Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Основы технологии нефтегазодобычи. Учебное пособие
.pdf
зерен исследуемого образца. Диапазон размеров частиц в
нефтесодержащих породах 0,01-1 мм. Изучаемый диапазон размеров:
0,001-5 мм.
Существуют три метода анализа гранулометрического состава
горных пород: ситовой анализ (d > 0,05 мм), седиментационный анализ
(0,01< d < 0,1 мм), микроскопический анализ шлифов (0,002 < d < 0,1 мм).
Ситовой анализ сыпучих горных пород применяют для определения
содержания фракций частиц размером от 0,05 до 6-7 мм, а иногда и до 100
мм. В лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных
или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного
отверстия) 0,053; 0,074; 0,105; 0,149; 0,210; 0,227; 0,42; 0,59; 0,84; 1,69 и
3,36 мм [6].
Пористость горных пород. Под пористостью горной породы
понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин). В зависимости от
происхождения различают следующие виды пор:
Первичные поры, образовавшиеся одновременно с
формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена
особенностями осадконакопления. Она постепенно уменьшается в
процессе погружения и цементации осадочных пород.
Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции
подземных вод. В карбонатных породах в результате процессов
карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до
образования карста.
Поры и трещины, возникшие под влиянием химических
процессов, приводящие к сокращению объёма породы. При
доломитизации (превращение известняка в доломит) идёт сокращение
объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению
объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации –
образование каолинита.
41
Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов:
выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.
Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических
процессов, напряжений в земной коре.
Различают физическую или абсолютную пористость, которые не
зависят от формы пустот, и эффективную или полезную пористость,
зависящую от формы пустот. Коэффициент пористости – отношение
объема пор в породе к видимому объему образца V, а коэффициентом
полной (или абсолютной) пористости m
суммарного объема пор V
в образце породы к видимому его объему V
пор
называется отношение
п
обр
Эффективную или полезную пористость характеризует только объем тех
поровых пространств, через которые возможно движение жидкости (воды,
нефти) или газа под воздействием тех или иных сил, соизмеримых с
силами, возникающими при разработке и эксплуатации нефтяных
месторождений.
По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют
на три группы:
1) сверхкапиллярные – размеры больше 0,5 мм;
2) капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм)
3) субкапиллярные – меньше 0,2 мкм (0,0002 мм).
Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность
.
частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца.
Чем больше поверхность породы, тем большее значение приобретают
поверхностные силы, которые ограничивают подвижность флюидов.
Проницаемость коллектора – параметр, характеризующий его
способность пропускать жидкость или газ. Как и пористость,
проницаемость не постоянная величина и изменяется по площади пласта и
по пластованию. Абсолютной называется проницаемость при фильтрации
через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при
42
полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Абсолютная
проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу
самой среды. Фазовой или эффективной называется проницаемость,
определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в
порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной
называется относительной проницаемостью.
Количественной характеристикой проницаемости служит
коэффициент проницаемости, являющийся коэффициентом
пропорциональности в линейном законе фильтрации – законе Дарси.
Физический смысл размерности коэффициента проницаемости – это
величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по
которым происходит фильтрация флюидов.
Закон Дарси: скорость фильтрации прямо пропорциональна
градиенту давления (перепаду давления, действующему на единицу
длины) в пористой среде и обратно пропорциональна динамической
вязкости фильтрующегося газа или жидкости. За единицу проницаемости в
2
1 м
принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации
через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления
1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па · с составляет 1 м3 /с. За единицу
проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой
среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см
2
и длиной
1 см при перепаде давления 1 кГ/см2 расход жидкости вязкостью 1 спз
(сантипуаз) составляет 1 см3/с. Величина, равная 0,001 Д, называется
миллидарси (мД).
Водонасыщенность характеризует отношение объёма открытых
пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы. Для
сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность
изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Нефтенасыщенность, равная 65 % и
выше (до 90 % пласта), считается хорошим показателем залежи.
43
Эффективная и относительные проницаемости для различных фаз
находятся в тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности
порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей.
При содержании воды в несцементированном песке до 26–28 %
относительная проницаемость для неё остается равной нулю. Для других
пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной
водонасыщенности, как неподвижной фазы, еще выше. При возрастании
водонасыщенности до 40 % относительная проницаемость для нефти резко
снижается, почти в два раза. При достижении величины
водонасыщенности песка около 80 %, относительная фазовая
проницаемость для нефти будет стремиться к нулю. Вода с увеличением её
содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на
фильтрацию газа. При водонасыщенности до 60 % из пласта можно
добывать чистый газ. 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. Область существования
трёхфазного потока (совместного движения в потоке всех трёх систем) для
несцементированных песков находится в пределах насыщенности: нефтью
от 23 до 50 %, водой – от 33 до 64 %, газом – от 14 до 33 %.
Существует также такое понятие, как карбонатность горных пород.
