Нефть в пределах нефтегазоносной залежи

 Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же пласта не всегда остаются постоянными. Изменение свойств нефти зависит, в основном, от глубины залегания пласта.

 В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевыми водами, плотность нефти и количество смол увеличиваются  с глубиной залегания. Плотность нефти увеличивается от свода к крыльям залежи. В сводовой части залежи всегда больше газа. Ближе к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что увеличивает плотность нефти в приконтурных зонах.

Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объема нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.

Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно на 2%, чем в крыльях. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях.

Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения светового потока (колориметрические свойства нефти) зависят от содержания асфальто-смолистых веществ. Вместе с изменением содержания последних в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее параметров. 

Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин, оценивать продуктивность отдельных пропластков.

Карбонатность горных пород

        Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды – Na2СО3,  поташа –  K2СО3,  сидерита –  FeСО3 и др. Общее количество карбонатов относят обычно к СаСО3, потому, что углекислый кальций науболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. 

Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом  (см. раздел лаборат. практикума). 

Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты действием соляной кислоты и измерением объема углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:

 

СаСО3, +2HCl = CO2 + CaCO3 + H2O.             (1.39)

 

            По объему выделившегося  CO2 вычисляют весовое процентное содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3.

Удельная поверхность горных пород

           Под удельной поверхностью (Sуд.) горных пород понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. 

  • Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. 
  • Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости. Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно. В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. 
  • Удельная поверхность зависит  и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. 

Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по формуле Козени:

 

Sуд. = 7·105 (m) / (√kпр.).         (1.38)

 

                Если выразить проницаемость в мкм2, то получим удельную поверхность в м23. Выражение (1.38) один и вариантов формулы Козени.

Виды проницаемости горных пород

 

Проницаемость абсолютная (физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:

1.      1.       Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

2.      2.       Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

            Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

            Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).

            Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины.

При миграции (аккумуляции) углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы водой, нефтью и газом.

            Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:


     (1.35)

 

Обычно для нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: SВ = 6 - 35% (пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасы­щенность  в среднем (SВ) < 25%;  нефтенасыщенность: SН = 65 - 94%, в зависимости от "созревания" пласта.

            Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (Sнасыщ = 1) или 100%. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:   

   

      SН + SВ = 1.                                  (1.36)

 

            Для газонефтяных месторождений:

 

SВ + SН + SГ  = 1,   Sг = 1 – (SB + SH).             (1.37)

 

            Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу (см. раздел лаборат. практикума).

Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. На рисунке 1.11 представлены результаты экспериментального исследования газо-водо-нефтяного потока при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 1.11).

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока.

 



Рис. 1.11. Области распространения одно-, двух- и трёхфазного потоков:

1. – 5% воды; 2. – 5% нефти; 3. – 5% газа.

 

При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-75%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю. При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

 При газонасыщенности меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10% движение газа не будет происходить.  При содержании в породе газа свыше 33 –35% фильтроваться будет один газ.

            При нефтенасыщенности меньше 23% движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30% и газа от 10 до 18% фильтроваться может только одна нефть.

            Заштрихованные промежуточные области, примыкающие к сторонам треугольника, отвечают двухфазным потокам: газ – вода, газ – нефть, вода – нефть.

            Область совместного движения в потоке всех трех фаз выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в следующих пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом от 14 до 30%.

Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде

 

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр (рис. 1.6), установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления.



Рис. 1.6. Схема экспериментальной установки Дарси для изучения течения воды через песок

 

            Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

 



Размерность параметров уравнения Дарси в разных системах единиц

Таблица 1.2

Параметры уравнения

Размерность

СИ

СГС

НПГ

Объемный дебит, Q

м3 / с

см3 / с

см3 / с

Площадь поперечного сечения фильтра, F

м2

см2

см2

Длина фильтра, L

м

см

см

Перепад давления, ∆P

Па

дн / см2

атм

Вязкость жидкости, µ

мПа · с

дн · с / см2

спз (сантипуаз)

            В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2; в системе СГС [kпр]  в см2; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [kпр] в Д (дарси).

 

1 дарси = 1,02×10-8 см2 = 1,02 · 10-12 м2 = 1,02 мкм2 ≈ 1 мкм2.

 

Проницаемостью в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па×с составляет 1 м3/сек.

            Пористая среда имеет проницаемость 1 дарси, если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см2 и перепаде давления 1 атм., расход жидкости на 1 см длины породы составляет 1 см3/сек.

Физический смысл размерности проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация.

Приведённые выше уравнения (1.5-1.7) справедливы при условии движения несжимаемой жидкости по линейному закону Дарси.

В случае фильтрации газа это условие не выполняется. При перепаде давления объём газа изменяется, и его объем оценивается по закону Бойля-Мариотта:

 



Проницаемость горных пород

 

Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

            Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рис. 1.4).

Рис. 1.4. Пример массивной пакетной упаковки глин – фильтрация происходит через каналы между пакетами



 
 

Рис. 1.5. Пример упорядоченной пакетной упаковки глин – фильтрация практически не происходит

 

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой (рис. 1.5), глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией. Для существующих типов каналов (субкапиллярные, капиллярные, трещины), фильтрация идет, в основном, через капилляры, каналы и трещины.

Виды пористости горных пород

           Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор и измеряется  она в м3, см3.

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) зависит от объема всех пор:


Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:


Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация.


 

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

 

mп > mo > mэф.            (1.4)

 

            Для хороших коллекторов коэффициент  пористости лежит в пределах 15-25%.         Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

-        -        субкапиллярные - размер пор < 0,0002 мм, практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);

-        -        капиллярные - размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;

-        -        сверхкапиллярные - размер пор > 0,5 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силами притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

            Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Таблица 1.1

Горная порода

Пористость, %

Глинистые сланцы

0,54-1,4

Глины

6,0-50,0

Пески

6,0-52

Песчаники

3,5-29,0

Известняки

до 33

Доломиты

до 39

Известняки и доломиты, как покрышки

0,65-2,5

 

Общая и открытая пористость зависят от:

­        ­        глубины залегания и ,как правило, падает с увеличением глубины залегания (рис. 1.3.);



 

Рис. 1.3. Влияние естественного уплотнения пород на их пористость:

1. – песчаники, 2. – глины

­        ­        от плотности пород;

­        ­        количества цемента и др.

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу (см. раздел лаборат. практикума). Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.

Пористость горной породы

     Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

            В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1.  Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения - это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

2.  Поры растворения образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод, за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами образуются поры, например выщелачивания, вплоть до образование карста. 

3.     Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объема породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3· МgСО3). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12%, что приводит к увеличению объема пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – Al2O3·2SiO2·H2O.

4.      Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации.

5.      Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор (2) - (5) – это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

Объём пор зависит от:

-        -        формы зёрен и размера зёрен;

-        -        сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);

-        -        укладки зёрен, например, при кубической укладке пористость составляет » 47,6%, при ромбической укладке – 25,96% (см. рис. 1.1);


Рис. 1.1. Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а – менее плотная кубическая укладка,б – более компактная ромбическая укладка

-        -        однородности и окатанности зёрен;

-        -        вида цемента (см. рис. 1.2).

 

Рис. 1.2. Разновидности цемента горных пород

Не все виды пор заполняются флюидами: водой, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога