НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1
.pdfvk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
вила необходимо придерживаться при оценке всех параметров геологической неоднородности, используемых в сравнении с показателями разработки.
Коэффициенты вариации пористости и нефтенасыщенности
определяют |
по |
геофизическим |
данным |
для |
каждого |
|
нефтегазонасыщенного |
пропластка, |
ограниченного |
||||
непроницаемыми границами. Для этих же пропластков находят их математическое ожидание. При равномерном распределении скважин по исследуемому объекту М(йэф) определяют с учетом значений по каждой скважине. Для объектов, которые разбурены
неравномерно, например, для блоков одного месторождения, центральные зоны которого разбурены плотной сеткой скважин, а ВНЗ - редкой, необходимо привлекать карту изопахит и в зоне малой плотности сетки скважин находить дополнительные значения. Несоблюдение этого правила приводит обычно к завышению толщины пласта, а следовательно, к занижению ^цеод •
Значения ^неод и ^неод можно установить в целом по залежи или по отдельным ее частям. Аналогично находят А^неод и ^неод по отдельным скважинам при расчлененности пласта на 10-15 пропластков. При малой расчлененности пласта М(йэф) и М(/;пр)
определяют по конкретной скважине, a W,, и Wn, - по
"н "•
относительно однородной в геологическом отношении зоне, к которой приурочена данная скважина.
Карты геологической неоднородности, построенные с использованием /Сцеод Д™ разнородных объектов, позволяют количественно оценить степень геологической неоднородности по различным участкам залежей и ее влияние на дебиты нефти, продуктивность пластов, конечную и текущую нефтеотдачу.
При сопоставлении ранжированных рядов дебитов нефти и соответствующих значений ^неод п0 скважинам в зонах со значительной геологической неоднородностью наблюдаются высокие значения ранговой корреляции R, а в относительно однородных - низкие.
Таким образом, по картам геологической неоднородности можно выделить зоны, увеличение добычи нефти по которым возможно за счет изменения технологических режимов или за счет снижения влияния геологической неоднородности.
-99-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
4.5. Оценка промышленных (кондиционных) свойств коллекторов
Выделенные в разрезах скважин пласты-коллекторы должны быть кондиционными, т.е. обладать способностью отдавать нефть и газ при разработке в промышленных количествах.
Правильное установление кондиционных значений коллекторских свойств имеет большое значение для оценки объема коллектора при подсчете запасов углеводородов. Основными промысловыми параметрами, позволяющими оценить кондиционные свойства пласта, являются продуктивность А'прод и
удельная продуктивность А'прод, оцениваемые соответственно в
т/(сут-МПа) и т/(сут-МПа-м).
Анализ данных для оценки кондиционных пределов начинается с исследования первых разведочных скважин по объекту разработки.
Как правило, продуктивный пласт в разведочных скважинах вскрывается на качественном буровом растворе. При опробовании таких скважин пласт достаточно быстро выходит на потенциальную продуктивность. Потенциальная продуктивность пласта определяется всем комплексом присущих ему особенностей в минеральном составе, структурно-текстурных свойствах, емкостных характеристиках, составе и структуре цемента, физико-химических свойствах насыщающих флюидов. Представление о потенциальной продуктивности пласта с данными физикохимическими свойствами флюидов и коллекторскими свойствами позволяет принять решение об освоении этого пласта с целью получения промышленных притоков нефти.
Пласты, определенные по геофизическим данным как коллекторы, нередко при опробовании не дают притоков нефти, что может быть связано с некачественным вскрытием при бурении. Получение в процессе опробования скважины притока нефти при создании минимально возможной депрессии следует считать основным признаком, характеризующим породу как коллектор.
При установлении кондиционных пределов в продуктивных пластах порового типа в процессе опробования определяющими должны быть параметры, характеризующее явно или косвенно фильтрационные свойства опробованного интервала.
Одновременно с установлением продуктивности пласта (объекта) определяются его толщина, проницаемость, пористость и петрофизические характеристики, такие как, «сп . ^у , /°мпз •
100-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Л/1КЗ- Названные параметры могут служить основой для создания статистических моделей при прогнозе потенциальной продуктивности. Петрофизические параметры косвенно характеризуют фильтрационные свойства пласта. Относительный параметр сс^п определяется по данным замеров самопроизвольной поляризации (изменяется от 0 до 1) и характеризует емкостные свойства пласта.
Относительный параметр ДЛ. находится по данным гамма-каротажа и характеризует глинистость пласта. При значении глинистости в 20 весовых единиц или 0,5 относительной единицы глинистости терригенная порода становится неколлектором.
Отношение показаний микропотенциал-зонда /тмпз и микроградиент-зонда /?мкз определяет характеристику пластаколлектора. Чем выше это отношение, тем лучше пласт-коллектор.
