Геологоразведочных работ и эксплуатации

СОДЕРЖАНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ КУРСА «НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ»

В ходе реформы в России роль экономики в освоении природных ресурсов, и в частности, ресурсов углеводородов, возросла весьма значительно. Прежде всего это связано с тем, что природные ресурсы (земля, недра, водные ресурсы, растительный и животный мир и т.д.) перестали быть бесплатными. Теперь за все нужно платить, а это требует постоянных экономических расчетов для решения важной проблемы: будет ли рентабельным освоение того или иного объекта. Во-вторых, в отличие от советских времен, когда единственным хозяином всего было государство, в настоящее время появилось много самостоятельных недропользователей, осваивающих различные по своим геолого-экономическим показателям месторождения, которым небезразлично, с какими результатами они сработают, имея в виду, что никто их убытки покрывать не станет, как это было в Советском Союзе: убытки нерентабельных производств тогда компенсировались за счет высокоэффективных, т.к. хозяин был один - государство. Появилась необходимость в разработке различного вида рычагов, с одной стороны, изъятия сверхприбыли (акцизы, налоги за пользование недрами и т.д.), с другой - создания льготных условий для недропользователей, осваивающих трудноизвлекаемые и истощенные запасы. Это также требует экономических расчетов.

Таким образом, роль экономики и экономической науки в недропользовании существенно возросла.

С другой стороны, для того, чтобы экономические расчеты были квалифицированными и соответствовали существу процесса освоения недр, специалисты, выполняющие эти расчеты, должны иметь достаточные знания о самом процессе освоения месторождений, включая поисково-разведочные работы, разработку, исследование залежей и подсчет запасов.

В связи с изложенным основной целью курса является ознакомление студентов экономических специальностей с процессом изучения и освоения месторождений нефти и газа в объемах, достаточных для выполнения квалифицированных геолого-экономических оценок объектов освоения.

Для достижения этой цели необходимо на лекционных и практических занятиях ознакомить студентов с основными понятиями о залежах и месторождениях углеводородов, методами их изучения в процессе поисково-разведочных работ и эксплуатации залежей, приемами обобщения, обработки и интерпретации геолого-геофизической информации, получаемой в ходе сейсморазведочных работ, геолого-

 

 

Рис.2.2. Массивные залежи

Рис.2.1. Пластовые залежи

Рис.2.1.2. Стратиграфически экранированные залежи

Рис.2.1.1. Пластовые сводовые залежи

геофизических и гидродинамических исследовании скважин, подсчетом запасов нефти и газа.

2. ПОНЯТИЯ О ЗАЛЕЖАХ И МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УГЛЕВОДОРОДОВ

Нефть и газ находятся в природных ловушках, способных вмещать и сохранять углеводороды длительное время (миллионы лет) в пределах природной емкости. Для образования и сохранения залежей необходимо наличие нескольких благоприятных факторов:

1. Наличие коллекторов - пород, способных содержать, а при
эксплуатации - отдавать нефть и газ. Это - пористые, трещиноватые или
кавернозные породы (пески, песчаники, известняки и т.д.) обладающие
достаточной пористостью и проницаемостью.

2. Наличие покрышек, т.е. непроницаемых пород, перекрывающих
породы-коллекторы и предохраняющих залежи от разрушения.

3. Наличие благоприятных структурных форм (куполообразных
изгибов пластов), тектонических или литологических экранов, не
позволяющих нефти и газу всплывать вверх по восстанию пластов и
рассеиваться по пластам и в атмосферу.

Сочетание вышеуказанных факторов и разница в плотности нефти (газа) и воды обуславливают формирование и сохранение естественных скоплений нефти и газа, которые называются залежами.

Совокупность залежей, приуроченных к разным глубинам, контуры которых в плане имеют общие площади, называются месторождениями.

Месторождения бывают одно - и многопластовыми. В случае однопластовых контуры месторождения и залежи совпадают.

