Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Пиротехнические составы и средства для интенсификации нефтедобычи. Монография
.pdf
=
Рис. 1.1. Продукты разложения
растений и животных
Новые слои оседали многократно пластами. Ил и морская вода
предохраняли вещество от дальнейшего разложения. По мере
накопления новых слоев органического вещества, песка, ила, глины и
извести и с течением времени масса покрывающих отложений
оказывала огромное давление на лежащие ниже осадочные слои. С
увеличением массы отложений подстилающий слой постепенно
опускался, формируя и сохраняя плотные слои ила, песка и
карбонатов. В конце концов, они преобразовывались в осадочные
горные породы. Огромное давление в сочетании с высокой
температурой, действием бактерий и химическими реакциями и
привело к образованию сырой нефти и природного газа.
Слой ила, содержащий первоначально разлагающиеся остатки
растений и животных, называется материнский пласт. Материнский
пласт включает темные морские сланцы и морской известняк. В
результате постоянного сжатия материнского пласта достигались
давление и температура, достаточно высокие для того, чтобы нефть и
газ выходили наружу из материнской породы и накапливались в
прилежащих пористых и проницаемых породах (рис. 1.2), таких как
песчаники, карбонатные породы (известняки) и доломиты. Эти породы
являются хранилищами мигрирующих углеводородов и называются
породы-коллекторы.
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 коэффициентом пористости-
отношением объема пор образца породы к видимому объему этого
образца:
П VV
11
,
П
O
где П – коэффициент пористости;
– видимый объем образца породы.
V
O
– объем пор образца породы;
V
П
Рис. 1.2. Схема
выталкивания углеводородов из материнского
пласта в породуколлектор
Пористость обычно выражается в процентах. Например,
пористость хорошего песчаника может достигать 30%, а плотный
известняк может иметь пористость всего 5%. Таким образом, чем
больше объем пор, тем выше способность горной породы удерживать
значительные объемы нефти. Промышленные скопления нефти (газа)
содержатся главным образом в осадочных породах – песках,
песчаниках, известняках, являющихся коллекторами для жидкостей и
газов.
Обычно поры в породе имеют связи между собой и образуют
каналы, по которым может происходить движение жидкостей и газов.
Однако часть пор не связаны друг с другом. Различают общую,
открытую и эффективную пористость. Общая (абсолютная,
физическая, или полная) пористость (т. е. объем всех пустот)
характеризуется разностью между объемом образца и объемом
составляющих его зерен. Открытая пористость, или пористость
насыщения, характеризуется объемом тех пустот, в которые может
проникнуть 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 передвигаться жидкости и газы. В
связи с этим различают коэффициенты полной пористости и открытой
12
пористости. Эффективная пористость учитывает лишь объем
открытых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом
содержания связанной воды в порах.
Помимо наличия достаточного пустого пространства в порах
необходимо, чтобы углеводороды могли перемещаться из одной поры
в другую и в результате оказаться ближе к поверхности. Эти породы
должны обладать проницаемостью, т. е. способностью пропускать
жидкости и газы через систему многочисленных каналов,
связывающих пустоты в породе. Чем выше проницаемость горной
породы, тем легче углеводороды перемещаются внутри нее из одной
поры в другую. При одинаковой пористости проницаемость зависит
от размера пор. Таким образом, промежутки между частицами в
осадочной породе образуют пустоты, в которых могут накапливаться
нефть и газ. Трещины в горных породах помогают нефти и газу
выходить из материнских пород и проходить через породыколлекторы.
Считают, что перемещение нефти и газа происходит в две стадии.
Углеводороды легче воды, поэтому нефть и газ, которые образовались
в материнских породах в нижних придонных слоях моря,
перемещаются вверх к более пористым породам. Затем они
продолжают подниматься сквозь пористые породы, пока не достигают
слоя непроницаемой горной породы и таким образом оказываются в
ловушке.
Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих
на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров
от земной поверхности. Пласты пористой породы, поры и трещины
которой заполнены нефтью, называются нефтяными пластами или
горизонтами. Пласты, в которых имеются скопления нефти, называют
залежами нефти. Обычно залежь нефти бывает приурочена к
определенной тектонической структуре, под которой понимают форму
залегания горных пород. Термин тектоническая структура или просто
структура применяют очень широко. Он характеризует структуру
земли в целом, ее областей, районов и небольших участков.
Совокупность залежей нефти и газа, сконцентрированных в недрах на
одной и той же территории и подчиненных в процессе образования
единой тектонической структуре, называется нефтяным
месторождением. В частном случае, когда нефтяное или газовое
месторождение состоит всего лишь из одной залежи нефти, понятия о
нефтяном месторождении и нефтяной залежи совпадают.
13
Движение земной коры – очень важный фактор в геологии нефти,
поскольку оно позволяет сформировать структуру (ловушку), которая
улавливает нефть и газ. Нефть или газ продолжают постоянно
перемещаться вверх, двигаясь при этом иногда вертикально, иногда
горизонтально, пока, наконец, не оказываются в ловушке,
образованной какой-либо деформацией в пласте или слое.