Все параметры, характеризующие емкостные и фильтрационные свойства пласта, тесно связаны с толщиной пласта и, как правило, с уменьшением толщины ухудшаются.
По полученным данным удельной продуктивности, петрофизических характеристик и характеристик геологической неоднородности строят зависимости типа:
•^прод =/ ( "СП )! ^прод =/ (л^ ); ^'прод =^ ^неод )•
С помощью этих зависимостей находят значения удельной продуктивности пласта. При установлении нижней границы этих значений в расчет принимается минимально рентабельный дебит, который можно получить из этого объекта.
На. рис.22 показаны оценочные кривые зависимости А'прод и
^прод от комплексного показателя неоднородности.
Совместный анализ и использование зависимостей А^прод и ^прод в
функции ^неод и ^Р1 геологической неоднородности
позволяет прогнозировать зоны с различными кондиционными значениями.
При подсчете запасов с помощью кондиционных значений удельной продуктивности можно оценить соответствующую им толщину пласта. На основе толщин пласта, выделенных с учетом кондиционных пределов, строят карты изопахит.
Следует иметь в виду, что все оценочные зависимости, используемые для установления кондиционных пределов, могут
101
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
давать значительные погрешности. Поэтому при оперативной работе обычно проводят опробование продуктивного пласта и устанавливают его кондиционность прямым путем.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 4)
1.Гранулометрический состав пород коллекторов и методы его изучения.
2.Какими факторами определяется величина пористости пород коллекторов ?
3.Природа проницаемости пород-коллекторов и влияющие на нее факторы.
4.Глинистость пород-коллекторов, методы ее оценки и ее влияние на коллекторские свойства.
5 Кондиционные свойства коллекторов и методы их оценки.
6 Понятие о геологической неоднородности пласта.
7. Основные виды геологической неоднородности пласта.
8 Понятие об иерархических уровнях изучения объекта разработки.
9 Комплексные показатели неоднородности и их использование.
ГлаваS
Условия залегания нефти, газа и воды и их свойства
5.1. Нефте-, газо- и водонасыщенность
Поровое пространство пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений, как правило, заполнено углеводородами частично. Часть порового пространства занимает так называемая связанная вода. Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. До появления в этих коллекторах нефти и газа они были полностью или частично
102-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
заполнены водой. Процесс формирования залежей углеводородов сопровождался вытеснением воды из пор, каверн и трещин.
Содержание остаточной воды обычно выражают в процентах от суммарной емкости пор. Оно может меняться от первых единиц до 70
%и более. В большинстве хорошо проницаемых песчано-
алевритовых |
коллекторов |
содержание |
остаточной |
воды |
составляет 15-25 %. |
|
|
|
|
Количество остаточной воды в породах-коллекторах зависит от многих факторов. Важнейшие из них: минеральный состав, структура порового пространства, минеральный состав и количество глинистого цемента, карбонатность терригенных коллекторов, содержание поверхностно-активных веществ в нефтях.
Менее изученными факторами, влияющими на содержание остаточной воды в породах-коллекторах, являются время формирования последних и время образования в них нефтяных и газовых залежей.
Содержание нефти и газа в пласте определяют с помощью коэффициентов нефте- и газонасыщенности:
^=V»/Vn, kr=Vr/Vn. |
(5.1) |
где Уц- объем нефти, содержащейся в порах образца; I„ -объем всех пор образца; V^- объем газа, насыщающего поры образца породы.
В связи с тем, что часть объема пор занята водой, можно, зная коэффициент водонасыщенности (А-д), т.е. отношение объема связанной воды к объему порового пространства, вычислить косвенным путем величину коэффициента нефтенасыщенности (газонасыщенности) по соотношению: Л-н^-^в; ^г=1-^в-
Существует довольно много способов определения остаточной водонасыщенности породы-коллектора. В лабораторных условиях применяются следующие.
1. Способ, основанный на определении потери массы исследованного образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105-107°С и на определении объема отогнанной из него или из смежного образца воды при кипячении их в растворителе с температурой кипения до 110°С. Погрешность метода не превышает 2 %.
2. Способ центрифугирования, при котором экстрагированный и полностью высушенный образец насыщается водой, которую затем вытесняют с помощью центрифуги при частоте вращения 4400-31500 об/мин.
- 103-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
3.Хлоридный метод, основанный на представлении о том, что минерализация погребенной воды в данной нефтяной или газовой залежи постоянна. Исходя из этого, зная минерализацию керна, т.е. содержание в нем хлоридов, можно установить истинную его водонасыщенность.
4.Метод полупроницаемой мембраны, основанный на отжатии свободной воды силами капиллярного давления с сохранением в образце породы остаточной воды.