Газ, нефть и вода в залежах распределяются в соответствии со своими плотностями: наиболее легкое вещество - углеводородный газ занимает верхнюю, сводовую часть ловушки, ниже располагается нефть, которая подстилается подошвенной (законтурной) водой.

Классификаций залежей, определяющих особенности их строения, великое множество, причем основаны они на разделении залежей по самым различным признакам: по глубине и возрасту вмещающих пород, литологическому составу коллекторов, типу ловушек фазовому состоянию углеводородов, по количеству основных и второстепенных компонентов (содержанию метановых, нафтеновых, ароматических углеводородов, серы, смол, асфальтенов, металлов и т.д.).

Рассмотрим две основные классификации: по типу ловушек и по фазовому состоянию углеводородов.

По типу ловушек выделяются залежи: 1) пластовые (рис.2.1); 2) массивные (рис. 2.2);   3) литологически ограниченные (рис.2.3).

Рис 2.3. Литологически ограниченные залежи

Среди залежей пластового типа выделяют:

1) пластовые сводовые (рис.2.1.1);

2) стратиграфически экранированные (рис.2.1.2);

3) тектонически экранированные (2.1.3);

4) литологически экранированные (2.1.4).

 

 

Рис. 2.1.3. Тектонически экранированные залежи

Рис.2.1.4. Литологически экранированные залежи

Пластовая сводовая залежь приурочена к ловушке пластового типа, т.е. к пласту коллектора, ограниченного сверху и снизу непроницаемыми породами и изогнутыми в форме свода. Залежь по контуру подпирается водой (рис. 2.1.1). К этому типу относится большинство залежей Среднего Приобья.

Пластовая стратиграфически экранированная залежь ограничена непроницаемыми породами, залегающими над поверхностью стратиграфического несогласия (рис.2.1.2). С определенной долей условности к этому типу могут быть отнесены залежи Шаимского района.

Аналогично, тектонически экранированная залежь вверх по восстанию пласта ограничивается поверхностью тектонического нарушения (рис. 2.1.3).

Литологически экранированная залежь вверх по восстанию пласта ограничивается поверхностью литологического замещения коллекторов, содержащих углеводороды, непроницаемыми породами (рис.2.1.4, залежь БС₁₀ Усть-Балыкского месторождения).

Рис.2.2.1. Массивные залежи в антиклинальной складке

Рис. 2.2.2. Массивные залежи в эрозионном выступе

Среди залежей массивного типа выделяют: массивные залежи в антиклинальной складке (рис.2.2.1, залежи газа в сеноманских отложениях), массивные залежи в эрозионном выступе (рис.2.2.2, Ханты-Мансийское месторождение, залежи в коре выветривания Шаимского района) и массивные залежи в биогермных выступах (рифовых массивах. рис.2. 2.3).

Особенностью залежей массивного типа является то, что высота залежи А всегда меньше толщины коллекторов H, в связи с чем залежь по всей площади подстилается подошвенной водой.

Рис.2.2.3. Массивные залежи в биогермных залежах

■})

Литологически ограниченные залежи приурочены к ловушкам в коллекторах линзовидной формы, ограниченных со всех сторон непроницаемыми породами (рис.2.3.1).

Рис. 2.3.1. Литологически ограниченные залежи, приуроченные к ловушкам в коллекторах линзовидной формы, ограниченные со всех сторон непроницаемыми породами

Такие ловушки чаще всего связаны с береговыми и устьевыми барами, деятельностью устьевых и дельтовых потоков крупных рек и т.д. По фазовому составу углеводородов залежи подразделяются:

1) на нефтяные;

2) нефтегазовые;

3) газовые;

4) газоконденсатные;

5) нефтегазоконденсатные.

Нефтяные залежи, как видно из названия, представляют из себя скопление углеводородов, находящихся в пласте в однофазном жидком состоянии (рис.2.4.1). В нефтегазовых, кроме жидкой нефти, в наиболее приподнятых частях ловушек содержится углеводородный газ, так называемая газовая шапка (рис.2,4.2).

