ЛЕКЦИЯ № 2 1. ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ И НЕКОЛЛЕКТОРЫ. ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖИ

ЛЕКЦИЯ № 2
1. ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ И НЕКОЛЛЕКТОРЫ. ВНУТРЕННЕЕ
СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖИ
2. ФЕС И НЕФТЕГАЗОВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ
Внутреннее строение залежи характеризуется присутствием в ее объеме
и распространением по площади пород-коллекторов и непроницаемых пород
флюидоупоров. «КОЛЛЕКТОР» от латинского слова «собирающий».
Коллектор – г.п., способная вмещать жидкость и газ и пропускать их через себя при наличии перепада давления.
Коллектор – г.п., обладающая определенными геолого-физическими
свойствами, обеспечивающими физическую подвижность нефти, газа или воды
в ее пустотном пространстве.
Однако, не все г.п., содержащие подвижную нефть, способны отдавать ее
при существующих способах эксплуатации. В связи с этим коллекторы делятся
на продуктивные и непродуктивные.
Порода-коллектор, имеющая геолого-физические свойства, при которых
передвижение любых флюидов в ней невозможно, является непродуктивной.
Таким образом, внутреннее строение залежи определяется чередованием
в ее объеме и по площади:
Пород-коллекторов и неколлекторов
продуктивных и непродуктивных
малопродук.
Среднепродукт. Высокопродукт.
Разная степень продуктивности определяется различием ФЕС- пористостью,
проницаемостью и нефтегазонасыщенностью.
1
Классификация коллекторов по литологическому составу
(А.И.Леворсен)
1. Обломочные (кластические)
2. Химические и биохимические
3. Смешанные
Классификация коллекторов по типу емкости
(М.И.Максимов, Смехов Е.М.)
Тип коллекто- Литологический состав
ра
Поровый
Сцементированные и несцементированные пески, песчаники, алевролиты
Каверновый
Карбонатные
крупномелкозернистые породы (известняк,
доломит)
Трещинный
Плотные, непроницаемые известняки, алевролиты, мергели
Трещиннопоровый
Сцементированные
песчаники,
алевролиты, переотложенные карбонаты
Трещиннокаверновый
Трещин.поров.-каверн.
Карбонатные породы
Каверновопоровый
Терригенные и карбонатные породы
Карбонатные и терригенные породы
2
Условия фильтрации /
Роль в нефтедобыче
Определяются структурой порового простр-ва
и характером цементации пор. / Преобладающая
Определяются структурой и размерами каналов, связывающих каверны. / Небольшая
Идет по системам микротрещин с раскрытостью до 100 мк. / Небольшая
Происходит по поровому простр-ву и микротрещинам. / Значительная
По системам трещин и
каверн. / Большая
Сложная система фильтрации, преобладающая
роль
микротрещин./
Ограниченная
По всему пространству
пор и каверн. / Ограниченная
Особенности строения терригенных и карбонатных коллекторов
1.
Условия образования Т. – разрушение и переотложение коренных
пород; К. – хемогенные, биогенные, эпигенетические, денудационные процессы и др. В связи с этим, литологические типы коллекторов терригенного состава – переслаивание песчаников и алевролитов с разным процентным соотношением частиц, отсортированностью и размером; в карбонатных – гораздо большее число разновидностей – биоморфные (водорослевые, фораминиферовые,
мшанковые, криноидные идр.), детритовые, шламовые, хемогенные, оолитовые,
сгустковые и др.
2.
Типы пустотности – Т. коллектор, как правило, относится к кол-
лекторам порового типа, тогда как карбонатный, преимущественно, характеризуется пустотностью в виде микрокаверн (d до 2 мм), каверн и трещин.
3.
Структура порового пространства: Т.- диаметр пор и соединяющих
их каналов близки между собой; К.- d каналов на 1-2 порядка < d каверн, следовательно, при равных значениях пористости, карбонатные коллектора имеют
меньшую естественную проницаемость, что сказывается при выборе режимов
работы скважин; типе заводнения.
4.
Площадь удельной поверхности породы: (суммарная поверхность
пустот, содержащихся в 1V образца; параметр определяет нефтегазонасыщенность, остаточную водонасыщенность коллекторов) Т.- большая удельная поверхность; К.- значительно меньше, поэтому К-т нефтегазонасыщенности карбонатных коллекторов значительно выше, чем у аналогичных по проницаемости терригенных.
5.
Типы резервуаров: Т. – пористые пласты толщиной от первых мет-
ров до десятков; образуют пластовые резервуары и залежи в них. К. – массив
или пласты мощностью от десятков до сотен метров. Резервуары и залежи массивные, пластово-массивные.
