12.3. Колекторські властивості карбонатних (тріщинуватих) порід

Тріщинуватість характерна для колекторів усіх типів. Але більшість покладів пов’язаних з тріщинуватими колекторами, приурочені до карбонатних відкладень. Їх поровий простір складається з міжзернового об’єму блоків (матриць), на які пласт розбитий тріщинами, і об’ємів самих тріщин, мікрокарстових пустот і каверн. Часто поровий простір тріщинуватого колектора розглядається як система двох його видів – міжзернового порового простору блоків і систем тріщин, вкладених одна і іншу. Тому крім колекторських властивостей порід блоків (матриць) тріщинуваті породи характеризуються також параметрами, які визначають властивості тріщинного простору. До них відносяться тріщинна пустотність і проникність, густота, щільність і розкритість тріщин.

Ступінь тріщинуватості гірської породи характеризується об’ємною Т і поверхневою Р щільністю тріщин та їх густотою Г:

; ; ,

де S – площа половини поверхні усіх стінок тріщин, що пересікають об’єм V породи; l – сумарна довжина слідів усіх тріщин, що виходять на поверхню площею F; Δn – число тріщин, що пересікають нормаль до поверхні тріщин, в елементі довжини ΔL цієї нормалі.

Тріщинна пустотність (тріщинна пористість) m_т – відношення об’єму тріщин до об’єму породи

,

де b – розкритість тріщин (середньостатистична відстань між стінками тріщин).

Залежність проникності тріщин від розкритості b і тріщинної пустотності описується співвідношенням

,

де b – розкритість тріщин, мм; m_т – тріщинна пустотність; k_т – тріщинна проникність, мкм².

Параметри тріщинуватості вивчаються за керном, даними геофізичних та гідродинамічних досліджень пластів, методами фотографування відкритих стовбурів свердловин у зоні пласта та ін.

13 Режими роботи нафтових і газових покладів

13.1. Джерела і характеристики пластової енергії

Робота, з нафтовидобування, є різницею енергії пласта або звільненою пластовою енергією, яка потрібна для переміщення нафти в пласті і далі на поверхню. Розрізняють природну і штучну (введену із зовні – з поверхні) пластову енергію.

Основними видами (джерелами) пластової енергії є такі:

1) енергія напору (положення) пластової води (контурної, підошовної);

2) енергія розширення вільного газу (газу газової шапки);

3) енергія пружності (пружної деформації) рідини (води, нафти) і породи;

4) енергія напору (положення) нафти;

5) енергія температурного розширення флюїдів.

Характеристиками пластової енергії можна назвати пластовий тиск; пружність рідини (води, нафти), вільного газу і породи; об’єми води і вільного газу, які пов’язані з нафтовим покладом; газовміст нафти; пластову температуру.

Енергії цих видів можуть проявлятися в покладі разом, причому енергія пружності нафти, води, порід проявляється завжди. Наприклад, у нафтових покладах у присклепінній частині активну роль відіграє енергія розширення газу газової шапки, а в приконтурних (периферійних) зонах – енергія напору або пружності пластової води. У нафтовому покладі видобувні свердловини, які розміщені поблизу зовнішнього контура нафтоносності, залежно від темпу відбирання нафти можуть створювати такий екранувальний ефект, що в центрі покладу діятиме, в основному, енергія розширення розчиненого газу, який виділився із нафти, хоч на периферії відбувається активний прояв енергії напору чи пружності пластової води. Штучну енергію вводять у пласт під час подавання в нагнітальні свердловини води, газу, пару чи інших витіснювальних агентів. Отже, проявами певного виду енергії можна керувати, а саму пластову енергію – поповнювати з поверхні.

У процесі видобування нафти пластова енергія витрачається на подолання різних сил опору (внутрішнє тертя у флюїдах – між фазами флюїдів, тертя з обмежуючими потік стінками пор, трубами і т. п.), гравітаційних (під час піднімання нафти на поверхню) і капілярних (ефект Жамена) сил під час переміщення нафти і проявляється в ході зниження тиску. За рахунок пластової енергії нафта рухається вздовж пласта до видобувних свердловин і може, в деяких випадках, також підніматися у свердловині на поверхню та транспортуватися поверхневими трубопроводами до пункту її збору. Задача полягає в тому, щоб як найраціональніше використати пластову енергію для видобування нафти.

Тиски у надрах.

Розрізняють два види тиску в надрах – гідростатичний і геостатичний (гірничий, літостатичний). Гідростатичний тиск – це тиск, що створюється стовпом води за умови нерозривності водної фази в породах, а гірничий – створюваний вищезалягаючими породами.

Величина гідростатичного тиску тісно пов’язана із зонами водообміну. Водонафтогазоносними комплексами, горизонтами називають стратиграфічні комплекси і горизонти, які вміщують поклади нафти, газу або газоконденсату, та водоносні породи. Відносно покладів вуглеводнів виділяють нижні крайові (контурні чи законтурні), підошовні (внутрішньоконтурні), проміжні, верхні крайові, верхні і нижні води, а в самих нафтових покладах містяться залишкові води, у газових – залишкові і конденсаційні.

Пластовий тиск – це тиск флюїдів у пласті.

,

де р_пл – пластовий тиск, Па; k_а – коефіцієнт аномалії тиску; Н – глибина залягання розглядуваного пласта, м; ρ – густина прісної води, кг/м; g – прискорення вільного падіння, м/с.

Якщо k_а > 1,2, то тиск називають аномально високим пластовим тиском (АВПТ), а якщо k_а < 1 – аномально низьким (АНПТ). Звідси коефіцієнт аномалії тиску – це відношення фактичного пластового тиску до умовного гідростатичного, тобто

За верхню межу АВПТ беруть гірничий (геостатичний) тиск, що в 2,3 рази перевищує умовний гідростатичний.

Гірничий тиск

,

де ρ_п – середня густина вищезалягаючих насичених порід, ρ_п = 2300 – 2600 кг/м³.

Отже, під час заглиблення в надра на кожні 100 м пластовий тиск зростає приблизно на 1 МПа, а гірничий – на 2,3 – 2,6 МПа.

У нафтових і газових, покладах завжди спостерігається надлишок тиску порівняно з гідростатичним тиском, що викликано різницею густин нафти (газу) і води. А гірничий тиск, крім цього, зумовлюється також різними тектонічними напругами.

Пластова температура.

Середня температура поверхні Землі становить приблизно 15 ⁰С, а її добові коливання згасають на глибині 1 – 2 м, а сезонні – на 10 – 30 м. Глибину згасання сезонних коливань називають нейтральним рівнем (шаром), температура якого стала і дорівнює середньорічній температурі грунту даної місцевості. Із заглибленням у надра Землі температура зростає, що відображає геотермічний градієнт Г_т, який є зміною температури Т зі зміною глибини z

.

Геотермічний градієнт відносять до 100 м. Величина, обернена до геотермічного градієнта, називається геотермічним ступенем. Геотермічний градієнт різний для різних глибин (шарів порід) і територій (0,014 – 0,035 К/м; середньостатистичне значення 0,03 К/м; в активних тектонічних зонах може сягати 0,12 К/м. Геотермічний градієнт усереднюють для усього розрізу порід і тоді температуру пласта залежно від глибини можна записати рівнянням геотермії:

,

де Т – пластова температура, К; Т₀ – температура нейтрального шару, К; z – глибина залягання пласта, яку вимірюють від нейтрального шару, м.