 

Рис.2.4.1. Нефтяные залежи

 Рис.2.4.2.Нефтегазовые залежи

В газовых залежах углеводороды в пластовых условиях находятся в газообразном состоянии (рис.2.4.3). Газокондеисатные залежи, кроме газа, содержат в своем составе жидкие углеводороды, растворенные в газе, которые при подъеме на поверхность выделяются в самостоятельную жидкую фазу (рис.2.4.4).

Рис.2.4.3. Газовые залежи                                 Рис.2.4.4. Газоконденсатные залежи

Нефтегазоконденсатные залежи кроме газоконденсатной фазы нижней части содержат жидкую нефть (рис.2.4.5).

Рис.2.4.5. Нефтегазоконденсатные залежи

По существующим в настоящее время наиболее распространенным представлениям, залежи нефти и газа сформировались в результате миграции и аккумуляции углеводородов. Миграция - это перемещение

углеводородов в толщах горных пород под воздействием различных природных сил (перепаде давлений за счет уплотнения глинистых пород, тектонических напряжений, разницы в плотностях воды и углеводородов я т.д.). Различают первичную и вторичную миграции. Первичная миграция - это перемещение углеводородов из нефтематеринских (преимущественно глинистых) пород в проницаемые породы. Вторичная миграция представляет собой перемещение углеводородов внутри пласта вверх по восстанию пород под воздействием разницы плотностей углеводородов и пластовых вод, в среде которых происходит вторичная миграция. Наиболее слабым местом такой гипотезы формирования залежей углеводородов является первичная миграция.

Аккумуляция представляет собой скопление углеводородов в ловушках, образованных сочетанием ряда благоприятных факторов, о которых более подробно было сказано выше (наличие коллекторов, покрышек, благоприятных структурных форм и т.д.). В случае исчезновение одного или всех этих благоприятных факторов в процессе геологической истории недр (разрушение структуры, покрышки и т.д.) происходит разрушение залежи, например рассеяние УВ в атмосфере. Может происходить и химическое и биологическое разрушение залежей.

ИЗУЧЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ В ПРОЦЕССЕ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Категории и типы скважин

На каждом этапе и стадии геологоразведочных работ на объектах бурятся скважины, отвечающие требованиям для выполнения соответствующих комплексов исследований.

Так, на региональном этапе в пределах крупных перспективных бассейнов бурятся опорные и параметрические скважины, основное предназначение которых - получение общегеологической информации о регионе.

Опорные скважины бурятся с целью изучения и геолого-геофизической характеристики крупных геоструктурных элементов, определения общих закономерностей распространения комплексов пород (коллекторов и покрышек), благоприятных для формирования залежей. Учитывая неизученность или слабую изученность разреза в новых районах, где бурятся опорные скважины, в них проектом предусматривается увеличенный отбор керна и расширенный комплекс геолого-геофизических исследований. Так, бурение с отбором керна в зависимости от конкретных условий может достигать 20-30% и даже более. Комплекс ГИС в опорных скважинах включает все приемлемые для данного разреза методы. Результаты бурения и исследования данных опорных скважин используются для подсчета прогнозных ресурсов углеводородов.

Цель бурения параметрических скважин - получение геолого-
геофизических характеристик разреза для использования их при
интерпретации    данных         геофизических       (грави-магнитных,

электроразведочных, сейсморазведочных и др.) работ. Данные этих скважин также используются для геологического изучения глубинного строения недр, оценки перспектив нефтегазоносности, выбора наиболее рационального комплекса геофизических исследований скважин (ГИС). В связи с этим в этих скважинах так же, как и в опорных, предусматривается усиленный отбор керна.