Под ней понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка –
СаСО
, доломита – СаСО
3
* МgСО
3
, соды – Na
3
, сидерита – FeСО3 и
2СО3
других. Определение карбонатности пород проводят для выяснения
возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью
увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а
44
также для определения химического состава горных пород, слагающих
нефтяной пласт. СаСО3 + 2HCl = CаCl
выделившегося газа (CO
) вычисляют весовое ( %) содержание карбонатов
2
в породе в пересчёте на известняк (СаСО
+ CO
2
).
3
↑ + H2O. По объёму
2
Необходимы следующие условия для формирования месторождений
нефти и газа в залегающих в глубинах земли отложениях, из которых
экономически выгодно извлекать углеводороды: наличие
соответствующих пород-коллекторов и относительно непроницаемых
покрышек и ловушек, которые предотвращают утечку углеводородов к
земной поверхности.
Породы-коллекторы. Для того чтобы стать коллектором, порода
должна обладать пористостью и проницаемостью. Те же свойства
необходимы для сохранения нефти и газа, а также запасов подземных вод.
Пористость – это процент содержания пустот в породе. Кристаллические
породы могут иметь менее 1 % пустот, тогда как некоторые песчаники –
35-40 %, а кавернозные известняки могут обладать даже еще большей
пористостью. Наиболее обычный тип пустот – промежутки между зернами
крупнозернистых осадочных пород, подобных песчаникам. Размер зерен
не влияет на процент пористости, если этот размер одинаков, но при
смешении зерен разного размера мелкие зерна частично заполняют
пространство между крупными, уменьшая тем самым процент пористости.
Итоговая пористость обломочных пород зависит от степени последующей
цементации зерен; цемент породы осаждается из циркулирующих вод
(таковы многие карбонатные, сульфатные и другие «хемогенные»
цементы; весьма распространенные глинистые цементы образуются при
одновременном осаждении песчаных зерен и глинистых частиц). Если
цементация полная, то пористость не сохраняется. Другой
распространенный тип пустот – это каверны растворения в карбонатных
породах – известняках и доломитах. Всякий раз, когда такие породы
45
находятся в зоне проникновения или циркуляции подземных вод, они в
какой-то степени растворяются, и результатом может быть образование
высокопористых пород. Размер каверн выщелачивания изменяется от
микроскопических пор до гигантских пещер. Еще одним типом природных
пустот являются каверны выветривания, а также трещины и щели.
Проницаемость – это свойство пород быть проводником при движении
жидкостей или газов. Некоторые глины имеют такую же высокую
пористость, как и песчаники, но они непроницаемы, так как размер их пор
очень мал. Чем крупнее поры, тем выше проницаемость. Прямой связи
между пористостью и проницаемостью, в общем, нет, хотя обычно породы
с невысокой пористостью (10-15 %) имеют также и низкую
проницаемость. Если проницаемость мала, то нефть будет только слабо
сочиться из породы и продуктивность окажется ниже экономически
эффективной. Поэтому трудно извлекать нефть из глин, хотя обильные
признаки нефти в них имеются во многих районах мира. Методы
извлечения нефти из глинистых пород разрабатываются. Пласты пород-
коллекторов должны иметь определенную мощность и относительно
постоянную проницаемость по латерали. Мощность, ниже которой пласт-
коллектор не может разрабатываться с необходимой экономической
эффективностью, зависит от многих причин, включая стоимость бурения в
данном районе, глубину, пористость и объем (запасы) нефти. Хотя обычно
породами-коллекторами являются песчаники и карбонатные породы,
любые породы, которые обладают необходимыми геологическими или
структурными характеристиками, могут содержать нефть в
промышленных количествах. Примером являются трещиноватые глины
(аргиллиты), конгломераты, зоны выветривания на древних поверхностях
гранитов и серпентированные магматические образования.
Покрышки. Для образования залежей необходимо, чтобы пористые
и проницаемые породы-коллекторы перекрывались породами, которые
46
препятствуют последовательной миграции нефти и газа вверх. Обычные
экранирующие породы – это относительно непроницаемые глины. Другие
породы, которые могут служить покрышками, – это плотно
сцементированные песчаники, пласты плотных карбонатных пород, глины
плоскостей сбросов и даже тела соляных и изверженных пород.
Ловушки. Большинство пород-коллекторов имеют вид пластов или
слоев, которые на сколько-нибудь значительных расстояниях отклоняются
от горизонтального положения. Величина наклона изменяется от примерно
4 м/км до 90°. В результате этого капли нефти или пузырьки газа,
насыщающие породы-коллекторы, просачиваются вверх через
насыщенные водой поры к подошве и затем перемещаются вверх по
восстанию пластов вдоль раздела коллектор – покрышка. Если наклон
продолжается до поверхности и пласт-коллектор остается на всем
протяжении проницаемым, нефть (газ) будет выходить из пласта. Но если
наклон вверх не продолжается, а существует перегиб или породы-
коллекторы теряют по латерали свою проницаемость, нефть будет
улавливаться до того, как она сможет выйти из пласта на поверхность.
Образование ловушки вследствие изменения направления наклона пластов
пород обычно обусловлено движениями земной породы; такие ловушки
относятся к структурному типу. Изменения проницаемости ведут к
образованию стратиграфических ловушек. Простейшим типом
структурной ловушки является выгнутая вверх складка-антиклиналь (рис.
