vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 5 Пластовые флюиды-вода, нефть, газ

Флюиды, содержащиеся в природных резервуарах: источники информации; распределение флюидов; межфлюидные контакты. Вода: классификация; характеристика; соленые воды в нефтяных месторождениях. Нефть: измерения; химические свойства; физические свойства. Газ: измерения; состав; примеси.

Природный резервуар представляет собой ту часть пласта или группы пластов,

которая содержит залежь нефти и газа. В предыдущих главах мы рассмотрели породу-

коллектор, ее поровое пространство и заполняющие это пространство пластовые флюиды: воду, нефть и газ. За исключением небольших объемов, занятых залежами нефти и газа (нефтегазовые резервуары), почти все поровое пространство проницаемых пород, слагающих верхнюю часть земной коры мощностью в несколько миль,

заполнено водой. Нефть и газ залегают как бы в водной среде; они используют пути движения воды при миграции к местам скопления в залежи, причем залежи обычно отделяются от окружающих стенок резервуара водной пленкой. Поэтому геологи-

нефтяники проявляют большой интерес к пластовым водам, хотя основной их целью являются поиски нефти и газа. В этой главе мы рассмотрим все пластовые флюиды -

воду, нефть и газ - в условиях их залегания в нефтяных и газовых залежах. Пребывание углеводородов в рассеянном состоянии, их миграция и аккумуляция в залежи, т.е

условия существования углеводородов до скопления в залежи, будут освещены ниже, в

гл. 12.

Флюиды, содержащиеся в природных резервуарах

Флюиды, входящие в состав газовой залежи, представлены газом и водой,

нефтяная же залежь включает нефть, газ и воду. Каждый из этих флюидов встречается в различных пропорциях, достигая различной степени насыщения и может широко варьировать в составе и физических свойствах от залежи к залежи. Более того,

физические свойства пластовых флюидов при высоких температурах и давлениях,

которые наблюдаются в глубоко погруженных резервуарах, сильно отличаются от свойств тех же флюидов после извлечения их из недр или от свойств химически подобных флюидов в природных резервуарах, залегающих ближе к дневной поверхности. Основные физические свойства нефти и газа - их относительная несмешиваемость с водой и более низкая, чем у воды, плотность, позволяющая им всплывать в воде. Геология нефти и газа - это по существу геология флюидов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Источники информации о пластовых флюидов

Несмотря на то что флюиды, присутствующие в нефтегазовых резервуарах,

представлены только водой, нефтью и газом, наблюдается почти неограниченное разнообразие их состава, относительного содержания и свойств в различных залежах.

Наши знания о флюидах, насыщающих природные резервуары, базируются на косвенных данных, поскольку мы не имеем возможности наблюдать нефть и газ в пластовых условиях. Эти данные мы получаем благодаря изучению: а) пластовых флюидов, содержащихся в керне и шламе; б) пластовых флюидов, встреченных на забое скважины (которые мы изучаем по пробам, извлеченным из скважин, либо путем непосредственного анализа их на месте с помощью электронных и других аналогичных приборов, установленных на поверхности); в) поверхностных проб, отобранных из сепаратора на устье продуктивной скважины. Кроме того, эти данные мы получаем благодаря изучению истории разработки промышленного объекта.

Изучение пластовых флюидов. Изучение флюидов, содержащихся в природных резервуарах, можно производить посредством косвенных методов, например путем опре-

деления их воздействия на поведение кривых различных видов каротажа или на глинистый раствор в процессе бурения. Существуют и методы непосредственного изучения пластовых флюидов, извлекаемых при оттартывании скважин канатного бурения или отбираемых с помощью испытателя пласта и другими способами взятия проб флюидов с забоя скважин.

Пластовые флюиды можно наблюдать прямо в образцах керна и шлама, отбираемых для исследования. Например, опробование керна на содержание в нем соли (на вкус) представляет собой обычную процедуру, осуществляемую прямо на месте. Отбираются также забойные пробы флюидов, которые до начала их исследования в лаборатории хранятся в условиях,

аналогичных пластовым. Свойства флюидов в пластовых условиях могут быть определены также путем расчетов или реконструированы на основе анализа проб, отобранных у устья скважины [11].