Структурные скважины бурятся на поисковом этапе при подготовке объектов для поисковых работ. Учитывая унаследованный характер развития структур, когда верхние горизонты в общем повторяют строение нижних, предполагаемых продуктивных пластов, структурные скважины бурятся на небольшие глубины (до 300-500 м) с учетом вскрытия первого надежного репера. Карта, построенная по этому реперу, используется для заложения скважин на более глубокие горизонты. Структурные скважины могут буриться также в сложных геологических условиях, когда возникают сложности в инвентаризации результатов геофизических съемок.

Поисковые скважины бурятся обычно на подготовленных объектах,

структурных и неструктурных ловушках с целью открытия новых залежей нефти и газа. В этих скважинах выполняется полный комплекс ГИС и отбор керна в интервалах предполагаемых залежей (до 5-10% от общей глубины скважин). Предусматривается опробование и исследование перспективных интервалов.

Разведочные скважины бурятся на открытых месторождениях с целью подготовки запасов известных залежей к промышленному освоению. В связи с этим в проектах этих скважин меньше неопределенности, разрезы достаточно надежно прогнозируются, поэтому отбор керна в них существенно меньше, чем в поисковых. Комплекс ГИС также определен надежно и выполняется только в необходимых для изучения параметров объемах. Разведочные скважины могут быть использованы как для опытно-промышленной, так и промышленной эксплуатации залежей.

Цель бурения эксплуатационных скважин - разработка залежей, поэтому основными требованиями к ним являются технологические параметры ствола для обеспечения требуемых условий для подъема нефти или газа на поверхность. Керн в эксплуатационных скважинах отбирается в исключительных условиях, ГИС проводится в сокращенном объеме.

В группу эксплуатационных входят также нагнетательные, оценочные и наблюдательные скважины.

Нагнетательные скважины используются для закачки воды в пласт для поддержания пластового давления, оценочные - для уточнения параметров режима работы пласта в процессе эксплуатации, выявления невыработанных участков, оценки степени вытеснения нефти и т.д. В наблюдательных скважинах ведется наблюдение за движением контактов, изменением давления и т.д.

Геологический профиль

Более наглядно поведение горизонтов и пластов по площади месторождений и нефтегазоносных районов можно представить на геологических профилях. Геологический разрез (или профиль) - это графическое изображение строения кедр в вертикальной плоскости, пересекающей объект исследования в определенном направлении. Для получения объемного представления строят несколько разрезов, пересекающих исследуемый объект в разных направлениях. Обычно строят профили вкрест простирания или по простиранию (вдоль длинной и короткой осей структур), а также по диагонали. При графическом оформлении геологических разрезов указывается направление, по которому он построен, масштабы вертикальный и горизонтальный, которые не всегда одинаковы, т.к. часто расстояния по горизонтали и вертикали могут различаться на несколько порядков. При одинаковых масштабах детали строения объекта по вертикали отобразить на таких

профилях не удастся.

Схема построения геологического разреза следующая.

1. Провести линию уровня моря; на линии уровня моря отметить местоположение скважин на профиле в выбранном масштабе.

 

2. Через указанные точки провести вертикальные линии, отображающие ствол скважин, на которых отметить альтитуду устья
скважин и границы основных маркирующих горизонтов, пластов и пачек.

3. Провести корреляцию разрезов и соединить одноименные границы.

4. Вычертить литологию пород в соответствии с принятыми условными обозначениями.

При построении геологических разрезов необходимо учитывать возможные искажения от ошибок при снесении скважин на профиль и из-за возможной кривизны скважин. Искажения возникают также из-за разницы вертикального и горизонтального масштабов.

