- •Оглавление
- •Предисловие
- •Предисловие автора к первому изданию
- •Предисловие редактора английского издания
- •Часть первая. Введение
- •Глава 1 Введение
- •Глава 2 Распространение нефти, газа и других нафтидов
- •Условия залегания
- •Поверхностные нафтидопроявления
- •Геологический возраст пород-коллекторов
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Часть вторая. Природный резервуар
- •Глава 3 Порода-коллектор
- •Классификация
- •Номенклатура пород-коллекторов
- •Обломочные породы-коллекторы
- •Глины
- •Цементация обломочных пород-коллекторов
- •Хемогенные породы-коллекторы
- •Химически осажденные карбонатные породы
- •Кремнистые породы-коллекторы
- •Породы-коллекторы смешанного происхождения
- •Разрезы буровых скважин
- •Породы-коллекторы морского и неморского происхождения
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 4 Поровое пространство породы-коллектора
- •Пористость
- •Измерения пористости
- •Проницаемость
- •Измерения проницаемости
- •Эффективная и относительная проницаемость
- •Классификация и происхождение порового пространства
- •Первичная, или межзерновая, пористость
- •Вторичная, или промежуточная, пористость
- •Связь между пористостью и проницаемостью
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 5 Пластовые флюиды-вода, нефть, газ
- •Флюиды, содержащиеся в природных резервуарах
- •Источники информации о пластовых флюидов
- •Распределение газа, нефти и воды в резервуаре
- •Вода
- •Классификация вод нефтяных месторождений
- •Характеристика вод нефтяных месторождений
- •Происхождение соленых вод нефтяных месторождений
- •Нефть
- •Измерение количества нефти
- •Химические свойства нефти
- •Ряды углеводородов
- •Другие компоненты нефтей
- •Физические свойства нефтей
- •Природный газ
- •Измерение объема природного газа
- •Состав природного газа
- •Примеси в природном газе
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Антиклинальная теория
- •Классификация ловушек
- •Структурные ловушки
- •Ловушки, связанные с разрывными нарушениями
- •Ловушки, связанные с трещиноватостью
- •Цитированная литература
- •Первичные стратиграфические ловушки
- •Линзы и фациальные замещения обломочных пород
- •Линзы и фации хемогенных пород
- •Вторичные стратиграфические ловушки
- •Гидродинамические ловушки
- •Заключение
- •Комбинированные ловушки
- •Соляные купола
- •Распространение соляных куполов
- •Соляные штоки провинции Галф-Кост
- •Кепрок
- •Происхождение соляных куполов
- •Глава 9 Пластовые условия - давление и температура
- •Пластовое давление
- •Измерение давления
- •Градиенты давления
- •Источники пластового давления
- •Аномальные пластового давления
- •Температура
- •Измерение температуры
- •Геотермическии градиент
- •Использование результатов температурных замеров
- •Источники тепловой энергии
- •Результаты воздействия тепла
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 10 Механика природного резервуара
- •Фазовые состояния
- •Поверхностные явления
- •Поверхностная энергия; поверхностное натяжение; межфазное натяжение
- •Капиллярное давление
- •Пластовая энергия
- •Газ, растворенный в нефти
- •Режим газовой шапки (газонапорный режим)
- •Водонапорный режим
- •Гравитационные силы
- •Комбинированные источники пластовой энергии
- •Движение нефти и газа в залежи
- •Явления, связанные с разработкой залежи
- •Максимально эффективный темп добычи
- •Коэффициент продуктивности
- •Уравнение материального баланса
- •Сверхвысокопродуктивные скважины
- •Малорентабельные скважины и залежи
- •Эксплуатационный период скважин и залежей
- •Вторичные методы разработки залежей
- •Добыча газа
- •Попутный газ
- •Свободный газ
- •Экономические и правовые вопросы
- •Заключение
- •Часть четвертая Геологическая история нефти и газа
- •Глава 11 Происхождение нефти и газа
- •Граничные условия
- •Неорганическое происхождение нефти и газа
- •Органическое происхождение нефти и газа
- •Современные теории органического происхождения нефти и газа
- •Природа органического материнского вещества
- •Современное органическое вещество
- •Органическое вещество неморского происхождения
- •Превращение органического вещества в нефть и газ
- •Деятельность бактерий
- •Теплота и давление
- •Изменение нефти под влиянием теплоты и давления
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 12 Миграция и аккумуляция нефти и газа
- •Геологические условия миграции и аккумуляции
- •Дальность миграции
- •Первичная миграция
- •Вода, выжимаемая из глин и сланцев
- •Циркуляция воды
- •Седиментационная и переотложенная нефть
- •Вторичная миграция
- •Перенос частиц нефти и газа водой
- •Явления, связанные с капиллярным давлением и давлением вытеснения
- •Плавучесть
- •Влияние растворенного газа на миграцию нефти
- •Аккумуляция
- •Наклонные водонефтяные контакты
- •Литологические и стратиграфические барьеры¹
- •Вертикальная миграция
- •Время аккумуляции
- •Приток нефти и газа
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 13 Глубинная геология