Современная практика нефтепромысловых работ предусматривает тщательный отбор керна всех вскрытых коллекторов из каждой скважины, поэтому керн отбирается непрерывно или лишь с очень небольшими пропусками по всему разрезу каждого предположительно нефтегазоносного пласта. После извлечения керновый материал передается в лабораторию, где изучаются петрографический состав, пористость и проницаемость пород, а также свойства и относительное содержание насыщающих их газа, нефти и воды [2]. Сведения, полученные при анализе кернового материала, сравниваются с данными электрокаротажа; последние помогают выяснить, каково содержание в продуктивной толще флюидов, сколь велика ее мощность и объем порового пространства.

Когда керн извлекается из нефтегазоносного пласта на дневную поверхность,

температура и давление в нем падают до уровня атмосферных. Заключенный в керне газ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

выделяется из раствора, расширяется, и большая часть его наряду с некоторым количеством содержащейся в керне нефти улетучивается. Поэтому замеры содержания в породе нефти и газа, производимые в поверхностных условиях, дают низкие значения. Однако поровая вода,

удерживаемая капиллярными силами, остается почти без изменения в поровом пространстве керна, хотя может более или менее загрязниться фильтратом бурового раствора. Таким образом, содержание воды в извлеченном на поверхность керне, видимо, намного ближе к первоначальному, чем объем нефти, не говоря уже о газе, количество которого значительно уменьшается по сравнению с исходным.

Существует несколько методов устранения этих расхождений. Один из них заключается в применении при разбуривании продуктивного пласта промывочного раствора не на водной, а

на нефтяной основе. Такие буровые растворы препятствуют вытеснению поровой воды из керна и ее загрязнению, тем самым обеспечивая большую точность определения ее процентного содержания в пласте. Поскольку промывочный раствор на нефтяной основе загрязняет содержащиеся в керне углеводороды, за их объем принимается разница между объемами порового пространства и насыщающей породу воды. Другие методы получения точных данных о содержании в породах пластовых флюидов основаны на консервации

(насколько это практически выполнимо) пластовых условий в керне до начала его исследования в лаборатории. Один из таких методов заключается в быстром замораживании керна в приемнике сразу же по извлечении его на дневную поверхность, благодаря чему в керне до проведения лабораторных анализов в известных пределах сохраняется первоначальное содержание пластовых флюидов. Второй метод предполагает отбор керна из продуктивного пласта при сохранении естественного пластового давления; это достигается посредством изоляции керна в колонковой трубе перед извлечением ее на поверхность. В связи с тем, что этот метод слишком дорог, его применяют лишь в редких случаях - главным образом на ранних стадиях разработки залежей. Проведение исследований в смонтированной на автомашине передвижной лаборатории, которая может быть доставлена непосредственно к проходящей испытания скважине, исключает многие пзменения кернового материала, которые могут возникнуть при его транспортировке от скважины до стационарной лаборатории.

Количество данных о пласте, заключающем нефтяную или газовую залежь, которые мы получаем в результате анализа керна и других образцов, отбираемых в скважине, может показаться очень большим, однако следует помнить, что диаметр скважины составляет всего 4- 8 дюймов, так что площадь ее поперечного сечения ничтожна по сравнению с территорией,

дренируемой одной скважиной, которая обычно для нефтяного месторождения достигает 10-80,

а для газового 160 и более акров. По этой причине результаты лабораторных измерений содержания флюидов, проницаемости и пористости в небольших кусочках керна могут оказаться весьма отдаленными от средних данных для всего объема дренируемого скважиной коллекторского пласта. Правда, погрешности измерений часто компенсируют друг друга, так что, используя данные лабораторных исследований, нередко удается с достаточным

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

приближением оценить суммарные извлекаемые запасы нефти в залежи на ранних этапах разработки последней.

