Неоднородность нефтеносных пластов (макронеоднородность)

 

Макронеоднородность пластов, в которых залегает нефть, обнаруживается сразу же, при минимальном их изучении. Дебиты и продуктивность даже соседних скважин резко различны. Образцы породы, выносимые из скважин, обладают различными свойствами даже при визуальном изучении. Простейшие виды каротажа показывают различие пластов в скважинах по толщине, наличию глинистых пропластков и др. И тем не менее фактически до 50-х годов и в нашей стране, и в США разработка нефтяных месторождений базировалась на концепции однородности пластов. При расчетах добычи предполагалось, что происходят равномер­ное дренирование всего объема залежей, равномерный подъем водонефтяных или опускание газонефтяных контактов и т. п.

К середине 50-х годов на месторождениях Урало-Поволжья было накоплено достаточно примеров послойного обводнения пластов контурной, пластовой или закачиваемой водой, неполного охвата пластов по толщине заводнением. Вода проходила по не­значительной части толщины пластов (30—40 %), а остальная часть оставалась нефтенасыщенной. Было отмечено также нерав­номерное продвижение воды по площади, образование застойных недренируемых участков залежей и др. [36].

Все эти неединичные, неслучайные результаты разработки месторождений вызвали необходимость всестороннего изучения неоднородности пластов и ее учета в прогнозах дебитов скважин, добычи нефти и нефтеотдачи пластов.

В настоящее время общепризнано, что реальные нефтеносные пласты характеризуются неоднородностью по крайней мере трех основных видов — расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных пластов и неравномерностью свойств пластов по простиранию. Эти виды неоднородности нефтеносных пластов вы­зывают неравномерность потоков жидкости и помехи для извле­чения нефти, снижающие охват пластов рабочим агентом.

 

Расчлененность. Нефтеносные пласты, в силу изменяв­шихся условий отложения осадков при их образовании, представ­ляют собой не гомогенную пористую среду, а бессистемное чере­дование проницаемых нефтенасыщенных песчаных (терригенных) или известняковых и непроницаемых глинистых или доломитовых слоев, линз и пропластков. Расчлененность пластов бывает столь велика, что в пределах разреза одной скважины в пласте выде­ляется до 10—20 пропластков. На профиле, представленном на рис. 2, отражены лишь пропластки и слои толщиной более 0,5—1 м, поддающиеся выделению геофизическими средствами, и не показаны линзы и пропластки меньшей толщины. Из этого рисунка видно, насколько сложно строение нефтяных залежей и как трудно обеспечить полное дренирование всего объема за­лежи, особенно полный охват вытеснением нефти водой или иным рабочим агентом через нагнетательные скважины в добывающие.

Чистая эффективная нефтенасыщенная толщина пласта АВ₂_з Самотлорского месторождения (рис. 3) по простиранию залежи, от контура до контура, несколько раз снижается и возрастает на 10—12 м при средней толщине 10,5 м, что указывает на большую неравномерность песчанистости, расчлененности и прерывистости пласта.

Расчлененность пластов в нефтепромысловой геологии принято выражать различными коэффициентами — песчанистости, расчле­ненности, непрерывности и др.

Коэффициент расчлененности К_р представляет собой отноше­ние числа проницаемых пропластков во всех скважинах п к числу скважин N:

Коэффициент песчанистости Кп — это отношение суммы тол­щин проницаемых пропластков h к сумме общих толщин пласта во всех скважинах H:

Коэффициент непрерывности пластов Ks есть отношение суммы толщин проницаемых пропластков, встречаемых во всех скважинах (по корреляции, h_{i НЕПР}), к сумме толщин всех выде­ленных проницаемых слоев, линз и пропластков во всех скважи­нах h:

Эти довольно простые характеристики неоднородности пластов­, определяемые обычно по геофизическим данным, показывают, насколько сильно нефтенасыщенные пласты пронизаны непрони­цаемыми включениями. Например, на Самотлорском месторожде­нии коэффициенты расчлененности и песчанистости изменяются от 2,5 до 9 и от 0,24 до 0,76, соответственно.