Ловушки делятся на три основных типа: структурные,
стратиграфические и комбинированные. В структурных ловушках в
породе-коллекторе нефть и/или газ задерживаются вследствие
структурных особенностей (складка или сброс). Данные структурные
особенности создаются в результате движения земной коры.
Стратиграфические ловушки удерживают нефть или газ вследствие
изменения литологии горной породы, т.е. типа породы или ее
пористости, например за счет непроницаемого слоя сланцевой
породы. В нефтеносных и газоносных месторождениях роль
непроницаемых перекрытий, между которыми залегают пласты пород,
заполненные нефтью, газом и водой играют глины. Глины –
тонкодисперсные горные породы, состоящие в основном из так
называемых глинистых минералов – силикатов со слоистой
кристаллической структурой. Комбинированные ловушки включают в
себя особенности как структурных, так и стратиграфических ловушек
(рис. 1.3). Таким образом, для накопления залежей нефти и газа
необходимы три фактора. Во-первых, нужен источник нефти и газа.
Во-вторых, должна быть порода-коллектор – пористый пласт,
достаточно проницаемый, чтобы жидкость могла проходить через
него. В-третьих, нужна ловушка или барьер, чтобы жидкость
остановилась и стала накапливаться.
Углеводороды накапливаются по структурному механизму в
результате наличия сброса и по стратиграфическому за счет
непроницаемого слоя сланцевой породы.
Нефтесодержащие коллекторы или породы-коллекторы (пески,
песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и
доломиты) – породы, у которых поры, пустоты и трещины могут быть
вместилищами нефти и газа.
14
Рис. 1.3. Комбинированная ловушка
Песок – мелкообломочная рыхлая горная порода, состоящая из
зерен (песчинок), подразделяется на крупнозернистый,
мелкозернистый, среднезернистый и тонкозернистый. По форме зерен
различают пески округленные и угловатые.
Песчаник – обломочная осадочная горная порода из
сцементированного песка. Состоит главным образом из зерен кварца.
Геологический разрез – изображение строения данного участка
земной коры в вертикальной плоскости. Различают геологический
разрез скважины и геологический профиль.
Графическое изображение подземного геологического строения
нефтяных месторождений, в особенности разрезов буровых скважин,
играет большую роль в нефтегазопромысловой геологии. Точное и
наглядное изображение геологических и тектонических данных на
разрезах скважин облегчает их сравнение и работу по составлению
профилей, карт и т. д.
Геологический разрез скважины (рис. 1.4) – геологическое
описание и графическое изображение последовательности
напластований пород, пройденных скважиной в процессе ее бурения.
На таких разрезах изображают наиболее важные данные, полученные
в результате геофизических исследований в процессе бурения. При
помощи условных знаков и сокращенных обозначений отмечают
различные породы и пласты, пройденной скважины, специальными
приборами записывают данные о признаках нефти, газа и воды и
другие геологические характеристики. Из наиболее важных и нужных
технических данных отмечаются глубина спуска обсадных колонн, их
диаметр, а также результаты электрокаротажа (способ исследования
15
скважины на предмет месторасположения продуктивного нефтяного
пласта, пропластков и участков, не имеющих нефти) и других
геофизических методов исследования.
На основе данных, полученных в процессе бурения скважин и
сопоставления разрезов скважин (корреляции), составляют
нормальный или типовой геологический разрез нефтяного
месторождения, характеризующий с достаточной полнотой для
практического использования последовательность геологических
напластований, их толщину и литологический состав. Для
месторождений, нефтеносные толщи которых обладают постоянством
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 сопоставляют несколько нормальных разрезов,
характеризующих геологические условия недр на отдельных участках
нефтепромысловой площади.
Рис. 1.4. Разрез скважины одного
из месторождений, проведенный с
ограниченным отбором грунтов
Отложения:
1 – серая глина;
2 – бурая глина;
3 – разноцветная глина;
4 – глина с прослойками песка;
5 – глина с включением песка;
6 – песок;
7 – песок с глиной;
8 – вулканический пепел.
Геологический профиль – графическое изображение строения
месторождения, по какому либо выбранному сечению вертикальной
16
плоскостью. Направление геологического профиля выбирают,
руководствуясь задачами, которые нужно решить путем его
построения. Для выявления особенностей тектонического строения
месторождения строят поперечные профили, направленные вкрест
простирания или по падению пород; для изучения тектоники
месторождения – продольные профили (по простиранию пород).
Продольные профили имеют вспомогательное значение для увязки
между собой поперечных профилей и для их дополнения. Профили,
диагональные простиранию и падению, строят для выяснения частных
особенностей месторождения. Так, для изучения характера
тектонических нарушений предусмотрены профили, направленные
вкрест их простирания, для выяснения характера фациальной
изменчивости пластов – профили в направлении, по которому изучают
эту изменчивость.
На рис. 1.5 показан геологический профиль, построенный по
данным изучения разрезов пробуренных скважин. Он дает ясное
представление о строении недр в полосе, прилегающей к нему.
