книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор (рис. 60).

По величине норовые каналы продуктивных пластов услов­ но разделяют на: сверхкапиллярные (больше 0,5 мм); капилляр­ ные (от 0,5 до 0,002 мм); субкапиллярные (меньше 0,002 мм).

По сверхкапиллярным каналам и порам газ, нефть и вода дви­ жутся свободно, а по капиллярным — при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах газ и жидкость настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (жидкость или газ находятся в сфере действия молекулярных сил материала стенок),

Рис. 60. Форма порового пространства пород.

а — хорошо окатанный и отсортированный песок; б — плохо отсортированный песок; в —■ хорошо отсортированная порода, зерна которой также пористы; г — хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена отложениями минерального вещества в пространстве между зернами; д ■— поровое пространство трещиноватых известняков, частично расширен­ ное растворением; е — порода, ставшая пористой вследствие возникновения трещин

что практически в природных условиях перемещаться в них не могут. Такие поры имеют глины и глинистые сланцы. Хорошие коллекторы газа — те породы, поры которых имеют капиллярный и сверхкапил­ лярный размер.

Наряду с полной пористостью введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статически и динамически полезные емкости коллектора.

Коэффициентом открытой пористости та принято называть отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем

относительный объем пор и пустот, через которые может фильтро­ ваться газ и нефть в пласте.

Существует много способов оценки величины пористости горных пород.

100

Для определения объема образца часто пользуются, по И. А. Пре­ ображенскому, методом взвешивания насыщенной жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и в воздухе (для расчета объема образца используется закон Архимеда). Объем породы находят по объему вытесненной жидкости при погружении в нее образца, насыщенного той же жидкостью.

Насыщение образца жидкостью можно избежать, если исполь­ зовать метод парафинизации (метод Мельчера). При этом образец породы перед взвешиванием в жидкости покрывается тонкой пленкой парафина, объем которого определяется по массе породы до и после парафинизации.

Следует учитывать, что методами насыщения и взвешивания определяется не полная пористость (так как часть замкнутых пор не заполняется жидкостью), а так называемая пористость насыщения. Поэтому объем пор часто находят по объему зерен. Для этого исполь­ зуют пикнометры и специальные приборы — жидкостные и газовые порозиметры. Порозиметрами пользуются также для определения открытой пористости. Принцип действия газового порозиметра основан на законе Бойля—Мариотта; изменяя в системе объемы газа или давление, по полученным данным подсчитывают объем частиц и пористость. В жидкостном порозиметре объем зерен или образца, предварительно насыщенного под вакуумом керосином, определяется по объему вытесненной жидкости (керосина) после помещения в камеру прибора твердого тела.

При выборе методов измерения пористости необходимо учитывать особенности коллектора. Для песков величина открытой и полной пористости практически одинакова. В песчаниках и алевролитах полная пористость может на 5—6% превышать открытую. Наиболь­ ший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов.

При оценке пористости пород газовых коллекторов, сложенных алевролитами и песчано-алевролитовыми отложениями, открытую пористость следует измерять газометрическим способом газовыми порозиметрами. Пористость их оказывается существенно большей, чем при насыщении этих пород керосином.

Методика определения открытой пористости, по И. А. Преобра­ женскому, заключается в следующем. Вначале взвешивают сухой и насыщенный керосином под вакуумом образец в воздухе и образец,

101

Открытая пористость образца

Проницаемость

Способность породы пропускать жидкость и газ называется проницаемостью. Одни породы (например, некоторые глины) могут иметь большую пористость, но малую проницаемость; другие (на­ пример известняки), наоборот, малую пористость, но высокую проницаемость.

Большая часть осадочных пород имеет ту или иную проница­ емость. Поровое пространство этих пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также из пор большего размера. По эксперимен­ тальным данным диаметры подавляющей части пор газосодержащих коллекторов больше 1 мк.

