Нефте-, газо-, водонасыщенность коллекторов.

Поровое пространство пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений, как правило, заполнено углеводородами частично. Часть порового пространства занимает так называемая связанная вода. Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. До появления в этих коллекторах нефти и газа они были полностью или частичнозаполнены водой. Процесс формирования залежей углеводородов сопровождался вытеснением воды из пор, каверн и трещин.

Содержание остаточной воды обычно выражают в процентах от суммарной емкости пор. Оно может меняться от первых единиц до 70 % и более. В большинстве хорошо проницаемых песчано-алевритовых коллекторов содержание остаточной воды составляет 15-25 %.

Количество остаточной воды в породах-коллекторах зависит от многих факторов. Важнейшие из них: минеральный состав, структура порового пространства, минеральный состав и количество глинистого цемента, карбонатность терригенных коллекторов, содержание поверхностно-активных веществ в нефтях.

Менее изученными факторами, влияющими на содержание остаточной воды в породах-коллекторах, являются время формирования последних и время образования в них нефтяных и газовых залежей.

Существует довольно много способов определения остаточной водонасыщенности породы-коллектора. В лабораторных условиях применяются следующие.

1. Способ, основанный на определении потери массы исследованного образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105-107°С и на определении объема отогнанной из него или из смежного образца воды при кипячении их в растворителе с температурой кипения до 110°С. Погрешность метода не превышает 2 %.

2. Способ центрифугирования, при котором экстрагированный и полностью высушенный образец насыщается водой, которую затем вытесняют с помощью центрифуги при частоте вращения 4400-31500 об/мин.

3. Хлоридный метод, основанный на представлении о том, что минерализация погребенной воды в данной нефтяной или газовой залежи постоянна. Исходя из этого, зная минерализацию керна, т.е. содержание в нем хлоридов, можно установить истинную его водонасыщенность.

4. Метод полупроницаемой мембраны, основанный на отжатии свободной воды силами капиллярного давления с сохранением в образце породы остаточной воды.

5. Метод ртутной капиллярометрии, который заключается в нагнетании ртути в керн с одновременным измерением капиллярных давлений.

Применяются также и многие другие лабораторные методы. В промысловых условиях для определения остаточной водонасыщенности широко распространен метод низкочастотной электрометрии, или электрический каротаж. Метод основан на том, что электропроводность породы коллектора зависит от количества и минерализации насыщающей его воды. По результатам геофизических исследований против испытуемых пластов определяют петрофизическую характеристику.

Используя данные лабораторных определений остаточной водонасыщенности керна и петрофизические характеристики породы- коллектора, для этих же интервалов строят оценочные зависимости, с помощью которых далее находят остаточную водонасыщенность (нефтенасыщенность), используя только результаты геофизических исследований.

При обобщении результатов исследования величины остаточной водонасыщенности обычно сопоставляют с проницаемостью как с параметром, наиболее полно отражающим влияние гранулометрического состава и текстурно-структурных свойств породы коллектора.

П.Джонс для ориентировочного представления о содержании связанной воды рекомендует пользоваться графиком (рис. 23).

Для конкретных пород коллекторов с межзерновой пористостью можно пользоваться зависимостью между проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Для различных отложений она различна (рис.24).

Оба примера показывают, что при меньших значениях абсолютной проницаемости наблюдается наибольшая остаточная водонасыщенность, и наоборот.

Для практической цели удобны статистические зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности от величины отно­сительной глинистости Орд. Величину относительной глинистости можно определить на любой стадии разработки месторождения, а следовательно, на любой стадии можно найти остаточную водо­насыщенность и начальную нефтегазонасыщенность коллектора.

4 70 •100 1000 Проницаемость, •

Рис.23. Зависимость между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью для пород-коллекторов различного типа (по Джонсу, 1946):

1 - пески мелкозернистые; 2 - пески сред-незернистые; 3 - лески крупнозернистые;

известняки и доломиты

Рис.24. Зависимость содержания оста­точной воды от проницаемости для раз­личных нефтегазоносных пород (по А.А. Ханину): 1 - алевролиты абазин-ской свиты Ахтырско-Бугундырского неф­тяного месторождения: 2 - алевриты ха-думского продуктивного горизонта Северо-Ставропольского газового месторождения: 3 - песчаники угерской свиты газовых месторождений Угерско и Бильче-Волица; 4 - модели песков кварцевых; 5 - алевро­литы свиты медистых песчаников Шебелинского газового месторождения; 6 - песча­ники мелкозернистые продуктивных горизонтов мела Газлинского газового место­рождения; 7 - песчаники мелкозернистые газоконденсатного месторождения Русский хутор; 8 - песчаники мелкозернистые Усть-Балыкского и Мегионского нефтяных месторождений; 9 - песчаники мелкозернистые мотской свиты Марковского газоконденсатного месторождения; 10 - песчаники средне- и мелкозернистые газовых месторождений Байрамапи и Майского; 11 - рифовые пермские газоносные известняки ишимбайского типа

 

Пластовые нефти и газы.

