1232

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется к о э ф ф и ц и е н т о м в одона - с ы щ е н н о с т и :

где т]в— коэффициент водонасыщенности; Ув — объем воды в по­ роде; Vn— объем пор.

Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к обще­

где т|н — коэффициент нефтенасыщенности; Ун — объем нефти в образце породы.

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большин­ стве коллекторов составляет 20—30% этого объема.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35—40% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связан­ ная вода в этом случае в пласте не перемещается.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде и до 80 кг/м3 в концентрированных рассо­ лах.

Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями натрия, кальция, магния, калия и других металлов. Основные соли пластовых вод — хлориды, а также карбонаты щелочных металлов. Многие пластовые воды отли­ чаются повышенным содержанием иода и брома и их использу­ ют как сырье для получения этих ценных элементов. Из газо­ образных веществ пластовые воды содержат углеводородные газы и иногда сероводород.

Состав пластовых вод определяется минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, воз­ растом пласта, температурой, пластовым давлением и т. д.

П л о т н о с т ь п л а с т о в о й воды в зависимости от коли­ чества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1010— 1200 кг/м3 и более. По значению плотности наряду с другими данными судят о происхождении воды.

Вязкость пластовой воды в большинстве нефтяных месторож­ дений меньше вязкости нефти. С повышением температуры вяз­ кость воды уменьшается. Так, при 20°С вязкость воды состав­ ляет 1 мПа-с, а при 100 °С — всего 0,284 мПа-с.

Пластовые воды обладают э л е к т р о п р о в о д н о с т ь ю , значение которой зависит от степени их минерализации и хими­ ческого состава растворенных в воде солей.

Нефтесодержащие коллекторы или породы-коллекторы (пес­ ки, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные из­ вестняки и доломиты)— породы, у которых поры, пустоты и трещины могут быть вместилищами нефти и газа.

П е с о к — мелкообломочная рыхлая горная порода, состоя­ щая из зерен (песчинок), подразделяется на крупнозернистый, мелкозернистый, среднезернистый и тонкозернистый. По форме зерен различают пески округленные и угловатые.

П е с ч а н и к — обломочная осадочная горная порода из сце­ ментированного песка. Состоит главным образом из зерен кварца.

Г л и н ы — тонкодисперсные горные породы, состоящие в ос­ новном из так называемых глинистых минералов — силикатов со слоистой кристаллической структурой. В нефтеносных и газоносных месторождениях глины играют роль непроницае­ мых перекрытий, между которыми залегают пласты пород, за­ полненные нефтью, газом и водой.

Коллекторские свойства горных пород

Горные породы, содержащие нефть, газ и воду и способные отдавать их при разработке, называются к о л л е к т о р а м и . Коллекторские свойства нефтеносных пластов зависят от разме­ ра и формы зерен, слагающих породу, степени отсортированности обломочного материала, характера и степени цементации осадков, а карбонатных пород — от пористости и трещинова­ тости.

Породы-коллекторы характеризуются п о р и с т о с т ь ю, про ­ н и ц а е м о с т ь ю и т р е щ и н о в а т о с т ь ю .

Пористость горной породы характеризуется наличием в ней пустот (пор), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов, находящихся в недрах Земли.

Для характеристики численного значения пористости породы пользуются к о э ф ф и ц и е н т о м п о р и с т о с т и — отношением объема пор образца породы к видимому объему этого образца:

Коэффициент пористости выражают в долях единицы или в процентах.

На коллекторские свойства пород большое влияние оказы­ вают формы пор и их размер. Обычно поры в породе не имеют связи между собой и образуют каналы, по которым может про­ исходить движение жидкостей и газов. Однако часть пор не связаны друг с другом.

Различают общую, открытую и эффективную пористость.

между объемом образца и объемом составляющих его зерен. 2. О т к р ы т а я п о р и с т о с т ь , или пористость насыщения,

характеризуется объемом тех пустот, в которые может проник­ нуть жидкость (газ) при перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пластах.

Таким образом, полная пористость характеризуется объемом всех пустот (как связанных между собой, так и изолированных), а открытая пористость — лишь объемом свободных, связанных (неизолированных) между собой пор, по которым могут передви­ гаться жидкости и газа. В связи с этим различают к о э ф ф и ­ ц и е н т ы п о л н о й п о р и с т о с т и и о т к р ы т о й п о р и ­

ст о с т и .

Эф ф е к т и в н а я п о р и с т о с т ь — учитывает лишь объем открытых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом содержания связанной воды в порах.