В процессе эксплуатации газовых и нефтяных месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей. При этом проницаемость одной и той же по­ ристой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз будет различной. Поэтому для характе­ ристики проницаемости пород газосодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемостей.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость. Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определяется при наличии в ней лишь одной из фаз, химически инертной по отношению к породе. Для ее оценки обычно используется воздух или газ, так как уста­ новлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее про­ ницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

Фазовой, или эффективной, называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отно­ шение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Проницаемость горных пород определяется по линейному закону фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

(78)

где Q — объемный расход жидкости в единицу времени; р, — дина­ мическая вязкость жидкости; F — площадь фильтрации; Ар — пере­ пад давления; L — длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать газ и жидкость

102

характеризуется коэффициентом пропорциональности к, который называется проницаемостью :

где @г — объемный расход газа, приведенный к среднему давлению в образце. Необходимость использования среднего расхода газа при этом объясняется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца.

Среднее давление по длине керна

образец происходит изотермически, и используя закон Бойля—Ма- риотта, получаем

2<?оРо

Рх + Р г ’

где Qо — расход газа при атмосферном давлении р 0.

Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

2QoPoP-L

( P i - P D F ’

(81)

Для оценки проницаемости на практике обычно пользуются единицей Дарси (Д). За единицу проницаемости в 1 Д принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через обра­ зец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления в 1 кгс/см2 расход жидкости вязкостью 1 сПз (сантипуаз) соста­ вляет 1 см3/с. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД).

Проницаемость пород нефтяных и газовых месторождений изме­ няется от нескольких миллидарси до 2—3 Д и редко бывает выше.

Для определения проницаемости образцов при радиальной филь­ трации газа или жидкости применяют формулы:

при фильтрации жидкости

И>к(?Ж In ——

103

при фильтрации газа

цевого образца; h — высота цилиндра.

При наличии в пористой среде жидкости и газа проницаемость зависит, кроме того, от их свойств и их соотношения. В связи с этим

сравнению с тем, когда пористая среда насыщена одним керосином. При увеличении водонасыщенности до 80% проницаемость для ке­ росина снижается до нуля. Через пористую среду фильтруется чистая вода.

Относительная проницаемость для воды изменяется в обратном направлении. При малой водонасыщенности через пористую среду фильтруется один керосин. Когда водонасыщенность возрастает до 50%, относительная проницаемость для воды возрастает до 12%, а когда водонасыщенность достигает 80%, относительная прони­ цаемость увеличивается до 50%. Аналогичная картина наблюдается и при совместном движении газа и жидкости.

Породы, содержащие залежи газа и нефти (породы-коллекторы), должны иметь достаточно высокую проницаемость. Породы, которые имеют высокую общую пористость (например глины), могут быть практически непроницаемы и поэтому не будут коллекторами. Очень плотные, но трещиноватые породы (известняки) при ничтожной общей пористости могут иметь высокую проницаемость.

104

Величины проницаемости наряду с мощностью пласта и пласто­ вым давлением определяют дебит газовых скважин, легкость дви­ жения газа по газовой залежи.

Рассмотрим некоторые примеры изменения проницаемости породы. Сухая порода имеет наибольшую проницаемость, так как в ней все поры свободны. Порода, содержащая небольшой слой воды или нефти, имеет меньшую проницаемость вследствие уменьшения се­

чения поровых каналов для свободного движения потока.

При течении газированной жидкости через породу или при про­ движении жидкости в газонасыщенную породу вследствие капил­ лярных сил возникают дополнительные сопротивления.

При продвижении контурной воды в пределы газовой или нефтя­ ной залежи некоторые глины, которые содержатся в пласте, могут набухать и значительно уменьшать проницаемость породы-кол­ лектора.

Проницаемость определяют в лабораторных условиях по кернам, на основе промыслово-геофизических исследований и промысловых исследований скважин.

Определение проницаемости путем изучения кернов (частицы породы, специально извлеченной из скважины) трудно использо­ вать для расчета дебита скважины, продвижения контурных вод и т. д. Это объясняется тем, что проницаемость по керну нельзя применить для всей мощности и всей площади пласта. Кроме того, лабораторные определения проводятся в условиях, отличающихся от условий, существующих в пласте. Поэтому наряду с извлечением из скважин кернов и изучением их в лабораторных условиях необ­ ходимо определить проницаемость газоносных пластов по данным промысловых наблюдений и исследований газовых и водяных за­ контурных скважин.