Рис. 1.5. Геологический
профиль по скважинам:
1 – галечники; 2 – глины;
3 – глины песчанистые;
4 – известняки; 5 – мергели;
6 – песчаники нефтеносные;
7 – песчаники; 8 – точки,
фиксирующие плоскости
нарушения на профиле
Коллекторские свойства нефтеносных пластов зависят от размера и
формы зерен, слагающих породу, степени отсортированности
обломочного материала, характера и степени цементации осадков.
Породы-коллекторы характеризуются пористостью, проницаемостью
и трещиноватостью. На коллекторские свойства пород большое
влияние оказывают формы пор и их размер.
17
Промышленную ценность нефтяного месторождения можно
µ
∆==
F
µ
определить по проницаемости его пород – способности
проникновения жидкости или газов через породу. Движение
жидкостей или газов через пористую среду называется фильтрацией.
В природе все горные породы проницаемые. Это означает, что при
соответствующем давлении можно обеспечить фильтрацию. Однако
при обычных перепадах давления в нефтяных залежах в процессе их
разработки (эксплуатации) многие горные породы оказываются
практически непроницаемыми для жидкостей и газов, т. е. фильтрация
оказывается невозможной. Все зависит от размеров пор и поровых
каналов, а также от свойств жидкостей и газов в пластовых условиях.
Породы нефтяных и газовых залежей имеют капиллярные каналы,
средний размер которых составляет 0,0002-0,5 мм. При движении
жидкости в этих каналах проявляются силы, возникающие на
поверхности пород – капиллярные силы (силы прилипания и
сцепления), которые препятствуют движению жидкостей и газов в
капиллярных каналах. Поэтому фильтрация в них возможна под
действием дополнительных сил, достаточных для преодоления
капиллярных. В непроницаемых перекрытиях нефтяных и газовых
залежей, обычно состоящих из глинистых пород, имеются
субкапиллярные каналы (диаметром менее 0,0002 мм), в которых
фильтрация не происходит.
Обычно фильтрация жидкостей и газов в нефтяных залежах
подчиняется линейному закону Дарси, согласно которому скорость
жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и
обратно пропорциональна ее вязкости:
,
LpkFQv
где Q – объемный расход жидкости через породу за секунду;
площадь фильтрации; k – коэффициент пропорциональности,
называемый коэффициентом проницаемости породы;
динамическая вязкость жидкости; p∆ – перепад давления; L – длина
пути, на котором происходит фильтрация жидкости.
Из этого получают формулу для определения в лабораторных
условиях проницаемости пород:
.
pFLQk ∆=
µ
18
–
–
Таким образом, за единицу проницаемости принимается
проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец
которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па
расход жидкости вязкостью 1 Па⋅с составляет 1 м3/с. Единица
проницаемости называемая Дарси (Д), отвечает проницаемости такой
горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1 см2, при
перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см в 1 с проходит 1 см
жидкости, вязкость которой 1 сП. 1 Д = 1,02×10-3мкм
1000 мД. Проницаемость пород, служащих коллекторами, часто
выражают в миллидарси (мД) или мкм
2
.
2
= 1,02×10
-12 м2
=
Физический смысл проницаемости заключается в том, что она как
бы характеризует размер сечения каналов пористой среды, по которым
происходит фильтрация. Проницаемость пород нефтяных пластов
изменяется от нескольких миллидарси до 2-3 Д и редко бывает выше.
По значению проницаемости продуктивные пласты делятся на:
•
низкопроницаемые (от 0 до 100 мД);
•
среднепроницаемые (от 100 мД до 500 мД);
•
высокопроницаемые (более 500 мД).
Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники,
доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же
глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рис. 1.6)., при
которой фильтрация происходит через каналы между пакетами:
3
Рис. 1.6. Пример массивной пакетной упаковки глин
К непроницаемым или плохо проницаемым породам относятся
глины с упорядоченной пакетной упаковкой (рис. 1.7), глинистые
сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели. Эти породы в
нефтяных залежах выполняют роль плотных перекрытий.
19
Рис. 1.7. Пример упорядоченной пакетной упаковки
Экспериментальные данные по фильтрации азота через образцы
пород приведены в табл. 1.1 и 1.2.
Таблица 1.1
Плотность и проницаемость осадочных пород
Порода
Песчаник
мелкозернистый
Алевролит
кварцевый
Природные пласты содержат не только нефть и газ, но также
определенное количество воды. При эксплуатации нефтегазовых
месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или их
смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих
пород различают проницаемость абсолютную, эффективную и
относительную.
Абсолютная (общая, или физическая) проницаемость –
проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной
какой-либо фазы (газа или однородной жидкости). Эффективная
(фазовая) – проницаемость породы для одной из жидкостей или газа
при одновременной фильтрации различных жидкостей и газа.
Относительная – проницаемость пористой среды, характеризующаяся
отношением фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.
Фазовая (эффективная) проницаемость – проницаемость породы
для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем.
Фазовая проницаемость зависит от количественного содержания того
или иного флюида в пласте, а также от его, их физико-химических
свойств. С практической точки большее значение имеет
Плотность,
3
г/см
2,4 111
1,8 0,061
Коэффициент проницаемости,
мкм2 (мД)
20
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]