7.2. Физика продуктивного пласта

Рациональная организация добычи нефти и газа, т.е. их мак­симальное извлечение из недр при минимальных затратах времени и средств, возможна лишь при глубоком изучении физических и физи­ко-химических свойств продуктивного пласта и заключенных в нем нефти, газа и воды, а также тех процессов, которые происходят в пла­сте.

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов

Под геолого-промысловой характеристикой продуктивного пласта понимают сведения о его гранулометрическом составе, коллекторских и механических свойствах, насыщенности нефтью, газом и водой.

Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. Ха­рактерный график суммарной концентрации частиц в зависимости от их диаметра приведен на рис. 7.1. От гранулометрического состава зависят коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой среды.

138

139

Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообраз­ные углеводороды определяется их пористостью, т.е. наличием в них пустот (пор). Каналы, образуемые порами, могут быть условно разде­лены на три группы: 1) крупные (сверхкапиллярные) - диаметром более 0,5 мм; 2) капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм; 3) субкапиллярные - ме­нее 0,0002 мм.

Отношение суммарного объема пор к общему объему образца породы называется коэффициентом полной пористости. Его величи­на у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэффициента пористости составляет от 6 до 52 %, у известняков и доломитов - от 0,65 до 33 %, у песчаников - от 13 до 29 %, а у магматических пород - от 0,05 до 1,25 %. Большие пределы изме­нения пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих факторов: взаимного расположения зерен, их разме­ров и формы, состава и типа цементирующего материала и других.

Однако величина коэффициента полной пористости не в дос­таточной мере характеризует коллекторские свойства горных пород. Часть пор является закрытыми, т.е. изолированными друг от друга, что делает невозможной миграцию через них нефти, газа и воды. Поэтому наряду с коэффициентом полной пористости используют также коэф­фициенты открытой и эффективной пористости. Первый из них - это отношение к объему образца суммарного объема пор, сообщающихся между собой, второй - это относительный объем пор, по которым воз­можно движение заполняющих их жидкостей и газов.

Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Проницаемость горных по­род характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющем размерность «метр в квадрате». Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. А из за­кона фильтрации Дарси с учетом теории размерности следует, что коэффициентом проницаемости равным 1 м² обладает образец порис­той среды площадью поперечного сечения 1 м² и длиной 1 м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па?с составляет 1 /c.

На самом деле коэффициент проницаемости горных пород значительно меньше: для большинства нефтяных месторождений он колеблется в пределах 0,1...2 мкм², т.е. 10^-13...2* 10-¹² м², газ добывают из продуктивных пластов с проницаемостью до 5*10-¹⁵ м².

При разработке нефтяных и газовых месторождений в порис­той среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В

связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для од­ной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов в смеси. Поэтому для характеристики про­ницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютной называется проницаемость пористой среды, на­блюдающаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы (воды, нефти или газа), которой заполнена пористая среда. Под эффектив­ной (фазовой) проницаемостью понимают проницаемость пористой среды для жидкости или газа при одновременной фильтрации много­фазных систем. Фазовая проницаемость зависит от свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от соотношения фаз в смеси и существующих градиентов давления. Относительной проницаемос­тью пористой среды называется отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

На рис. 7.2. приведены экспериментальные зависимости от­носительной проницаемости песка для воды (kв и нефти (к_н) от водонасыщенности порового пространства. Видно, что при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, а при достижении водонасыщенности около 85 % фильт­рация нефти прекращается вообще, хотя в пласте нефть еще имеется. Объясняется это тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, что ведет к уменьшению площади сечения фильтра­ционных каналов. Отсюда следует, что обводнение пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче.

Удельной поверхностью породы называется суммарная пло­щадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды и нефти.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, составляет гиган­тские величины: от 40000 до 230000 м²/м'^!. Это связано с тем, что отдельные зерна породы имеют небольшой размер и достаточно плот­но упакованы. Породы с удельной поверхностью более 230000 м²/м^! (глины, глинистые пески, глинистые сланцы и т.п.) являются слабоп­роницаемыми.

Упругость пласта - это его способность изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки продуктивный пласт находится под давлением, создаваемым весом вышележащих пород (горное давление), и противодействующего ему давлением пластовых флюидов (нефти, воды, газа), насыщающих пласт. При отборе нефти

и газа пластовое давление снижается и под действием горного давле­ния объем пласта и пор в нем уменьшается. Это приводит к дополнительному выталкиванию нефти и газа из пор.

Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) характе­ризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Количественно ее оценивают величиной коэффициента нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности), который находится как доля объема пор, запол­ненных нефтью (газом или водой).

Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, называе­мым пластовым. Давление, существовавшее в пласте до начала разработки, называют начальным пластовым. Его величину ориенти­ровочно принимают равной гидростатическому давлению - давлению, создаваемому столбом воды высотой, равной глубине залегания про­дуктивного пласта. На самом деле из-за притока жидкости в пласт и отбора ее, давления вышележащих горных пород, действия тектони­ческих сил пластовое давление отличается от гидростатического. Обычно пластовое давление меньше. Однако встречаются и обратные ситуации. Пласты, в которых давление превышает гидростатическое, называют пластами с аномально высоким давлением.

Чем больше пластовое давление, тем при прочих равных ус­ловиях больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из данного месторождения или залежи.

Температура в пластах также повышается с увеличением глу­бины их залегания. В разных районах страны динамика роста температуры различна: она возрастает на 1 градус при погружении на глубину 13,3 м - в Грозненском районе и на 50...60 м - в Башкирии.

В зависимости от давления и температуры, а также ее состава смесь углеводородов в пластовых условиях может находиться в раз­личных состояниях: жидком, газообразном или двухфазном (газожидкостная смесь). Как правило, в жидком состоянии смесь на­ходится, когда в ней преобладают тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, а пластовая температура относительно мала. Такие месторождения называются нефтяными.

Условием газообразного состояния смеси углеводородов яв­ляется преобладание в ее составе метана. В чисто газовых месторождениях его более 90 % (остальное - другие углеводородные газы, а также двуокись углерода, сероводород, азот и др.).

Однако наличие в смеси некоторого количества тяжелых уг­леводородов не значит, что она обязательно будет находиться в

двухфазном состоянии. Дело в том, что при высоком давлении в пла­сте (вблизи критической точки на фазовой диаграмме) плотность газовой фазы приближается к плотности легких углеводородных жид­костей. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества углеводородной жидкости, подобно тому, как в бензине растворяется нефтяной битум. Такие месторождения называются газоконденсатными.

Значительно чаще в природе встречаются условия, при кото­рых смесь углеводородов находится в пласте в двухфазном состоянии. Например, в-газонефтяных месторождениях одновременно присут­ствуют большая газовая шапка и нефтяная оторочка. Кроме того, вторая фаза образуется в пласте по мере разработки залежей: при не­избежном снижении давления в пласте из нефти выделяется растворенный газ, а из сжатого газа выпадает конденсат.

Нижние части продуктивных пластов подпираются пласто­выми водами, называемыми подошвенными, объем которых, как правило, в десятки и даже сотни раз больше нефтегазоконденсатной части. Кроме того, пластовые воды простираются на большие площа­ди за пределы залежи. Такие воды называются краевыми.

Наконец, вода в виде тонких слоев на стенках тончайших пор и субкапиллярных трещин удерживается за счет адсорбционных сил и в нефтегазоконденсатной части пласта. Она осталась там со време­ни формирования залежей и поэтому ее называют «связанной» или «остаточной». Содержание связанной воды в нефтяных месторожде­ниях составляет 10...30 % от суммарного объема порового пространства, а в газовых месторождениях с низкопроницаемыми гли­нистыми коллекторами - до 70 %. Количество связанной воды необходимо знать для оценки запасов нефти и газа в залежи. Ее нали­чие снижает фазовую проницаемость пласта. Вместе с тем связанная вода неподвижна даже при значительных градиентах давлений и по­этому ее присутствие не приводит к обводнению продукции скважин.

Физические свойства пластовых флюидов

Высокие давление и температура в пласте сказываются на свойствах находящихся в нем нефти (конденсата), газа и воды.

Прежде всего, в зависимости от термодинамических условий в замкнутом пространстве пласта происходит изменение соотноше­ния объемов жидкой и газовой фаз.

