НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

К карбонатным коллекторам относятся хемогенноорганогенные, реже обломочные известняки и доломиты.

Основной характеристикой пород-коллекторов являются их коллекторские свойства, определяемые пористостью, проницаемостью и нефтенасыщенностью. На количественные значения коллекторских свойств большое влияние оказывают минеральный состав горных пород и их структурно-текстурные особенности. Породы-коллекторы являются сложными образованиями, при исследовании которых используются геофизические, гидродинамические и петрографические методы, базирующиеся на новейших достижениях науки и техники.

4.1. Гранулометрический состав

Гранулометрический состав пород - важнейшая характеристика терригенных коллекторов. Количественное содержание фракций в значительной мере определяет удельную поверхность породколлекторов и как следствие пористость, нефтенасыщенность, проницаемость и продуктивность.

Основными методами определения гранулометрического состава являются ситовой и седиментационный анализы. Фракционный состав породы отражается в таблице (табл. 5.).

Таблица 5

Результаты гранулометрического анализа

По гранулометрическому составу выделяются глины, алевриты, пески и т.д.

Характеристика пород различного гранулометрического состава зависит от степени их цементации (табл.6.).

-78-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Реальные продуктивные пласты часто имеют неоднородный состав, тогда различают переходные типы пород: например, песчаник глинистый, алевролит глинистый и т.п. Поэтому для сопоставления характеристик гранулометрического состава кроме абсолютных величин используется коэффициент неоднородности гранулометрического состава ^неод > ""Я которым понимают

.отношение диаметра частиц фракции, составляющей 60 % от массы всего песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10 % массы песка.

При нахождении ^неод гранулометрического состава данные

табл.5 наносят на полулогарифмический бланк. Обычно ^'неод Д™ коллекторов изменяется от 1,1 до 20. Для данных табл.5 по первой и второй скважинам А:цеод составляет соответственно 2,14

и 2,66.

Данные табл.6 позволяют оценить степень влияния гранулометрического состава на процессы, происходящие в пласте. При уменьшении диаметра зерен породы резко увеличивается удельная поверхность, оказывающая огромное влияние на пористость, проницаемость и начальную нефтенасыщенность пород-коллекторов. С уменьшением диаметра зерен увеличивается высота капиллярного поднятия (всасывания). Это свойство пород-коллекторов определяет величину зоны проникновения при вскрытии коллектора и при остановке скважины в процессе эксплуатации, что, как правило, ухудшает потенциальную продуктивность.

Значительное влияние на процесс разработки оказывает величина глинистой фракции в составе породы-коллектора как терригенного, так и карбонатного, что определяется способностью их набухания и расслоения при контакте с фильтратом бурового раствора и закачиваемыми водами, особенно опресненными.

4.2. Пористость

Пористость пород-коллекторов характеризует их емкостные свойства и определяется объемом свободного от цементации пространства, представленного кавернами, порами и трещинами. Различают полную и открытую пористость. Полная пористость определяется объемом всех пор, открытая - объемом сообщающихся пор. В нефтепромысловой практике используют открытую пористость. Для характеристики различных пород-коллекторов вводится коэффициент открытой пористости т, в дальнейшем просто коэффициент пористости.

-80-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициент открытой пористости в долях единицы определяется отношением суммарного объема открытых пор V^ к

объему образца породы Уц:

(4.1)

Для сравнения емкостных характеристик пород-коллекторов используется также значение коэффициента пористости в % от объема пород:

(4.2)

Пористость породы определяется ее структурно-текстурными особенностями и минеральным составом. Особенно большое влияние на пористость пород оказывают минеральный состав цемента и тип цементации.

По величине поровые каналы подразделяются на. группы:

1) сверхкапиллярные - диаметром 2,0-0,508 мм; 2) капиллярные - 0,508-0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам движение нефти и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут. Породы, емкостное пространство которых представлено в основном субкапиллярными каналами и порами, независимо от величины коэффициента пористости, практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

В нефтепромысловой практике чаще приходится иметь дело с коллекторами порового типа с межзерновой пористостью. Это обломочные, а также карбонатные породы, представленные разнозернистыми доломитами и реже известняками.

Реже наблюдаются коллекторы кавернового и трещинного типов. Каверновые коллекторы характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются редко, но

охватывают самые различные плотные породы: карбонатные и другие хемогенные породы, плотные песчаники, хрупкие сланцы, метаморфизованные и изверженные породы.