Трещиноватость

Впоследние годы введены в разработку многие месторождения нефти и газа, в которых коллекторские свойства пород определяются

взначительной мере их трещиноватостью.

Взависимости от величины раскрытия (ширины) микротрещины делятся на очень узкие (капиллярные) 0,005—0,01 мм, узкие (субка­ пиллярные) 0,01—0,05 мм и широкие (волосные) 0,05—0,15 мм и более.

Пористость трещиноватой породы можно разделить на межзер­ нистую и трещинную. Первая характеризует объем пустот между зернами (кристаллами) породы, вторая обусловливается объемом пустот, образованных трещинами.

105

Объем полостей трещин называют трещинной пористостью (или иногда полостностъю), а объем полостей трещин в единице объема трещиноватой породы — коэффициентом трещинной пори­ стости (или полостности)■

В отличие от трещинной пористости, очень мало влияющей на величину общей пористости породы, трещинная проницаемость фактически определяет величину общей проницаемости. Трещины играют решающую роль в процессах фильтрации жидкости и газа в трещинных коллекторах.

Изучение трещиноватых коллекторов имеет весьма важное значе­ ние для правильного вскрытия пласта, выбора оптимального способа изоляционно-оздоровительных работ и т. д.

Упругость и прочность

Горные породы обладают некоторой упругостью, т. е. свойством изменять свой объем (а следовательно, и пористость) при изменении давления. Если образец породы подвергать внешнему давлению, то его объем и пористость будут уменьшаться. Если снять с образца породы это давление, объем и пористость породы снова увеличатся.

Упругие свойства горных пород и упругость пластовых жидко­ стей влияют на перераспределение давления в пласте. Запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления в газовом пла­ сте, может служить одним из основных источников энергии при прорыве воды к забоям скважин.

Коэффициент сжимаемости породы (Зп численно характеризует относительное (по отношению ко всему выделенному элементу объема пласта) уменьшение объема породы при повышении пластового давления на 1 кгс/см2:

где V0 — объем породы; AFn — изменение объема породы при изме­ нении давления на Ар кгс/см2.

В практике большое значение имеет коэффициент сжимаемости, характеризующий относительное (по отношению ко всему выделен­ ному элементу объема пласта) уменьшение объема порового простран­ ства при снижении пластового давления на 1 кгс/см2:

По экспериментальным данным различие между (5С и |3П незна­ чительно .

Величины упругости пород очень малы. Так, например, коэффи­ циент сжимаемости песчаников в пределах изменения давлений от

70 до 105 кгс/см2 рп = (1,4—1,7). 10-5 1/(кгс/см2).

106

Весьма важно знать также и такие механические свойства пород, как прочность на сжатие и разрыв.

Результаты опытов по определению коэффициентов сжимаемости пористой среды, а также изменения проницаемости позволяют сделать следующие выводы.

1. У песчаников с хорошо отсортированными и окатанными зернами кварца, с небольшим (до 10%) содержанием обломочного и цементирующего материала необратимое изменение пористости отсутствует или не превышает 2—3%.

2. У песчаников плохо отсортированных и плохо окатанных, со значительным (до 45%) содержанием обломочного и цементирую­ щего материала, доломитов и известняков необратимое изменение пористости существенно (до 60% и более).

3.Изменение проницаемости от давления значительнее, чем изменение пористости.

4.Результаты некоторых работ показывают, что при изменении давления от 80 до 160 кгс/см2проницаемость уменьшается на 6—21%

иболее.

§ 31. СОДЕРЖАНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ВОД В ПЛАСТЕ

На условия эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, а также на конечный коэффициент газо- и нефтеот­ дачи значительно влияют физические и физико-химические свойства вод. При разработке и эксплуатации залежей нефти и газа прихо­ дится сталкиваться со связанной и пластовой водами.

Связанная вода присутствует по всему пласту. Она может занимать объем от нескольких до 70%. В газовом и нефтяном пластах большая часть связанной воды адсорбирована на поверхностях минералов или удерживается капиллярным давлением в тонких капиллярных трещинах. Содержание связанной воды в пласте обычно тем больше, чем меньше проницаемость пористой среды и размеры поровых каналов, чем больше число каналов и удельная поверхность пород. Связанная вода обычно содержит больше солей, чем пластовая. При определении запасов газа (нефти) очень важно знать количество связанной воды.