В газонефтяных месторождениях под действием высокого давления часть газа растворена в нефти и пластовой воде. Количество газа, растворенного в нефти, характеризуется величиной газового

143

фактора, под которым понимается объем газа, выделяющегося из пла­стовой нефти при снижении давления до атмосферного, отнесенный к 1 м^:| или 1 т дегазированной нефти. Для подсчета запасов газа разга-зирование производят при стандартных условиях, а для прогнозирования фазовой проницаемости - при пластовой темпера­туре. В области высоких давлений растворимость газов линейно зависит от избыточного давления. При одинаковых условиях раство­римость углеводородных газов в нефти в несколько раз больше, чем в воде ( рис. 7.3).

Давление, ниже которого начинается выделение растворенно­го в нефти газа, называется давлением насыщения. Его определяют по моменту появления первых газовых пузырьков в однородной до этого жидкой фазе. Характер зависимости давления насыщения пла­стовой нефти от температуры показан на рис. 7.4.

Основными параметрами нефти, конденсата, газа и воды в пластовых условиях являются вязкость, плотность и параметры, ко­торые влияют на изменение объема фаз - сжимаемость, объемный коэффициент.

Вязкость - это свойство жидкости или газа оказывать сопро­тивление перемещению одних ее (его) частиц относительно других.

Различают динамическую, кинематическую и условную вяз­кость. Динамическую вязкость определяют на основе обработки кривых течения сред (см. п. 12.2). Кинематическая вязкость - отно­шение динамической вязкости жидкости (газа) к ее (его) плотности. Условная вязкость - отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объе­ма дистиллированной воды при 20 °С.

Вязкость пластовой нефти существенно отличается от вяз­кости поверхностной (дегазированной) нефти, поскольку она содержит растворенный газ и находится в условиях повышенных дав­лений и температур. Типичный характер зависимости вязкости пластовой нефти от давления в пласте показан на рис. 7.5. С увеличе­нием давления сверх атмосферного вязкость пластовой нефти сначала уменьшается по экспоненциальному закону, а затем увеличивается в соответствии с уравнением прямой. Такое изменение вязкости обус­ловлено следующим. На первом участке с увеличением пластового давления увеличивается количество растворенного в нефти газа, что и приводит к уменьшению вязкости нефти, несмотря на некоторое ее сжатие. Минимальная величина вязкости имеет место, когда давле­ние в пласте становится равным пластовому давлению насыщения -максимально возможному давлению, при котором для смеси задан­ного состава возможно установление полного фазового равновесия в

144

145

условиях пласта. Последующий рост вязкости при дальнейшем уве­личении давления обусловлен тем, что количество растворенного в нефти газа больше не увеличивается, а она продолжает сжиматься.

Характер изменения вязкости пластовой воды аналогичен.

Вязкость газа при изменении давления и температуры изме­няется неоднозначно. При низких давлениях (до 10 МПа) с повышением температуры вязкость газов возрастает, что объясняет­ся увеличением числа столкновений их молекул. При высоких давлениях газ настолько уплотнен, что определяющее влияние на его вязкость, как и у жидкостей, оказывают силы межмолекулярного при-тяжения, которые с ростом температуры ослабляются и, соответственно, вязкость газа уменьшается.

Плотность нефти в пластовых условиях зависит от состава нефти, состава и количества растворенного газа, температуры и дав­ления. Изменяется она аналогично вязкости.

На плотность пластовых вод, кроме давления, температуры и растворенного газа, сильно влияет их минерализация. Плотность пла­стовых вод увеличивается пропорционально росту концентрации солей.

Нефть и вода обладают свойством уменьшать свой объем под действием возрастающего давления. Упругие свойства этих жидко­стей характеризуются величиной коэффициента сжимаемости, который определяется как отношение изменения объема жидкости к произведению ее первоначального объема на изменение давления. Коэффициент сжимаемости для воды равен (4...5) • 10³ 1/МПа, для дегазированной нефти (4...7) • 10"⁴1/МПа, а для пластовой нефти мо­жет достигать 140* 10"¹ 1/МПа. Таким образом, пластовые нефти достаточно хорошо сжимаемы.

При растворении газа в жидкости ее объем увеличивается. Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пласто­вых условиях к объему этой же жидкости на поверхности после ее дегазации называется объемным коэффициентом. Поскольку в пла­стовых условиях величины газового фактора могут превышать 1000 м³/м³\ то и объемный коэффициент пластовой нефти может дос­тигать 3,5 и более. Объемные коэффициенты для пластовой воды составляют 0,99...1,06.