво,гр,
где Кво,гр в зависимости от свойств флюида и термобарических условий
составляет 0.5¸ 0.8. Для большинства коллекторов это значение 0.6¸ 0.7. В частности, для примера на рис.9.5 Кво,гр=0.6
и соответствующее ему Кп,гр=9%.
Нефтегазосодержащие
породы, заключенные в треугольнике между графиками r п=¦ (Кп) для Кв=0 и Кв=1
и ² технологической² границей
коллектор-неколлектор являются возможным объектом исследователей-разработчиков
будущего в качестве потенциальных источников ²
трудноизвлекаемого² углеводородного сырья.
На
рис.9.5 дается сравнение примеров определения линии, разделяющей породы на
продуктивные и непромышленно продуктивные по значению r п,кр, определенному статистическим путем - график r п=¦ (aсп) - на основании анализа результатов испытания многих
пластов и описанным выше петрофизическим - график r п=¦ (Кп) - для продуктивных горизонтов одного
из Западно-Сибирских месторождений.
Рис.9.5
Разделение коллекторов по характеру насыщения путем сопоставления п и
Кп; шифр графиков r п=¦ (Кп) Кв =const .
Использование
рассмотренных палеток целесообразно также для выявления в разрезе слоистых
глинистых и плотных трещиноватых коллекторов. Точки для слоистых глинистых
коллекторов, дающих при испытании чистый продукт, будут смещены в область
двухфазного течения на палетках, составленных для пород с рассеянной
глинистостью.
Точки
для трещинных коллекторов, дающих промышленные притоки нефти и газа будут
расположены левее технологической и нередко физической границы
коллектор-неколлектор.
Список
используемой литературы
1. Ш.К.Гиматудинов, А.И.Ширковский. Физика нефтяного и
газового пласта. М. Недра. 1982.
2. Ю.А.Медведев. Физика нефтяного и газового пласта.
Тюмень. 2000
. Бескровный Н.С. Рациональные пути освоения
нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья.-С.-Пб., 1993.
. Федорова Т.Д., Бочко Р.А. Водно-растворимые
соли баженовской свиты как критерий выделения зон коллекторов //Геология нефти
и газа. - 1991.-№2.
5. Б.Ю.Вендельштейн, Р.А.Резванов. Геофизические методы
определения параметров нефтяных коллекторов. М. Недра. 1978.
6. Б.Ю.Вендельштейн. Геофизические критерии
продуктивности нефтяного коллектора, основанные на законах фазовой
проницаемости. Труды МИНХ и ГП, М. 1979. вып. 144, с. 20-30.
. В.М.Добрынин, Б.Н.Куликов, В.Н.Черноглазов.
Обоснование промышленных кондиций нефтеносных коллекторов с помощью кривых
относительных проницаемостей. Труды МИНХ и ГП, М. 1979. вып. 144.
. О.Н.Кропотов, А.В.Ручкин, Г.Г.Яценко, В.Ф.Козяр.
Методика оценки характера насыщения пластов и прогнозирование состава притока
по данным каротажа. Геология нефти и газа, 1983, №2.
. Энциклопедия кругосвет.