Для определения количества связанной воды необходимо бурить специальные скважины, ствол которых при вскрытии продуктивного пласта заполняют промывочной жидкостью на нефтяной основе. Проникающая при этом в керн нефть не искажает содержания в нем связанной воды.

Физические свойства вод

Плотность пластовых вод зависит от степени их минерализации и температуры. Плотность химически чистой воды равна 1 г/см3 при 4° С. Минерализация воды характеризуется количеством раство­ ренных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т. е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

107

Соленость вод измеряется ареометрами (солемерами) со шка­ лой Be, нуль которой отвечает погружению прибора в химически чистую воду при 15° С. Каждое деление шкалы соответствует 1%-му содержанию солей NaCl в растворе.

Связь между плотностью и соленостью можно выразить урав­ нением

где б — плотность в г/см3; °Ве' — соленость в градусах Боме. Температура вод обычно находится в соответствии с геотерми­

ческой ступенью данной местности. Однако иногда температура пла­ стовой воды резко расходится с температурой, соответствующей геотермической ступени, что чаще всего обусловливается появлением

тектонических вод, имеющих более высокую температуру. Опреде­ ление температуры воды имеет важное практическое значение и используется при решении различных вопросов, а в промысловой практике — для определения глубины притока вод.

С увеличением температуры вода расширяется (как известно, при 4° С вода имеет наибольшую плотность). Коэффициент терми­ ческого расширения воды (т. е. изменение единицы объема воды

Электропроводность вод зависит от минерализации; минерали­ зованные воды являются проводниками электрического тока, а прес­ ные воды плохо проводят (или почти не проводят) электрический ток.

Вязкость воды в пластовых условиях обычно значительно меньше вязкости нефти, в связи с чем вода в этих условиях имеет большую подвижность, чем нефть. Вязкость воды при 760 мм рт. ст. и 20° G

108

равна 1,005 спз. Основным фактором, влияющим на вязкость воды в пластовых условиях, является температура пласта (рис. 62).

Поверхностное натяжение воды имеет важное значение в связи с ее вымывающей способностью. При меньшем поверхностном натя­ жении вода обладает большей способностью промывать пески и вы­ теснять из пласта нефть.

Объемный коэффициент термического расширения пластовой воды зависит главным образом от температуры пласта и в меньшей сте­ пени связан с количеством растворенного в воде газа (рис. 63).

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости

внефти. При увеличении минерализации воды растворимость газов

вводе уменьшается.

Сжимаемость воды, т. е. изменение единицы объема воды в пла­ стовых условиях при изменении давления на 1 кгс/см2, колеблется в пределах (3,7—5) -10_Б 1/(кгс/см2).

Сжимаемость газированной воды увеличивается с увеличением количества растворенного в ней газа, причем

в1/(кгс/см2); G — количество растворенного в воде газа в м3/м*. Сжимаемость растворов солей в воде меньше сжимаемости чистой

воды и уменьшается с увеличением концентрации соли.

Химическая характеристика вод

Воды нефтяных и газовых месторождений характеризуются: 1) повышенной минерализацией; 2) присутствием в составе вод хло­ ридов кальция и натрия или гидрокарбонатов натрия; 3) отсут­

газов; 7) наличием в воде солей нафтеновых кислот.

Условия формирования вод различных типов весьма разнообразны и характеризуются: 1) взаимодействием вод и горных пород; 2) вза­ имодействием вод с нефтью и газами; 3) воздействием на воды микро­ биологических процессов; 4) различными геологическими факто­ рами — литолого-физическим составом пород и их коллекторскими свойствами, тектоникой, температурными условиями и т. д.

Наиболее распространенным методом химической характери­ стики вод является метод Пальмера, по которому вода рассматри­ вается как раствор солей, имеющий немногие характерные для него свойства (соленость, щелочность).

По Пальмеру выделяются шесть солевых групп (характеристик), из которых основное значение имеют четыре: первая соленость (6^), вторая соленость (S2), первая щелочность (Лх), вторая щелоч­ ность (А2).

109