Промышленную ценность нефтяного месторождения можно

определить по п р о н и ц а е м о с т и его п о р о д — способно­ сти проникновения жидкости или газов через породу. Движение жидкостей или газов через пористую среду называется ф и л ь ­

тр а ц и е й .

Вприроде все горные породы проницаемые. Это означает, что при соответствующем давлении можно обеспечить фильтра­ цию. Однако при обычных перепадах давления в нефтяных за­ лежах в процессе их разработки (эксплуатации) многие горные породы оказываются практически непроницаемыми для жидко­ стей и газов, т. е. фильтрация оказывается невозможной. Все за­ висит от размеров пор и поровых каналов, а также от свойств жидкостей и газов в пластовых условиях.

0,5 мм. При движении жидкости в этих каналах проявляются силы, возникающие на поверхности пород — капиллярные силы {силы прилипания и сцепления), которые препятствуют движе­ нию жидкостей и газов в капиллярных каналах. Поэтому филь­ трация в них возможна под действием дополнительных сил, дос­ таточных для преодоления капиллярных.

фильтрация не происходит.

Обычно фильтрация жидкостей и газов в нефтяных залежах подчиняется линейному закону Дарси (по имени французского инженера, открывшего его), согласно которому скорость жид­ кости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна ее вязкости:

Эту формулу применяют для определения в лабораторных условиях проницаемости пород по жидкости.

Величины, входящие в формулу (1.7), имеют размерности:

ставив единицы измерения соответствующих величин в' формулу

Таким образом, за единицу проницаемости принимается про­ ницаемость такой пористой среды, при фильтрации через обра­ зец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давле­ ния 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м3/с.

Физический смысл проницаемости k заключается в том, что она как бы характеризует размер сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

Единица проницаемости 1 м2 велика и неудобна для практи­ ческих расчетов. Поэтому в промысловой практике для ее оцен­ ки используют мкм2 (квадратный микрометр), в 1012 раз мень­ ший, чем в 1 м2:1 мкм2.

При эксплуатации нефтегазовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для ха­

проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).

ции различных жидкостей и газа.

О т н о с и т е л ь н а я — проницаемость пористой среды, ха­ рактеризующаяся отношением фазовой проницаемости этой сре­ ды к абсолютной.

К п р о н и ц а е м ы м п о р о д а м относят пески, песчаники, известняки, к непроницаемым или плохо проницаемым породам— глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией

И

и т. д. Эти породы в нефтяных залежах выполняют роль плот­ ных перекрытий.

Эффективная и относительная проницаемости в процессе раз­ работки нефтяных залежей непрерывно меняются. В начале разработки, когда по поровым каналам перемещается только нефть, эффективная проницаемость наибольшая и приближает­ ся к абсолютной. В дальнейшем, по мере падения пластового давления и выделения газа из нефти в виде пузырьков, эффек­ тивная проницаемость для нефти уменьшается.

щин. Трещиноватость пород зависит от их минерального соста­ ва, степени уплотнения, толщины пласта и т. д. Трещинная про­ ницаемость горных пород обусловливается системой развития в них трещин и в общем случае пропорциональна их густоте.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ

ПРОФИЛЬ

Г е о л о г и ч е с к и й р а з р е з — изображение строения дан­ ного участка земной коры в вертикальной плоскости. Различают геологический разрез скважины и геологический профиль.

Графическое изображение подземного геологического строе­ ния нефтяных месторождений, в особенности разрезов буровых скважин, играет большую роль в нефтегазопромысловой геолологии. Точное и наглядное изображение геологических и текто­ нических данных на разрезах скважин облегчает их сравнение и работу по составлению профилей, карт и т. д.

Г е о л о г и ч е с к и й р а з р е з скважины (рис. 1.5) — геологи­ ческое описание и графическое изображение последовательности напластований пород, пройденных скважиной в процессе ее бу­ рения.

На таких разрезах изображают наиболее важные данные, полученные в результате геофизических исследований в процес­ се бурения. При помощи условных знаков и сокращенных обоз­ начений отмечают различные породы и пласты, пройденные скважиной, специальными приборами записывают данные о признаках нефти, газа и воды и другие геологические характе­ ристики. Из наиболее важных и нужных технических данных отмечаются глубина спуска обсадных колонн, их диаметр, вы­ сота подъема цементного раствора за колоннами, а также ре­ зультаты электрокаротажа и других геофизических методов ис­ следования.

На основе данных, полученных в процессе бурения скважин и сопоставления разрезов скважин (корреляции), составляют нормальный или типовой геологический разрез нефтяного мес­ торождения, характеризующий с достаточной полнотой для практического использования последовательность геологических напластований, их толщину и литологический состав. Для мес-

Рис. 1.5. Разрез скважины одного из месторождений, проведенный с ограни­ ченным отбором грунтов.