Структурная карта

Если типовой или нормальный разрез дает представление о строении разреза в точке, геологический профиль - в вертикальной плоскости, то структурная карга дает возможность получить представление о поведении пласта или горизонта в плане. Структурными называются карты, на которых изображается положение опорного горизонта в пространстве при помощи линий равных высот (изогипс). Эти карты позволяют решить целый ряд вопросов нефтегазопромысловой геологии:

газоносности и местоположения проектировании

1) размещение поисково-разведочных скважин;

2) определение контуров нефтеносности и
местоположения залежей;

3) расчет количества          и определение
эксплуатационных, нагнетательных скважин при
разработки нефтяных и газовых залежей;

4) изучение закономерностей изменения свойств продуктивного
пласта, пластовых жидкостей и газов, пластовых давлений в
пространстве;

5) слежение за продвижением текущих контуров нефтеносности и
газоносности в процессе разработки;

6) расчет конечной и текущей нефтеотдачи по залежам или их

частям и т.д.

В зависимости от решаемых задач структурные карты строят по кровле или подошве пласта, или по кровле первого проницаемого пропластка. Промежутки между изогипсами (линиями равных высот) называются сечением изогипс. В зависимости от перепада высот в пределах карты сечение изогипс может быть разным.

Для пологих, малоамплитудных структур сечение изогипс обычно

принимается равным 5-10 м. При структурных построениях на геосинклинальных структурах, характеризующихся крутыми склонами и большой амплитудой падения, сечение изогипс берется больше: 10-25 м. На региональных структурных картах, где перепад высотных отметок может достигать многих сотен, даже тысяч метров, сечение изогипс обычно принимается равным 50-100 м.

Масштаб карт в зависимости от объектов исследования и решаемых задач также может существенно различаться. На мелких залежах для целей подсчета запасов и анализа разработки применяется масштаб 1:10000 или 1:25000. На крупных объектах для тех же задач карты строятся в масштабе 1:50000 и 1:100000. Региональные структурные карты, которые охватывают площадь в десятки и сотни тысяч км², строятся в более мелком масштабе: 1:200000, 1:500000 и даже 1:1000000.

В поисково-разведочной и нефтегазопромысловой практике существует несколько способов построения структурных карт: 1) метод треугольников; 2) метод профилей; 3) метод схождений; 4) комплексный метод на основе сейсмических карт. Сейчас все эти методы реализованы в компьютерных программах, и карты обычно строятся при помощи современных компьютерных средств.

Способ треугольников применяют обычно при наличии большого количества скважин, когда этих данных достаточно для кондиционных структурных построений. При этом на лист наносятся все скважины в выбранном масштабе и абсолютные отметки изучаемого горизонта. Отметки наносятся с учетом возможных искажений за счет кривизны ствола. Затем ближайшие друг к другу скважины соединяются прямыми линиями так, что вся площадь залежи разбивается на отдельные треугольники. По этим линиям производится интерполяция отметок между соседними скважинами при выбранном сечении изогипс. Затем одноименные отметки соединяют плавными линиями и получают структурную карту по изучаемой поверхности. При этом следует учесть некоторые ограничения, пренебрежение которыми может привести к грубым ошибкам построения. В частности, нельзя интерполировать отметки между скважинами, расположенными на разных крыльях структуры, в зоне седлообразных прогибов между мелкими осложнениями структуры, между скважинами в разных блоках тектонически нарушенной структуры и т.д.

Способ геологических профилей. Метод применяется при наличии тектонических разломов и недостаточном количестве пробуренных скважин. Для построения структурной карты этим способом строят ряд поперечных и продольных профилей, на которых отображают поведение изучаемой поверхности. Затем пересекают эти профили горизонтальными линиями, отстоящими друг от друга на расстоянии выбранного сечения

изогипс. Точки пересечения этих линяй с изучаемой поверхностью переносят на карту и соединяют одноименные (по отметке) точки.