В общем случае всякие непроницаемые включения в залежи ухудшают условия ее дренирования и разработки, так как явля­ются барьерами, препятствующими перемещению нефти к сква­жинам в любых направлениях. Но в некоторых частных случаях (в водонефтяных или газонефтяных зонах) непроницаемые слои и линзы предохраняют добывающие скважины от преждевремен­ного прорыва в них воды или газа и тем самым способствуют улучшению условий разработки этих зон. Этот вид неоднород­ности нефтенасыщенных пластов в настоящее время детально изучается и может учитываться при проектировании разработки нефтяных месторождений методом заводнения. Во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте, СибНИИНП и Гипровостокнефти созданы программы расчета на ЭВМ влияния бессистемной расчлененности пластов на охват их дренированием, которые используются для определения конечной нефтеотдачи пластов при заводнении.

Однако для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов, и особенно при закачке небольших по объему дорого­стоящих рабочих агентов, требуется знать доподлинно местопо­ложение всех линз, экранов и барьеров, чтобы обеспечить эффек­тивное воздействие на весь нефтенасыщенный объем залежей.

Изменчивость проницаемости. Проницаемость—спо­собность пластов фильтровать через себя жидкости и газы — важ­нейшее их свойство, определяющее эффективность извлечения нефти. В терригенных пластах проницаемость является следст­вием распределения пор по размеру, которое зависит от степени компактности, уплотнения, фракционного состава и цементации осадочного материала.

В карбонатных пластах дополнительное влияние на прони­цаемость оказывают вторичное растворение осадочного мате­риала, его перемещение, перекристаллизация и доломитизация.

Эти факторы в процессе образования нефтеносных коллекто­ров изменялись во времени и в пространстве, вследствие чего проницаемость пластов изменялась по вертикали и площади. Масштаб изменчивости проницаемости пластов различный — от 0,1—0,5 м до 5—500 м и более. Изменчивость проницаемости ма­лого масштаба наблюдается при полном выносе и детальном ана­лизе керна из пластов. Проницаемость образцов керна, удален­ных в пласте друг от друга по вертикали всего на 20—30 см, может изменяться в 5—10 раз и более. По площади залежей про­следить за изменением проницаемости можно по керну из разных скважин, удаленных на сотни метров друг от друга, по их про­дуктивности или геофизическим исследованиям.

В 50-х годах для количественного выражения неоднородности пластов по проницаемости стали использовать различные статистические законы распределения (нормальный, логарифмически-нормальный и др.). На их основе были созданы различные при­ближенные методики прогноза показателей разработки нефтяных залежей при заводнении. Всем этим методикам присуще одно и то же главное допущение — каждому значению проницаемости соответствует якобы независимый однородный слой пласта, не связанный по вертикали с другими и простирающийся по всей пло­щади залежи или части ее. Это допущение о строго послойной фильтрации в значительной степени условно, так как безоснова­тельно исключает возможность вторжения жидкости из слоя с одной проницаемостью в слой с другой и в горизонтальной плоскости, и по вертикали. Такое ограничение свободы движения жидкости в неоднородном по проницаемости пласте приводит к искажению расчетных значений средней проницаемости, продуктивности, отбора жидкости, конечной нефтеотдачи и др.

Перемещение жидкости из слоя в слой в какой-то мере ухудшается так называемой анизотропией пластов, выражающейся в том, что даже в чистых песчаниках средняя проницаемость по вертикали может быть в 2—10 раз ниже, чем в горизонтальном направлении. Это связано с уплотнением пород и наличием нефиксируемых тончайших глинистых прослоев. Но анизотропия не может полностью воспрепятствовать межслойному перетоку и из­бирательному движению жидкости. Тем не менее, жидкость выну­ждена двигаться через слои с различной проницаемостью в гори­зонтальной плоскости. Поэтому среднее значение проницаемости вдоль любой линии тока жидкости, колеблющейся по горизонтали и вертикали, является среднегармоническим составляющих раз­ностей, располагающихся по линии тока. Вместе с тем ясно, что в бессистемно неоднородном по проницаемости пласте нет усло­вий для неограниченного «блуждания» жидкости от подошвы к кровле пласта и между скважинами. Свобода движения жид­кости в неоднородных пластах ограничена какими-то пределами, зависящими не только от степени неоднородности, но и от самого характера неоднородности пластов, условий эксплуатации сква­жин и др. В каждом конкретном случае для построения расчет­ных моделей на основе анализа специфики строения, строго го­воря, требуется определять, какой вид осреднения проницаемости слоев и разностей реализуется в большей мере — среднеариф­метический, среднегармонический или среднегеометрический. Однако при современном моделировании процесса извлечения нефти из пластов адаптацией моделей по фактическим данным предшествующей разработки месторождений необходимости в определении этих значений проницаемости не возникает.