Более часто встречаются смешанные типы пород-коллекторов, являющиеся сочетанием трех названных выше.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Емкость коллекторов порового типа изменяется от 10 до 50 % от объема пород и наиболее часто составляет 16 - 25 %. Емкость коллекторов трещинного типа изменяется от 0,1 до 3 % от объема породы. Емкость пород с двойной пористостью определяется в основном межзерновой пористостью.

В табл.7 приведены величины пористости пород-коллекторов по некоторым месторождениям России. Песчаные коллекторы имеют тенденцию к некоторому снижению пористости с глубиной залегания. В карбонатных коллекторах нижняя граница пористости значительно меньше, чем в терригенных, что объясняется наличием

Пористость естественных песков и песчаников тем больше, чем резче форма их зерен отличается от шарообразной. Таким образом, величина и форма зерен являются важнейшими факторами, от которых зависит пористость.

Относительно высокая пористость коллекторов часто сохраняется и при значительном их погружении. Песчаники даже при сильной нагрузке могут сохранять первоначальную пористость, если они не заполнены вторичными образованиями.

Трещиновидные поры подразделяют на микротрещины с

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

раскрытостью от 0,01 до 0,1 мм и макротрещины с раскрытостью больше 0,1 мм.

Наиболее распространено изучение трещинной пористости в шлифах под микроскопом.

Для подсчета трещинной пористости пользуются формулой:

где WT - трещинная пористость; Ъ - раскрытость трещин; / - длина всех трещин в шлифе; F- площадь шлифа.

До начала разбуривания и разработки породы-коллекторы находятся в статическом состоянии. Однако после их вскрытия возможны необратимые изменения коллекторских свойств. Отбор флюидов при больших депрессиях на пласт может нарушить равновесное состояние зерен скелета в общей флюидо-породной системе. По данным Р.С.Сахибгареева, это приводит к образованию цемента уплотнения за счет необратимых деформаций сильно глинизированных компонентов скелета пород с необратимым уменьшением их емкости с самого начала разработки или даже во время вскрытия пластов. Условия для данного явления имеются по месторождениям Среднего Приобья.

Изменение термобарических условий-в трещинных коллекторах может привести к уменьшению раскрытое™ трещин. При этом незначительно уменьшается трещинная пористость и значительно уменьшаются проницаемость и продуктивность.

Обычно применяется следующая схема изучения пористости коллекторов. Первоначально по новому объекту разработки пористость определяют по данным лабораторных исследований керна продуктивных интервалов. Одновременно для этих же интервалов по геофизическим данным производится определение петрофизических характеристик коллектора. Затем строятся графическая зависимость

петрофизические параметры. Количество определений пористости по керну должно позволить получить статистически значимые зависимости. После получения таких зависимостей можно

пористость коллекторов определяется по геофизическим данным с использованием полученных петрофизических зависимостей. Данная

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.17. Кривые относительных проница- ^пр.„ емостей для песчаников пластов АВ^.з (1) и БВд (2) Самотлорского месторождения (по А. Г.Ковалеву)

Эффективной (фазовой) проницаемостью называется проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы - жидкой или газообразной.

Относительная проницаемость выражается отношением эффективной (фазовой) проницаемости к однофазной проницаемости образца породы, ее величина изменяется от 0 до 1.

Эффективная проницаемость породы для любой из насыщающих ее сред меньше абсолютной проницаемости и зависит от нефте-, газо- и водонасыщенности породы.

Распределение и подвижность фаз в поровой системе породы зависят от проницаемости и от смачивающих свойств соответствующих фаз. В отношении смачиваемости порода может быть гидрофильной или гидрофобной.

Большинство пород-коллекторов гидрофильны. В гидрофильных породах остаточная вода избирательно лучше смачивает стенки пор породы, чем нефть.

Смачивающая жидкость при низкой проницаемости породы обладает малой подвижностью. Несмачивающая фаза, занимающая остальное пространство в поровых каналах, обладает большей подвижностью. Определение насыщенности керна фазами флюидов - одна из наиболее трудоемких задач, которые приходится решать при лабораторном определении эффективной проницаемости.

На рис.17 показаны кривые относительной проницаемости для песчаников пластов АВ^-з и БВд Самотлорского месторождения.

-85-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При обводнении относительная проницаемость для нефти А"пр.н резко уменьшается до нуля при значительной величине остаточной нефтенасыщенности, а относительная проницаемость для водной фазы резко увеличивается почти до единицы.