При техногенном воздействии на пластовую нефть, заключающемся в создании гидродинамических потоков воды и нефти в залежи, закачки вытесняющих агентов в пласт, и вследствие происходящих при этом физико-химических процессов взаимодействия между пластовыми и закачанными жидкостями наблюдается изменение значений физико-химических свойств добываемой нефти.

С началом гидродинамического воздействия на пластовую нефть она неизбежно разделяется на две составляющие: подвижную нефть, которая может быть добыта в процессе разработки залежи, и остаточную нефть, которая остается в залежи в силу различных причин. Из многочисленных публикаций известно, что свойства подвижной и остаточной составляющих пластовой нефти могут сильно отличаться друг от друга. Из-за сложившейся практики в процессе исследований физико-химических свойств пластовой нефти участвует только ее подвижная составляющая (отбор проб пластовой нефти), свойства же остаточной нефти практически не изучены. На данном этапе развития исследователи могут только моделировать остаточную нефть, расчетными методами получать значения ее свойств и компонентного состава.

Надо разделять понятия «пластовая нефть» и «подвижная нефть», потому что «подвижная нефть» является частью «пластовой нефти» и между ними наблюдаются разные значения их физико-химических свойств. При информационном обеспечении процесса добычи нефти необходимо учитывать различия между свойствами «пластовой нефти» и «подвижной нефти», так как техногенное воздействие оказывается в целом на «пластовую нефть», а добывается только ее часть — «подвижная нефть».

С началом техногенного воздействия на пласт начинаютcя процессы перераспределения компонентов между подвижной и остаточной составляющими пластовой нефти. Пластовая нефть выходит из начального состояния термодинамического равновесия, характеризующегося определенными значениями внутренней энергии системы: пластовая жидкость – поверхность коллектора.

Под техногенными процессами в данном случае понимается воздействие на пластовую нефть, которое выводит ее из состояния начального термодинамического равновесия между ее компонентами, с породой, пластовой водой и т.д. К техногенным процессам можно отнести: гидродинамическое воздействие на пластовую нефть, закачки воды и ПАВ в пласт, процессы, приводящие к изменению структуры и свойств порового пространства, то есть в целом технологическую деятельность, направленную на добычу углеводородного сырья.

Процессы техногенного воздействия приводят к изменению компонентного состава и значений физико-химических свойств подвижной нефти.

В научной литературе приведены примеры изменения состава попутного газа, происходящие при разработке месторождения.

Добываемая подвижная нефть в процессе подготовки разделяется на товарную нефть и попутный газ, поэтому логично предположить, что техногенное воздействие повлияет и на компонентный состав обеих составляющих подвижной нефти.

При разработке залежи содержание метана в попутном газе возрастает и это происходит из-за растворения метана в воде; рост содержания метана в попутном газе объясняется добычей его с увеличивающимися объемами подтоварной воды.

Давление насыщения – это давление, при котором газ выделяется из нефти при его изотермическом расширении. Это важнейший параметр, определяющий параметр разработки.

На давление насыщения оказывает существенное влияние ультразвуковое воздействие. С повыщением температуры давление насыщения растет.

Коэффициент сжимаемости – это очень важная величина для пластовой нефти

Кс=0,4 – 0,7 ГПа-1

 

При значительном содержании газа коэффициент увеличивается до 14.

На коэфф-т сжимаемости влияет температура.

 

Контрольные вопросы:

1. Какие существуют способы определения водонасыщенности в лабораторных условиях?

2.Что представляет собой пластовая нефть?

3.Что такое коэффициент сжимаемости?

 

Литература

1. Гиматудинов Ш. К. и др. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра,1982. – 312с.

2. Оркин Г. К., Кучинский П. К. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1955. – 299с.

3. Амикс Дж. и др. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 572с.

4. Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский Л. И., Чугунов Л. С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. – М.: Наука, 1996. - 541с.

5. Варфоломеев Д. Ф., Хамаев В. Х. Химия нефти и газа. – Уфа, 1977. – 61с.

 

 

Лекция 27

Тема: Коллекторские свойства горных пород.

План 1. Газоконденсаты и газогидраты.