- •Типы глубинных карт
- •Структурные карты и разрезы
- •Карты изопахит ( карты равных мощностей)
- •Карты фаций
- •Палеогеологические карты
- •Геофизические карты
- •Геохимические карты
- •Другие типы глубинных карт
- •Счетно-решающие машины
- •Сухие скважины
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 14 Нефтегазоносные провинции
- •Характер отложений
- •Теория углеродного коэффициента
- •Седиментационные бассейны
- •Нефте- и газопроявления
- •Несогласия
- •Зоны выклинивания проницаемых отложении
- •Региональные своды
- •Локальные ловушки
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 15 Перспективы нефтегазоносности¹
- •Открытие
- •Геологические факторы
- •Экономические факторы
- •Субъективные факторы
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Общие работы
- •Сокращения, принятые в английской литературе по нефти и газу
- •Литература
- •Дополнительный список литературы
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
отдачи наряду с учетом метода завершения скважины бурением требуется знание его флюидопроницаемости
5. Можно составить профиль проницаемости коллектора с помощью электрозонда [10] – прибора для для определения в стволе скважины положения поверхности раздела между двумя жидкостями, характеризующимися различной электропроводностью. В скважину нагнетают соленую воду до полного перекрытия коллекторского пласта. Затем она проталкивается в пласт закачиваемой в скважину нефтью. Скорость снижения раздела между нефтью и соленой водой фиксируется электрозондом по мере его смещения вниз по стволу вслед за этой поверхностью раздела.
Проницаемость пород любой части разреза проницаемого пласта выражается в процентах относительно общей проницаемости пород всего разреза в целом.
6.Качественная оценка проницаемости может быть произведена посредством закачивания в коллектор радкоактивного глинистого раствора и последующего измерения радкоактивности против коллектора с помощью счетчика Гейгера. Высокая радиоактивность указывает на интервалы наибольшего проникновения радкоактивного раствора в пласт и фиксирует, таким образом зоны высокой проницаемости.
7.Основываясь на зависимости между проницаемостью пород и кривой их капиллярного давления, можно рассчитать проницаемость по шламу или обломкам керна
[13](см. также стр. 421-427: Капиллярное давление).
Эффективная и относительная проницаемость
Закон Дарси, которому подчиняется фильтрация флюидов в пористой среде,
основывается на допущении, что в пласте присутствует только один флюид и что он полностью насыщает породу. Однако в природе поровое пространство коллектора содержит в различных количествах газ, нефть и воду, причем каждый из этих флюидов препятствует течению других. Если флюид насыщает породу не полностью, как это обычно и наблюдается в естественных условиях, то способность породы проводить его в присутствии других флюидов называется эффективной проницаемостью породы для данного флюида [14]. Эффективная проницаемость для воздуха, газа, нефти и воды обозначается соответственно как ka, kg, kо и kw¹. Установлено, что каждое данное значение насыщенности2 пласта любым из перечисленных флюидов имеет постоянную зависимость от эффективной проницаемости; если один из этих параметров меняется,
пропорционально ему изменяется и другой. Однако эта зависимость различна для разных пород и должна быть определена экспериментальным путем. На нее оказывают влияние,
очевидно, такие факторы, как разбухание глинистых частиц, наличие адсорбционных
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
пленок, гидрофобных и гидрофильных поверхностей, присутствие в пласте других несмешивающихся флюидов и давление газа.
Отношение между эффективной проницаемостью для данного флюида при частичной насыщенности и проницаемостью при 100%-ной насыщенности (абсолютная проницаемость) называется относительной проницаемостью [15]. Она обозначается как kg/k, kо/k и kw/k (или как соответственно для газа, нефти и воды и колеблется от нуля при низкой насыщенности до 1,0 при 100%-ном насыщении. Иными словами, относительная проницаемость - это отношение количества какого-либо флюида, которое фильтруется через породу при определенной степени насыщения и в присутствии других флюидов, к
тому его количеству, которое могло бы профильтроваться при том же градиенте давления и наличии тех же флюидов в случае 100%-ной насыщенности. Поскольку поровое пространство всех природных резервуаров заполнено газом, нефтью и водой в различных пропорциях, относительная проницаемость породы-коллектора для одного из этих флюидов зависит от количества (насыщения) и природы других присутствующих в пласте флюидов. При исследованиях коллекторских свойств пород фактически всегда необходимо пользоваться относительной проницаемостью, а не проницаемостью для какого-либо отдельно взятого флюида. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом, пока, наконец, при полном насыщении не будет достигнуто максимальное значение k.