Отложения: / — серая глина; 2 — бурая глина; 3 — разноцветная глина; 4 — глина с прослойками песка; 5 — глина с включением песка; 6 — песок; 7 — песок с глиной; 5 — вулканический пепел

торождений, нефтеносные толщи которых обладают постоянст­ вом литологического состава, а также толщиной образующих их горизонтов и свит, ограничиваются сопоставлением нормального разреза, применяемого на всех участках промысловой площади. В случае непостоянства литологического состава нефтеносной толщи и пластов составляют несколько нормальных разрезов, характеризующих геологические условия недр на отдельных участках нефтепромысловой площади.

Н а ч а л ь н о е п л а с т о в о е д а в л е н и е , т. е. давление к пласте до начала его разработки, как правило, находится в пря­

при непосредственных замерах глубинным манометром, которым обычно определяют з а б о й н о е д а в л е н и е , т. е. давление на забое работающей или простаивающей скважины.

Если на залежь пробурена скважина, которая сообщается с поверхностью земли, то жидкость из нефтяной залежи под влиянием пластового давления заполнит скважину и уровень ее поднимется на определенную высоту, соответствующую пласто­ вому давлению.

Так, если давление в пласте составляет 6 МПа, а скважина, пробуренная на этот пласт, заполнена водой, то уровень ее установится на высоте Н = 6* 106/104 = 600 м от забоя. Если та же скважина будет заполнена не водой, а нефтью, то высота стол­ ба нефти будет выше, так как нефть легче воды. Согласно за­ кону сообщающихся жидкостей, необходимые для создания оди­ наковых давлений на дно сосуда, обратно пропорциональны их

где Я и Н] — высоты столбов двух разнородных ньютоновских жидкостей (например, воды и нефти); р и p i— соответствующие плотности этих жидкостей. Из формулы (1.10) имеем

При глубине скважины меньше 666 м нефть будет перели­ вать на поверхность, т. е. скважина будет фонтанировать.

Наряду с ростом давления с глубиной увеличивается также температура. Увеличение ее по мере углубления в недра земли происходит равномерно, однако для различных областей земли степень нарастания температуры с глубиной различна. Для оценки изменения температуры с глубиной существуют два по­ нятия: геотермический градиент и геотермическая ступень.

Г е о т е р м и ч е с к и й г р а д и е н т — увеличение температу­ ры горных пород на каждые 100 м углубления в недра земли от

зоны постоянной температуры. В среднем геотермический гра­ диент равен 3 °С.

Г е о т е р м и ч е с к а я с т у п е н ь — расстояние в земной коре (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура горных пород повышается на 1 °С. Среднее значение геотерми­ ческой ступени составляет 33 м.

Значения геотермического градиента и геотермической сту­ пени в разных местах земли могут значительно отклоняться в зависимости от характера горных пород и геологического строе­ ния данного района; от теплопроводности пород, гидрохимиче­ ских реакций, циркуляции подземных вод, радиоактивных про­ цессов и других причин.

РЕЖИМЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

П од р е ж и м о м р а б о т ы н е ф т я н ы х з а л е ж е й по­ нимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспе­ чивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатаци­ онных скважин. Знать режимы работы необходимо для проек­ тирования рациональной системы разработки месторождений и эффективного использования пластовой энергии с целью макси­ мального извлечения нефти и газа из недр.

Различают следующие режимы: водонапорный; упругий и упруго-водонапорный; газонапорный, или режим газовой шапки; газовый, или режим растворенного газа; гравитационный; сме­ шанный.

В о д о н а п о р н ы й р е ж и м — режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь пополняется водой из по­ верхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. При сохранении баланса между отбо­ ром жидкости и газа из пласта и количеством поступающей в него воды давление в нефтеносной части залежи остается неиз­ менным или падает весьма медленно. При нарушении указанно­ го баланса между количеством отбираемой и поступающей во­ ды давление зависит от текущего отбора жидкости.

По мере разработки залежи граница между водой и нефтью (водонефтяной контакт) перемещается к добывающим скважи­ нам. Вода постепенно вытесняет нефть, занимая ее место в пласте. Эксплуатация залежи практически прекращается, когда наступающая контурная (подошвенная) вода подойдет к до­ бывающим скважинам и вместо нефти из пласта будет извле­ каться только вода.

Однако на практике полного и равномерного вытеснения нефти замещающей ее водой не наблюдается, так как нефть и вытесняющая ее вода хотя и движутся в пласте вместе, но с различными скоростями. Вода, обладающая меньшей вязкостью