5а). Складчатость может быть результатом сокращения земной коры,
разломов в глубинах земли, магматической деятельности, внедрения
соляных масс; она может быть вызвана уплотнением над выступом
погребенного рельефа или растворением пород. Скопление нефти и газа в
антиклиналях происходит за счет улавливания движущихся вверх капелек
жидкости и пузырьков газа аркой смятых в складку пластов. На флангах
складки под нефтью скапливается более тяжелая пластовая вода. Одно из
47
крупнейших нефтяных месторождений мира – Гхавар в Саудовской
Аравии – связано именно с антиклиналью.
Рисунок 5 – Ловушки нефти и газа, окруженные экраном непроницаемых
пород. Эти экраны препятствуют перемещению нефти
и газа из слоев пористых осадочных пород, в которых они скопились
и образовали залежи. Антиклинальная ловушка (а) обусловлена изгибом
слоев вверх; ограниченная разломом тектонически экранированная
ловушка (б) сформирована вертикальным перемещением пластов, когда
пласт непроницаемых пород располагается напротив пласта
проницаемых пород. Соляной купол (в) образуется при внедрении соляного
штока в другие пласты. Стратиграфическая ловушка (г) формируется
при замещении пористых пород непроницаемой, причем это замещение
обусловлено обстановками накопления осадков
Одним из специфических видов структур являются соляные купола
(рис. 5в). Они представляют собой штоки или призмы соли, выжатой с
больших глубин. Купола имеют в плане округлую или эллиптическую
форму диаметром почти 1 км и высотой 6 и более км. Эти купола частично
прорывают слои осадочных пород, а залегающие над ними пласты
изгибаются в виде антиклинали или купола. Залежи нефти могут
формироваться в покрывающей соляной купол антиклинали, в пластах,
ограниченных стенкой соляного купола, и в выщелоченных кавернозных
породах кровли купола (кэпроки). Тектонически ограниченные ловушки
(рис. 5б), как и антиклинали и соляные купола, являются разновидностью
структурных ловушек. Ловушка этого типа образуется за счет того, что
при сдвиге (взаимном перемещении пластов) проницаемые пласты вверх
по восстанию в зоне разлома экранируются непроницаемым глинистым
48
барьером, который эффективно преграждает движение нефти вверх по
восстанию проницаемого насыщенной водой наклонно залегающего
пласта. Если пласты-коллекторы латерально замещаются непроницаемыми
породами, возникает стратиграфическая ловушка (рис. 5г). Основная
причина изменения пористости и проницаемости пласта в пространстве
связана с изменениями условий осадконакопления по площади. Другой
причиной изменения коллекторных свойств является растворяющее
действие пластовых вод. Так, участками может растворяться карбонатный
цемент в песчаниках. Большую роль играет образование каверн в
карбонатных породах. Важный вид стратиграфических ловушек
образуется при срезании, эрозии серии наклонно залегающих пластов, в
том числе пористых и проницаемых, и последующем их перекрытии
непроницаемыми породами-покрышками.
Контрольные вопросы:
1. Поведение нефти и газа в пласте и при движении по скважине.
2. Состав и свойства нефти: фракционный состав, плотность,
содержание воды, температура застывания, вязкость нефти.
3. Условия залегания нефти и газа в пластах.
4. Коллекторы и покрышки.
5. Гидравлика и гидродинамика нефти в пласте.
6. Газовая динамика. Задачи и простейшие методы расчёта.
7. К чему приурочены многие залежи нефти и газа?
49
Глава 6. СКВАЖИНЫ. СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН
Скважиной называется горная выработка цилиндрической формы,
диаметр которой во много раз меньше общей длины её ствола.
Конструкция скважины выбирается на этапе проектирования и
должна отвечать следующим требованиям:
конструкция должна предоставлять возможность свободного
доступа к забою геофизических приборов и глубинного оборудования;
конструкция должна не допускать обрушения стенок ствола;
она должна обеспечивать надежное разделение друг от друга всех
проходимых пластов и не допускать перетекания флюидов из пласта в пласт;
в случае необходимости конструкция этой выработки должна
давать возможность герметизировать её устье в случае возникновения
такой необходимости.
Строительство и монтаж нефтяных и газовых скважин проводится
следующим образом:
1. Первым делом бурится начальный ствол большого диаметра. Его
глубина составляет около 30 метров. Затем в пробуренное отверстие
опускается металлическая труба, которую называют направлением, а
окружающее её пространство уставляется специальными обсадными
трубами и цементируется. Задача направления – предотвратить
размывание верхнего почвенного слоя в процессе дальнейшего бурения.
2. Далее до глубины от 500 до 800 метров бурится ствол меньшего
диаметра, в который опускается колонна из труб, называемая
кондуктором. Пространство между стенками трубы и горной породой
также заливается цементным раствором на всю глубину.
3. Только после обустройства направления и кондуктора скважину
пробуривают на заданную проектом глубину, и опускают в неё колонну
труб еще меньшего диаметра. Эта колонная называется эксплуатационной.
50
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]