Карты схождения строят тогда, когда данных для кондиционных построений явно недостаточно, но имеются достоверные сведения о строении вышележащих горизонтов (например, по данным структурного бурения) и о поведении толщин пород между этой поверхностью и поверхностью, по которой предстоит построить карту. Метод основан на двух допущениях: во-первых, предполагается, что структура имеет унаследованное развитие (т.е. по разным поверхностям конфигурация карт сходна и может отличаться лишь глубиной и амплитудой), во-вторых, считается, что толщины по площади более стабильны, чем высотные отметки и прогнозировать их можно более достоверно. При построении структурных карт методом схождения на структурную карту по верхнему горизонту с достоверными отметками накладывается карта толщин между ним и изучаемым горизонтом. В местах пересечения изогипс и линий равных толщин (изопахит) суммированием отметок по верхнему горизонту и толщин определяют расчетные отметки по нижнему, исследуемому горизонту. По этим отметкам строят структурную карту.

Комплексный метод предусматривает использование дополнительной информации, в частности, сейсмической карты по ближайшему отражающему горизонту. На сейсмическую карту наносят в выбранном масштабе пробуренные скважины и абсолютные отметки горизонта, по которой предполагается построение карты. Изолинии в соответствии с этими отметками проводят, стараясь вести их параллельно с изогипсами сейсмического горизонта.

Карты мощностей (толщин)

Карты мощностей широко используются в поисково-разведочной и нефтегазопромысловой практике при прогнозе изменения мощности пород по площади, определении объемов нефгегазосодержащих пород, при размещении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, гидродинамических расчетах и т.д.

Различают карты общей, эффективной и эффективной нефте-газонасыщенной мощностей пласта. Общая мощность пласта - это мощность пласта от кровли до подошвы по корреляции. Эффективная мощность определяется как сумма мощностей проницаемых пропластков в пределах границ пласта, а эффективная нефтегазонасыщенная- сумма мощностей пропластков, насыщенных нефтью или газом.

Методика построения карт мощностей практически ничем не отличается от методики построения структурных карт. На плане с

нанесенными скважинами наносятся сведения о соответствующих мощностях и по методу треугольников проводятся изолинии, которые в этом случае называются изопахитами. При наличии априорной информации (установленная связь мощностей с высотным положением пласта или другие закономерности) карта изопахит строится с учетом этих данных.

Для построения карты эффективных нефтегазонасыщенных мощностей на карту эффективных мощностей наносят внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. Во внутреннем контуре нефтеносности изопахиты эффективных мощностей оставляют без изменения, а в межконтурной зоне мощности уменьшают от конкретной величины у внутреннего контура до нуля у внешнего. Изопахиты в этой зоне проводят параллельно к линиям контуров.

Гранулометрический состав

Терригенные коллекторы состоят из обломков (зерен) минералов и пород различного размера, скрепленных между собой карбонатным или терригенным цементом. В зависимости от преобладания того или иного размера зерен породы - коллекторы называются по-разному: при размерах обломков 1-5 мм - это гравелит (несцементированные и рыхлые разности называются гравий). Породы с размерами зерен 0,1-1,0 мм называются песчаниками (пески), 0,01-0,1 мм - алевролиты (алевриты) и аргиллиты (глины) при размере зерен менее 0,01 мм. В свою очередь, каждая из этих пород делится на крупно -, средне - и мелкозернистые разности. Соотношение зерен разного размера в составе пород называется гранулометрическим составом. Эта характеристика пород имеет важнейшее влияние на качество коллекторов. Количественное содержание разных фракций определяет пористость, проницаемость, удельную поверхность, продуктивность пород.

Для определения гранулометрического состава пород проводят ситовой и седиментационный анализ. Первый из них осуществляется путем просеивания дезинтегрированной породы через сита разного размера. Но такой анализ применим для зерен сравнительно крупного размера (обычно более 0,1 мм). Для разделения зерен более мелкого размера применяется седиментационный анализ, когда порода размешивается с водой и по времени осаждения порода разделяется на разные фракции.

Порода никогда не состоит из зерен одной фракции и содержит обломки песчаного, алевритового и глинистого размеров. Сочетание разных фракций в составе породы определяет степень отсортированности пород: хорошо отсортированными считаются породы, в составе которых явно преобладает одна фракция, и плохо отсортированными - те, которые состоят из зерен разного размера. При одинаковой средней размерности зерен лучшими коллекторскими характеристиками обладают лучше отсортированные породы, т.к. в плохо отсортированных породах поры, создаваемые между крупными обломками, заполняются более мелкими зернами, что приводит к резкому снижению пористости и проницаемости.