История разработки залежи. Многочисленные данные о содержащихся в пористых породах флюидах можно получить при изучении и интерпретации тех изменений, которые происходят в залежи в процессе ее разработки, главным образом в результате отбора жидкостей и падения пластового давления. К числу переменных параметров относятся взаимоотношения между флюидами, особенно относительная насыщенность пород газом,

нефтью и водой (которая определяется изменением пластового давления), химические и физические свойства этих флюидов и темпы их отбора. Регистрация изменений, происшедших за сутки, неделю, месяц и год, дает основные данные относительно содержания флюидов в коллекторе.

Количество флюидов в породе зависит от ее пористости и давления. Темп отбора флюидов контролируется проницаемостью породы, градиентом пластового давления и вязкостью жидкостей. Пластовые флюиды представлены газом, нефтью и водой. Газ и нефть взаиморастворимы, но они почти не смешиваются с водой. Объем любого из присутствующих в пласте флюидов и скорость его фильтрации сквозь породу зависит не только от пористости и проницаемости коллектора и пластового давления, но и от количества других флюидов,

насыщающих пласт. Поскольку вода содержится во всех пористых осадочных породах,

включая и нефтегазоносные, рассмотрение флюидов мы начнем именно с нее.

Распределение газа, нефти и воды в резервуаре

Распределение газа, нефти и воды в природном резервуаре зависит от взаимодействия ряда факторов: соотношения плотностей флюидов, относительной насыщенности порового пространства пород каждым из них, капиллярного давления и давления вытеснения (см. стр. 421-427: глава 10, капиллярное давление, А.Ф.),

гидродинамических условий в коллекторском пласте, его пористости, проницаемости и литологических особенностей. В ловушках, содержащих одновременно газ, нефть и воду, флюиды закономерно распределяются по вертикали, и каждый из них занимает в общем горизонтальный слой. Наиболее легкий из флюидов - газ - располагается в поровом пространстве вблизи вершины ловушки; основным флюидом, заполняющим поры в нижележащем слое, является нефть; еще ниже поровое пространство заполнено только водой. Граница между двумя последними слоями называется водо-нефтяным контактом (ВНК). В ловушках, где нефть отсутствует, а пластовые флюиды представлены только газом и водой, граница между ними называется газо-водяным контактом (ГВК).

Все сказанное выше относится к основному флкшду в каждом из слоев. Однако

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

поровая вода присутствует в природном резервуаре повсеместно. Она может занимать от нескольких процентов до 50 % объема порового пространства, но обычно занимает

10-30 % этого объема. Вода не поступает в скважины до тех пор, пока отношение количества нефти и газа к количеству ее в породах-коллекторах не уменьшится до такой степени, что порода станет более проницаемой для воды, чем для других флюидов. Соотношение газа, нефти и воды в природном резервуаре схематически показано на фиг. 5-1, причем предполагается, что пластовые флюиды представлены здесь водой, свободным газом, нефтью с растворенным в ней газом и чистой нефтью. В

целом однотипное распределение углеводородов в резервуаре по горизонтальным слоям местами нарушается. Эти нарушения, вероятно, объясняются незакономерными изменениями пористости и проницаемости, локальными тектоническими разрывами,

линзовидностью коллекторов и другими аномальными условиями, которые обычно не могут быть установлены на основании имеющихся данных.

Иногда при изучении характера ВНК (водонефтяного контакта) залежи удается получить некоторые сведения о ловушке, ее геологической истории и ее влиянии на аккумуляцию нефти и газа. Например, на месторожде

Фиг. 5-1. Схематический разрез, показывающий относительное распределение газа, нефти и воды в типичном природном резервуаре (Jersey-Humble report, Committee of Reservoir Development and Operations, p. 12, Fig. 2, 1942). A - поперечный разрез структуры; Б - насыщенность флюидами; 1 - вода; 2 - нефть; 3 - газ.