5.Метод ртутной капиллярометрии, который заключается в нагнетании ртути в керн с одновременным измерением капиллярных давлений.
Применяются также и многие другие лабораторные методы. В промысловых условиях для определения остаточной водонасыщенности широко распространен метод низкочастотной электрометрии, или электрический каротаж. Метод основан на том, что электропроводность породы коллектора зависит от количества и минерализации насыщающей его воды. По результатам
геофизических |
исследований |
против |
испытуемых |
пластов |
||
определяют |
петрофизическую |
характеристику, |
например, |
|||
удельное электрическое сопротивление пласта /Зд или параметр |
||||||
насыщенности |
Рц, |
представляющий |
собой |
отношение |
||
сопротивления |
полностью нефтенасыщенного пласта |
/^д к |
||||
сопротивлению полностью водонасыщенного пласта рц^.
Используя данные лабораторных определений остаточной водонасыщенности керна и петрофизические характеристики породыколлектора, для этих же интервалов строят оценочные зависимости, с помощью которых далее находят остаточную водонасыщенность (нефтенасыщенность), используя только результаты геофизических исследований.
При обобщении результатов исследования величины остаточной водонасыщенности обычно сопоставляют с проницаемостью как с параметром, наиболее полно отражающим влияние гранулометрического состава и текстурно-структурных свойств породы коллектора.
П.Джонс для ориентировочного представления о содержании связанной воды рекомендует пользоваться графиком (рис. 23).
Для конкретных пород коллекторов с межзерновой пористостью можно пользоваться зависимостью между проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Для различных отложений она различна (рис.24).
Оба примера показывают, что при меньших значениях абсолютной проницаемости наблюдается наибольшая остаточная водонасыщенность, и наоборот.
104-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
4 70 •100 1000 Проницаемость, •
Рис.23. Зависимость между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью для породколлекторов различного типа (по Джонсу, 1946):
1 - пески мелкозернистые; 2 - пески среднезернистые; 3 - лески крупнозернистые; известняки и доломиты
Рис.24. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости для различных нефтегазоносных пород (по А.А. Ханину): 1 - алевролиты абазин-ской свиты Ахтырско-Бугундырского нефтяного месторождения: 2 - алевриты ха-думского продуктивного горизонта Севе- ро-Ставропольского газового месторождения: 3 - песчаники угерской
свиты газовых месторождений Угерско и Бильче-Волица; 4 - модели песков кварцевых; 5 - алевролиты свиты медистых песчаников Шебелинского газового месторождения; 6 - песчаники мелкозернистые продуктивных горизонтов мела Газлинского газового месторождения; 7 - песчаники мелкозернистые газоконденсатного месторождения Русский хутор; 8 - песчаники мелкозернистые УстьБалыкского и Мегионского нефтяных месторождений; 9 - песчаники мелкозернистые мотской свиты Марковского газоконденсатного месторождения; 10 - песчаники средне- и мелкозернистые газовых месторождений Байрамапи и Майского; 11 - рифовые пермские газоносные известняки ишимбайского типа
Для практической цели удобны статистические зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности от величины относительной глинистости Орд. Величину относительной глинистости можно определить на любой стадии разработки месторождения, а следовательно, на любой стадии можно найти остаточную водонасыщенность и начальную нефтегазонасыщенность коллектора.
5.2. Свойства природных углеводородных газов
Природные углеводородные газы состоят в основном из гомологов метана (предельных углеводородов), имеющих общую формулу С„Н2„+2. Чем легче газ, тем больше его содержание в
- 105-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
смеси. Так, встречаются газовые месторождения с содержанием метана СН4 до 98 %.
По условиям залегания природные газы можно разделить на:
сухие; попутные нефтяных месторождений; газоконденсатных месторождений; каменноугольных месторождений.
Сухие газы состоят на 97 - 98 % из метана, остальную часть составляют более тяжелые гомологи (этан, пропан, бутан и др.). Примерами месторождений сухого газа могут служить Северо- Ставропольско-Пелагиадинское (Ставропольский край), Уренгойское (Тюменская область), Байрамали (Туркмения).
Попутный газ представляет собой более жирную смесь предельных углеводородов. Доля этана, пропана, бутана составляет уже от 10 до 50 %. Кроме того, возможно присутствие углекислого газа, азота, гелия, аргона, сероводорода, водорода. При достаточно высокой концентрации редких или других сопутствующих газов их добыча из природного газа и последующая переработка могут оказаться рентабельными. Классическим примером служит Астраханское месторождение, где высокое содержание сероводорода в добываемой продукции позволяет организовать добычу серы.
В газах газоконденсатных месторождений содержание тяжелых предельных углеводородов составляет около 10 %. Причем это соотношение может изменяться в ходе разработки месторождения по мере изменения термобарических условий (как правило, снижается концентрация тяжелых углеводородов в добываемой продукции вследствие падения давления в залежи).