 

Условия насыщения нефтью

 

Вязкость нефти в пластовых условиях — основное свой­ство, определяющее ее подвижность и текучесть в пористой среде. Силы или расход энергии, которые необходимо затратить на пере мещение нефти по пласту к добывающим скважинам, прямо про­порциональны, а скорость фильтрации и расход (дебит) жид­кости обратно пропорциональны вязкости нефти при прочих одинаковых условиях.

В природе существуют залежи (скопления) жидких углеводо­родов с вязкостью от 0,4—0,5 до 15 000—20 000 мПа • с. В этом непрерывном ряде выделяются маловязкие (0,4—10 мПа-с), средневязкие (10—50 мПа • с), высоковязкие (50—1500 мПа • с), тяжелые (более 1500 мПа • с) нефти и битумы (более (20—25)10³ мПа • с).

Запасы нефти с вязкостью более 50 мПа•с принято относить к трудноизвлекаемым. Вязкость нефти в разрезе одного место­рождения может существенно (в десятки и сотни раз) разли­чаться для разных залежей и пластов. В пределах одной нефтя­ной залежи вязкость нефти также изменяется — увеличивается от верхней части к подошве и от участка к участку обычно не более чем в 1,5—2 раза.

Так как вязкость пластовой нефти — важнейшая для обосно­вания методов разработки характеристика, требуется тщательное ее определение по всему объему залежей.

Начальная насыщенность пластов. Пористая среда продуктивных нефтеносных пластов изначально насыщена нефтью совместно с остаточной связанной водой. Степень насыщенности нефтью продуктивных нефтеносных пластов изменяется в очень широком диапазоне. Высокопроницаемые нефтеносные терригенные пласты пористостью 24—27 % насыщены нефтью на 90—92 % и только на 8—10 % насыщены связанной водой. Соотношение насыщенностей нефтью и водой в исключительно хороших плас­тах достигает 10—11. К таким пластам относились пласт Д₁ Бавлинского, пласт Б₂ Зольненского месторождений. Практически на всех месторождениях Западной Сибири и Западного Казахстана полимиктовые коллекторы насыщены нефтью лишь на 60—65 %, а на 35—40 % — связанной водой. Соотношение насыщенностей их нефтью и водой составляет лишь 1,5—2. Известны месторожде­ния с начальной нефтенасыщенностью пластов лишь 50—55 % (Холмогорское, Зимняя Ставка и др.), при которой вместе с неф­тью в скважины поступает вода. Остальные известные нефтяные месторождения, в том числе и с карбонатными пластами, харак­теризуются промежуточными насыщенностями коллекторов нефтью и водой. Такое широкое различие насыщенностей пластов нефтью и связанной водой обусловлено разной их удельной по­верхностью и распределением размера пор. Крупнозернистые высокопроницаемые кварцевые песчаники имеют удельную по­верхность до 500—600 см²/см³ и узкий диапазон крупных пор, а слабопроницаемые и полимиктовые коллекторы соответственно до 30 000—60 000 см²/см³ и большую долю пор мелкого размера.

Распределение нефти и воды в порах определяется характером смачиваемости поверхности пор. В гидрофильных коллекторах вода пленкой покрывает зерна и занимает все наиболее мелкие поры и сужения пор, а нефть — все остальные, более крупные поры и центральные части пор. Насыщенность и водой, и нефтью непрерывна. При длительном залегании нефти в порис­той среде часть поверхности крупных пор оказалась в контакте с нефтью и гидрофобизовалась. Поэтому в большинстве слу­чаев реальные нефтеносные коллекторы обладают смешанной смачиваемостью — преимущественно водой и частично нефтью. В редких случаях нефтеносные коллекторы характеризуются пол­ной или преимущественно гидрофобной поверхностью пор, лучше смачиваемых нефтью. В этих случаях вода занимает наиболее крупные поры и насыщенность водой прерывиста.

На всех месторождениях нефть в пласте содержит растворен­ный углеводородный газ. Чаще нефть бывает недонасыщена газом и пластовое давление выше давления насыщения. Но на многих месторождениях в некоторых пластах нефть до предела насыщена газом, а избыточный газ образует в верхней части залежи газо­вую шапку разных размеров. Иногда газовая шапка по объему превышает нефтяную залежь. Подвижные нефть, газ и вода в за­лежах распределены строго в соответствии с силами гравитации, но в верхней газовой шапке всегда имеются неподвижные вода и нефть, в средней нефтяной зоне — остаточная неподвижная вода, а в нижней водоносной области — остаточная неподвижная нефть.