Значительное влияние на коллекторские свойства пород имеет размер зерен: чем крупнозернистее порода, тем более высокими коллекторскими характеристиками она обладает. К уменьшению коллекторских параметров пород приводит содержание глинистых частиц.

Пористость

Пористость пород характеризует их емкостные свойства и определяется объемом пустот внутри пород, сложенных порами, кавернами и трещинами. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную. Общая пористость определяется объемом всех пор, независимо от их размеров и наличия между ними связей. Открытая пористость охватывает только сообщающиеся между собой поры. Эффективная пористость определяется объемом пор, заполненных полезным компонентом (нефтью или газом). Наиболее широкое распространение получила открытая пористость и чаще всего когда говорят о пористости пород, речь идет об открытой пористости.

Открытая пористость характеризуется коэффициентом пористости

т, который равен:

m=Vn/V₀где V п - объем открытых пор;

Vо - объем образца породы.

При этом пористость получается в долях единицы. На практике чаще пористость дается в процентах, для получения которой полученную цифру умножают на 100.

Каналы, по которым поры соединяются между собой, подразделяются на сверхкапиллярные (2-0,5 мм), капиллярные (0,5-0,0002 мм) и субкапиллярные- менее 0.0002 мм. По сверхкапиллярным каналам движение нефти и газа происходит свободно, по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил, а по субкапиллярным каналам движение жидкости невозможно. Если в породе распространены только субкапиллярные каналы, она, независимо от величины пористости, является неколлектором (покрышкой). К таким породам относятся глины, аргиллиты, плотные известняки и т.д.

Наиболее распространены в природе породы с межзерновой пористостью (пески, песчаники, алевролиты и т.д.). Реже встречаются кавернозные и трещинные коллекторы. Первые характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются среди пород самого различного происхождения: в известняках, плотных песчаниках, вулканических и метаморфических породах. По абсолютной величине трещинная пористость обычно невелика и составляет доли или первые единицы процентов, в то время как межзерновая и кавернозная пористости могут достигать нескольких десятков процентов. Между тем трещинная пористость играет большую роль при формировании проницаемости пород, т.к служит каналами для движения жидкости и газа по пласту.

В Западной Сибири практически весь газ и вся нефть сосредоточены в породах с межзерновой пористостью. Величина пористости в разных пластах колеблется от 10-12% (глубокозалегающие отложения нижней-средней юры) до 30-35% (сеноманские отложения). Редко встречаются образцы с пористостью до 40%.

Пористость определяется как по лабораторным исследованиям керна, так и по данным промыслово-геофизических исследований скважин. По керну пористость обычно определяется по метод)' Преображенского: путем взвешивания сухих и насыщенных керосином или водой образцов. Для определения пористости по данным ГИС строятся зависимости:

гдеP_(n) - параметр пористости, определяемый как отношение сопротивления водонасыщенного образца к сопротивлению воды при пластовой минерализации:

к_(п) - коэффициент пористости, определенный по керновым данным.

По данным ГИС в разрезе скважин определяется сопротивление водоносного пласта, рассчитывается параметр пористости, и по графику определяется пористость.

Проницаемость

Проницаемость пористой среды определяется ее способностью пропускать через себя жидкость или газ при наличии перепада давления, Проницаемость зависит от размеров и формы (извилистости) открытых пор. Для оценки проницаемости пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации в пористой среде прямо пропорциональна проницаемости породы, перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся жидкости.