Следует отметить, что эффективность применения при разработке методов повышения нефтеотдачи, особенно физико-химических, зависит от того, насколько ими удается уменьшить величину остаточной нефтенасыщенности, при которой фазовая проницаемость для нефти становится равной нулю.

4.4. Геологическая неоднородность объектов разработки

Геологическая неоднородность - одна из важнейших характеристик пород-коллекторов. Ее изучение позволяет уточнить геологическую модель пласта, залежи или объекта разработки. Необходимость введения понятия геологической неоднородности возникла в начале 60-х годов ввиду того, что проектные показатели

Проведение анализа разработки, выбор методов повышения нефтеотдачи и другие мероприятия с нефтяным объектом невозможны без знания его геологической неоднородности.

Следует отметить, что в специальной литературе часто применяется подразделение геологической неоднородности на

рассматриваемому ниже первому структурному уровню, а макронеоднородность - остальным трем структурным уровням.

иерархических уровнях. При выделении иерархических структур терригенных нефтяных пластов будем придерживаться системы, состоящей из четырех структурных уровней (рис. 18):

I - уровень элементарного объема породы с оценкой минерального состава скелета и количества цементирующего вещества;

II - уровень геологических тел, сложенных единым литологическим типом пород, в данном случае уровень песчаных пропластков;

III - уровень геологических тел, представляющих систему гидродинамически связанных пропластков;

-86-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ш

-r . л

Глинистый цемент'

Рис.18. Схема выделения структурных уровней геологической неоднородности

IV-уровень геологических тел, представляющих систему гидродинамически несвязанных пластов, каждый из которых в общем случае представляет систему гидродинамически связанных пропластков. I иерархический уровень. На первом иерархическом уровне (см. рис.18) на образце породы в лабораторных условиях исследуют минеральный состав породы-коллектора, состав и структуру цемента, распределение диаметра поровых каналов, пористость (т), нефтенасыщенность (|3) и проницаемость (^пр)

коллектора.

Получаемые на I иерархическом уровне характеристики обусловливают поведение породы при разработке, особенно с применением заводнения, поведение характеристик фазовой проницаемости и коэффициента вытеснения. Полученные данные позволяют получить представление о потенциальной величине нефтеотдачи породы-коллектора, достижение которой при разработке будет в значительной мере зависеть от сложности объекта на следующих иерархических уровнях.

Замеренные в лабораторных условиях значения пористости, нефтенасыщенности и проницаемости являются случайными дискретными величинами.

Статистическая обработка полученных материалов позволяет достаточно объективно оценить различие в геологической неоднородности пластов или залежей на I иерархическом уровне.

Наиболее часто используются следующие статистические характеристики:

1) среднее значение или математическое ожидание случайной величины:

г-1

где М[х] - математическое ожидание случайной величины; количество выделяемых классов случайных величин от г=1 до п;

х, - среднее значение случайной величины г-го класса; Р, - вероятность встречи случайной величины i-го класса;

-87-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2) дисперсия случайной величины Dy:

3) среднеквадратичное отклонение случайной величины ст :

(4.8)

(4.9)

a=^D(x);

4)коэффициент вариации случайной величины W:

а

И/= -.100%.

М

Необходимость в определении нескольких статистических характеристик обусловливается тем, что средние значения параметров по ряду объектов могут быть практически равны, а по дисперсиям и коэффициентам вариации значительно отличаться. Ввиду того, что значения коэффициентов вариации безразмерны, они хорошо отражают геологическую неоднородность на данном иерархическом уровне. Чем выше коэффициент вариации, тем выше неоднородность по анализируемому параметру.

II иерархический уровень. Этот уровень соответствует нерасчлененному пласту. Некоторые особо однородные объекты разработки могут соответствовать II иерархическому уровню. Все параметры геологической неоднородности на II иерархическом уровне определяются с помощью промыслово-геофизических методов, наиболее надежно - толщина пласта (пропластка), пористость, нефтенасыщенность, а также глинистость. Практически интерпретация всех геофизических методов привязывается к определенному песчаному пропластку, т.е. производится на II иерархическом уровне.

По определяемым параметрам также находятся их статистические характеристики: математическое ожидание, дисперсия, стандартное отклонение, коэффициент вариации.

Весьма информативным параметром геологической неоднородности на I и II иерархическом уровнях является глинистость породы-коллектора.

Ко II иерархическому уровню близки такие объекты разработки, как XVI пласт Октябрьского, пласт Дп Константиновского, пласт Д1 Бавлинского месторождений и др.