Относительную проницаемость следует определять экспериментально для каждой породы при различных комбинациях насыщения ее отдельными флюидами. В процессе эксплуатации залежи эти соотношения непрерывно меняются. На фиг. 4-5 и 4-6 [16]
показаны типичные графики изменения относительной проницаемости, в основных чертах отражающие характер этого явления. Из фиг. 4-5 видно, что порода непроницаема для нефти, пока ее нефтенасыщенность не станет равной 30% или превысит эту цифру.
¹Предлагается (API RP № 27, р. 4) стандартизировать символизацию записи эффективной проницаемости. Так, k0 (60, 13) должно означать эффективную проницаемость среды для нефти (в миллидарси или дарси) при ее нефтенасыщенности, равной 60%, водонасыщенности. равной 13%, и газонасыщенности, составляющей 27%. Концентрация газа устанавливается по разности между 100%-ной насыщенностью среды и суммарной концентрацией воды и нефти. Тогда kw (50, 40) означает эффективную проницаемость среды для воды при 50%-ной нефтенасыщенности, 40%- ной водонасыщенности, 10%-ной газонасыщенности.
²Насыщенность определяется отношением объема флюида в породе к общему объему пор.
Причина такого явления заключается в том, что нефть сначала преимущественно смачивает поверхности минеральных частиц породы; она прилипает к ним, заполняя при этом наиболее мелкие пустоты (см. также стр. 416-421, где рассматривается смачиваемость пород, капиллярное давление). В этот период, когда относительная
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
газопроницаемость породы колеблется в пределах 1,0-0,63, газ
Фиг. 4-5. Типичная зависимость относительной проницаемости от изменений насыщенности пород газом и нефтью.
перемещается свободно. Другими словами, пока нефтенасыщенность породы не достигнет
30 %, а ее газонасыщенность колеблется между 100 и 70 %, только газ может проходить через породу. В точке пересечения кривых
Фиг. 4-6. Типичная зависимость относительной проницаемости от изменений насыщенности пород водой и нефтью.
относительная проницаемость одинакова для газа и нефти, и оба эти флюида фильтруются через породу в равной степени хорошо. Выше этой точки нефтенасыщенность достигает
100 %, и относительная проницаемость породы для нефти возрастает до 1,0 (величина,
отражающая к породы). При этом газонасыщенность породы снижается до нуля.
Диаграмма, приведенная на фиг. 4-6, отличается от только что описанной тем, что смачивающей жидкостью здесь является не нефть, а вода. Во всех пустотах породы всегда содержится некоторое количество остаточной воды; однако, как следует из диаграммы,
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
вода не начинает просачиваться сквозь породу, пока водонасыщенность не превысит 20%.
При низкой водонасыщенности вода находится в породе в связанном или «погребенном» состоянии, при этом она преимущественно смачивает поверхности минеральных частиц породы и заполняет более мелкие поры (о связанной и погребенной воде см. на стр. 149-
153: глава 5, классификация вод нефтяных месторождений, А.Ф.). По мере возрастания водонасыщенности от 5 до 20 % нефтенасыщенность породы снижается от 95 до 80 %.
Вплоть до этого момента порода пропускает только нефть и совершенно непроницаема для воды. В точке пересечения кривых при 56 %-ной водо- и 44 %-ной нефтенасыщенности относительная проницаемость породы равнозначна для обеих жидкостей, и обе они одинаково хорошо проходят через породу. Когда водонасыщенность превосходит этот уровень, вода начинает фильтроваться более свободно, а
нефтенасыщенность постепенно снижается; примерно при 10 %-ной нефтенасыщенности нефть прекращает движение, иначе говоря, порода в этом случае становится непроницаемой для нефти и через нее может фильтроваться только вода.
Соотношения, отраженные на приведенных диаграммах (фиг. 4-5 и 4-6), широко используются при решении задач, связанных с движением флюидов в проницаемых породах. Вероятно, наиболее важным аспектом их применения в геологии нефти и газа является вывод о том, что для начала движения в породе несмачивающего флюида необходима, по крайней мере, 5- 10 %-ная насыщенность, а для смачивающих жидкостей она должна составлять не менее 20-40 %. Это означает, что для нефти и газа (как несмачивающих флюидов) должно быть достигнуто насыщение порового пространства минимум в 5-10 %, прежде чем они смогут начать перемещаться в водонасыщенной породе и скапливаться в залежи (при условии, конечно, что эти закономерности,
установленные лабораторным путем и на протяжении времени существования залежей нефти и газа, можно экстраполировать на процессы, длительность которых исчисляется геологическим временем). Кроме того, приведенные диаграммы позволяют сделать вывод,
что в каждой нефтяной залежи породы характеризуются остаточной нефтенасыщенностью, равной 5-10 %, и это количество нефти нельзя извлечь обычными методами эксплуатации. Эти вопросы будут рассмотрены более подробно ниже, при описании процессов миграции и аккумуляции углеводородов (глава 12).
Классификация и происхождение порового пространства
Различают два основных типа порового пространства осадочных пород: первичную,
или межзерновую, пористость и вторичную, или промежуточную [17].