Газы каменноугольных месторождений состоят преимущественно из метана, азота и углекислого газа. Присутствие азота и углекислого газа объясняется сообщением угольной шахты с атмосферой.
Основными физическими свойствами углеводородных газов являются плотность, молекулярная масса, вязкость, растворимость в нефти или воде.
Углеводородные газы химически инертны, они не реагируют со щелочами и слабыми кислотами, но хорошо растворяются в органических растворителях (нефтях).
Конденсат. В отличие от нефти и газа в природе не существует чисто конденсатных месторождений, так как конденсат может образоваться только в результате сепарации газовой смеси, когда по мере снижения пластового давления или температуры происходит конденсация углеводородов.
Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат характеризуется достаточно высоким содержанием легких
106-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
углеводородов» (до Сз). Состав его может изменяться при дальнейшем снижении давления или температуры. В результате такого изменения термобарических условий может быть получен конденсат, в котором содержание легких углеводородов сводится к минимуму. Такой конденсат называется стабильным.
При изотермическом снижении давления в однофазной газовой смеси в некоторый момент времени начинается конденсация. Это давление называется давлением начала конденсации. Кроме того, существует понятие давления максимальной конденсации. При давлении максимальной конденсации и заданной температуре в жидкой (конденсатной) фазе находится максимальная доля углеводородной смеси.
В природе часто первоначальное пластовое давление газовой залежи совпадает с давлением начала конденсации. В течение разработки месторождения по мере снижения пластового давления происходит конденсация газа в породе-коллекторе.
По содержанию стабильного конденсата в добываемом газе (мЭ/м3) газоконденсатные месторождения подразделяются на группы:
1)с незначительным содержанием конденсата до Ю-5;
2)с малым содержанием - от Ю-5 до 15-Ю-4;
3)со средним содержанием - от 15-Ю-4 до 30-Ю-4;
4)с высоким содержанием - от 30-Ю-4 до 60-Ю-4.
5)с очень высоким содержанием - свыше 60-Ю"4.
По химическому составу конденсат отличается от нефти низким содержанием асфальтенов и смол, значительную его часть составляют пентаны, гексаны и гептаны.
Плотность конденсатов изменяется от 700 до 800 молекулярная масса от 80 до 140 г/моль.
Плотность газа /у - масса т единицы объема газа V, или отношение молекулярной массы газа М к объему моля F„, :
p^=m/V=M/Vm=Mi22,4.
Единица измерения - кг/м3. Плотность газа обычно 0,73-1,0 кг/м3. Молекулярная масса вещества - отношение массы молекулы
данного вещества к 1/12 массы атома изотопа углерода ^С; величина безразмерная.
Количество вещества в граммах (килограммах), равное молекулярной массе, называется молем (киломолем). Объем моля для всех газов постоянен и равен при стандартных условиях 22,4 м3
- 107-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Молекулярная м а с с а природного газа
M=^MiX,, |
(5.2) |
где M{ - |
молекулярная масса г-го компонента; х,- объемное |
содержание г-го компонента в долях единицы.
Молекулярная масса природных газов 16-20.
Относительная плотность природного газа (по воздуху) -отношение плотности газа ру к плотности воздуха рц, взятых при одинаковых температуре и давлении. Плотность воздуха ру при
стандартных условиях 1,293 кг/м3, молекулярная масса 29. С ростом температуры плотность газа уменьшается, а с повышением молекулярной массы и давления - растет.
Вязкость газа /^ - сила внутреннего трения, возникающая между двумя слоями газа, перемещающимися параллельно друг другу с различными по величине скоростями. Вязкость углеводородных газов незначительная. Вязкость сухого газа при 0°С составляет 13-Ю-6 Па с, воздуха 17-10-6 Пас. •
С увеличением температуры при низких давлениях вязкость газов и воздуха увеличивается; при величине давления до 4 М Па вязкость газов мало зависит от него, при более высоких давлениях - повышается.
Аналитическую зависимость между параметрами (объемом, давлением и температурой) газа, описывающую поведение газа, называют уравнением состояния (идеального или реального) газа. Идеальным называется газ, в котором отсутствуют силы межмолекулярного взаимодействия.
Коэффициент сжимаемости г реальных газов показывает отношение объемов равного числа молей реального Г/п и идеального V„ газов при одинаковых давлении и
температуре:
Коэффициент г определяет величину" отношения объемов реального газа при пластовых Рд и стандартных Г^ условиях. При этом он непосредственно зависит от величины пластового давления д^д, Па и температуры Т, К:
г=0,00289(д,л/7пл)(Гщ1/Гет). - 108-