Формула, выражающая отмеченную зависимость, приводятся ниже:

Kпр= QμL / FΔP

 

где К_пр - коэффициент проницаемости, м²;

Q - объемный расход жидкости за единицу времени, м³/сек;

μ - абсолютная вязкость жидкости, Па.с;

L - длина образца, м;

F - площадь сечения образца, м²;

Δ Р - перепад давлений на концах испытуемого образца, Па.

За единицу измерения проницаемости принимают м². Это соответствует расходу за 1 сек 1 м³ жидкости вязкостью 1 Па.с через образец сечением 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па. Ранее была распространена другая единица - Дарси, которая равна 1,02* 10^-12 м².

Различают абсолютную, эффективную и относительную проницаемость.

Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при условии отсутствия физико-химического взаимодействия между ними и пористой средой и при полном заполнении пористой среды жидкостью или газом.

Эффективной является проницаемость для одной фазы (жидкости или газа) при присутствии в поровом пространстве другой фазы - газа или жидкости.

Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной, и ее величина меняется в интервале 0-1.

Эффективная проницаемость всегда ниже, чем абсолютная, т.к. при определении эффективной проницаемости в поровом пространстве присутствует другая фаза, которая занимает часть порового пространства и приводит к уменьшению эффективного сечения, через которую идет фильтрация жидкости. Величина эффективной проницаемости кроме других факторов существенно зависит от степени насыщения соответствующей фазой: она максимальна при полном насыщении данной фазой и приближается к абсолютной проницаемости и минимальна при слабом насыщении. При достижении определенного предела проницаемость по данной фазе может упасть до нуля.

 

ИЗУЧЕНИЕ СВОЙСТВ НЕФТИ

Нефть, газ и газовый конденсат, находящиеся в залежах, представляют из себя смесь различных углеводородов (органических соединений, состоящих в основном из углерода и водорода с небольшой примесью серы, различных металлов и их соединений, азота, инертных газов), В зависимости от количества атомов углерода в молекуле углеводородов они имеют различное фазовое состояние. В стандартных условиях (20°С и 0,1 мПа) углеводороды с содержанием до 5 атомов углерода в молекуле (пентан) являются газами, от 6 до 17 атомов углерода - жидкости и выше - твердое вещество - парафины.

Основными параметрами, определяющими свойства нефти, являются ее плотность, вязкость в пластовых и поверхностных условиях, газосодержание, сжимаемость, температурное расширение, объемный коэффициент, содержание серы.

Плотность

Плотность нефти - это масса ее в единице объема, определяется по формуле

рн=m/V

 

где рн - плотность нефти,

т - масса нефти в объеме V

Единица измерения плотности - кг/м³. Необходимо различать плотность нефти в пластовых и поверхностных условиях, которые существенно различаются между собой. Это связано с тем, что нефть в пластовых условиях содержит значительное количество растворенного углеводородного газа, при более высоком давлении и температуре. При подъеме нефти на поверхность с ней происходят следующие изменения:

1) из нефти выделяется растворенный газ,  она дает усадку и
становится более плотной;

2) температура нефти падает и за счет сжатия, при этом нефть
становится более тяжелой;

3) давление в системе снижается, за счет чего нефть становится
более легкой.

Суммарное воздействие всех трех факторов приводит к тому, что при подъеме на поверхность нефть становится более тяжелой. Основным фактором, влияющим на плотность нефти, является количество растворенного в ней газа. В зависимости от количества растворенного

газа плотность нефти в пластовых условиях может меняться в пределах 600-800 кг/м³, в редких случаях выше или ниже. В поверхностных условиях плотность нефти существенно выше и колеблется в пределах 700-1000 кг/м³. Наиболее часто встречающиеся плотности нефти в поверхностных условиях - 800-880 кг/м³. По плотности нефти делятся на легкие (менее 850 кг/м³) и тяжелые (более 850 кг/м³).

Плотность нефти является комплексным параметром, характеризующим качество нефти, прежде всего выход легких фракций (бензина, керосина).

5.2. Вязкость нефти в пластовых и поверхностных (стандартных) условиях