Геолого - промысловое изучение коллекторов

Горные породы, способные содержать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Коллекторами чаще всего являются терригенно - карбонатные породы, значительно реже- вулканические и метаморфические. Среди терригенных наиболее распространенными коллекторами являются пески, песчаники, алевролиты, реже гравелиты, среди карбонатных - трещинно-кавернозные и пористые известняки и доломиты. В Западной Сибири коллекторами нефти и газа являются исключительно пески, песчаники и алевролиты.

Основной характеристикой пород- коллекторов являются их коллекторские свойства, определяемые пористостью, проницаемостью, водоудерживающей способностью. Коллекторские свойства пород зависят от их минерального состава и структурно-текстурных особенностей.

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

Вязкость жидкости - это свойство оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую, кинематическую и относительную вязкости.

Динамическая вязкость μ определяется как вязкость среды, в которой при градиенте скорости 1 м/(см) на 1 м² слоя действует сила трения 1Н и измеряется в Па.с.(Паскаль в секунду).

Кинематическая вязкость v представляет собой отношение динамической вязкости к плотности р. Единица измерения кинематической вязкости - м²/с.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости к вязкости дистиллированной воды.

Вязкость пластовой нефти характеризует ее подвижность в пластовых условиях и существенно влияет на продуктивность скважин и эффективность разработки залежей. Этот параметр зависит от целого ряда факторов, главными из которых являются газосодержание, молекулярный состав нефти и температура, при которой она находится. Вязкость нефти тем ниже, чем больше в ней растворено углеводородных газов, чем выше температура и легче ее молекулы.

Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется в широких пределах. В Западной Сибири наиболее распространены нефти с вязкостью 1-5 мПа.с. Встречаются нефти с вязкостью от 0,5 до нескольких сотен мПа.с.

5.3. Газосодержание

Газосодержание (σ) характеризует количество газа, растворенное в пластовой нефти и переведенное в стандартные условия. Этот параметр определяется по формуле

σ=Vг/V_n.н.,

где  V _г - объем растворенного в нефти газа в поверхностных (стандартных) условиях;

V_n._н - объем пластовой нефти.

Этот параметр зависит от давления и температуры, при которых находится пластовая система, свойств нефти и газа. Чем выше давление, тем больше может быть растворено газов в нефти, и наоборот, газосодержание тем выше, чем ниже температура пласта. Легкие нефти могут при прочих равных условиях растворить больше газа. Жирные газы (обогащенные тяжелыми гомологами метана) легче растворяются в нефти, чем легкие, метановые газы.

Пластовые нефти с растворенным газом характеризуются давлением насыщения, при котором начинается выделение первых пузырьков газа из нефти. При давлении в пласте выше давления насыщения смесь углеводородов находится в однофазном жидком состоянии. При снижении давления ниже давления насыщения система переходит в двухфазную смесь жидких и газообразных углеводородов.

Давление насыщения и газосодержание определяются по результатам лабораторных исследований глубинных проб пластовых нефтей, отбираемых специальными пробоотборниками, а также по данным промысловых исследований по результатам дегазации нефтей на сепараторах. Эти значения обычно различаются, т. к условия дегазации в лаборатории и в стволе скважины и на сепараторе различны. Если в лаборатории применяют однократную, в лучшем случае 3-4 ступенчатую сепарацию, то в скважине дегазация идет в процессе непрерывного уменьшения давления при подъеме нефти на поверхность. В то же время точность замеров на промысле значительно уступает лабораторным. В настоящее время используется также метод определения давления насыщения и других параметров пластовых нефтей по результатам компьютерного моделирования. Метод дает неплохие результаты.

Газосодержание, определяемое по данным промысловых исследований, называется промысловым газовым фактором.

Сжимаемость нефти

Коэффициент сжимаемости /Зн, характеризующий упругость нефти, определяет изменение единицы объема нефти при изменении давления в системе на 0.1 мПа. Коэффициент сжимаемости определяется по формуле

βн=ΔV/V₀Δp

где AV- изменение объема нефти при изменении давления на Ар мПа; V_o - первоначальный объем нефти.

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от содержания в ней
растворенных газов. Дегазированные нефти, как и большинство других
жидкостей, сжимаются весьма слабо. С увеличением количества
растворенного газа и повышением температуры коэффициент
сжимаемости          возрастает. Большинство пластовых нефтей

характеризуется    коэффициентом сжимаемости (6-18)*10^-6 мПа^-1, дегазированные нефти - (4-7) • 10^-10 мПа^-1.