6. Неоднородность коллекторов: Т.- более выдержаны по составу, пористости, проницаемости, а значит по продуктивности; К.- характеризуются изменяющимся типом пустотности и широким диапазоном проницаемости в пределах массива, поэтому процесс вытеснения идет значительно сложнее.
3
7. Разобщенность пластов: Т.- разобщены на пропластки по толщине и по простиранию; К.- подвержены трещиноватости – вертикальной и наклонной к слоистости, с разной степенью раскрытости трещин, следовательно невысокая
проницаемость коллектора в целом, а также значительное изменение этой характеристики во всех направлениях (хотя трещины могут служить гидродинамическими каналами при фильтрации).
6. Сложность вскрытия пластов : при создании перепада давления (во вновь
пробуренной скважине) с целью вызова притока из проницаемого пласта значительно ухудшает коллекторские свойства как Т., так и К. пород. В последствие, даже после очистки ПЗП в Т. коллекторах, эти явления практически необратимы, а в К.- проведение соляно-кислотных обработок позволяет не только восстановить естественную проницаемость пластов, но даже и увеличить ее
в радиусе несколько метров от скважины.
4
2. ФЕС И НЕФТЕГАЗОВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ
2.1 Емкостные свойства – пористость, трещиноватость и кавернозность
1.
Измеряются в % или в д.ед. от объема горной породы.
Ко.п.=Vп.отк/Vобр.
2. Величина пористости зависит от размеров пор, каверн, протяженности
и раскрытости трещин, гранулометрическим составом частиц, слагающих породу и степенью их сцементированности.
3. Среднее значение емкости в породах изменяется:
в поровом коллекторе – (пористость) от 12 до 25%,
в кавернозном коллекторе – (кавернозность) от 1-2 до 13-15%
в трещинном коллекторе – (трещиноватость) – 1-2 %.
4. Определяется по лабораторным исследованиям керна и по данным ГИС
(электрические, нейтронные и акустические методы)
По понятию пористости надо знать: общее представление, определение
полной, абсолютной, открытой пористости. Коэффициенты. Величина
пористости, кавернозности, трещиноватости.
2.2. Фильтрационные свойства коллекторов
Проницаемость – это важнейшее свойство коллекторов при разработке,
под которым понимают способность коллекторов к фильтрации – к движению в
них жидкостей или газов при перепаде давления.
В коллекторах может происходить однофазная, двухфазная или трехфазная фильтрация, в зависимости от перемещения в поровом пространстве коллектора одного, двух или трех типов флюидов. При этом проницаемость для
каждой из движущихся фаз будет существенно отличаться.
Для оценки проницаемости нефтегазоводосодержащих пород введены
понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемости.
1. Абсолютная проницаемость - это проницаемость породы, насыщенной
только одной фазой, которая инертна по отношению к данной породе. Опреде-
5
ляется в лабораторных условиях по воздуху, газу и др. Ее величина зависит
только от физических свойств г.п.
Коэффициент абсолютной проницаемости определяется из линейного
закона Дарси:
K пр= Q μ ∆l / F ∆p,
где
Q – расход жидкости или газа через образец; μ – вязкость флюида;∆l – длина
образца; F – площадь образца; ∆p– перепад давления
Единицы измерения – м 2 , следовательно,
физический смысл проницае-
мости – это площадь поперечного сечения каналов через которые происходит фильтрация жидкости или газов при перепаде давления
В практике промысловых исследований используют величину проницаемости 1 мкм2 =10-3 м 2 =1 мД
2. Фазовая проницаемость - это проницаемость коллектора для какой –
либо, насыщающей его фазы при передвижении в нем многофазной системы.
Значение фазовой проницаемости зависит уже не только от свойств породы, но
и от степени насыщенности пустот каждой фазой и от свойств флюидов.
3.Относительная – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Измеряется в %. Этот вид проницаемости важен при разработке залежей. Его исследуют в течение всего времени эксплуатации и строят графики зависимости
относительной проницаемости и степени насыщенности пород какой либо фазой.
КПР,%
100
80
60
40
20
20 40 60 80 100
КВ,%
Кривая1 – зависимость относительной проницаемости для пористой среды от коэф-та водонасыщенности пустотного пространства коллекторов. Кривая 2 –для воды
Из графиков следует, что с ростом обводненности пластов фазовая и относительная проницаемость для нефти уменьшается. Но характер изменения
6
этих параметров для каждой залежи индивидуален. Зависимости используются
при проектировании типа заводнения и анализа обводненности скважин.
2.3. Нефтегазоводонасыщенность
В процессе миграции, нефть, газ и вода, перемещаясь по пластам в капельно-жидком состоянии, заполняют ловушки согласно принципа «дифференциального улавливания» (по закону гравитации газ занимает в ловушке
наивысшее положение в ловушке, затем нефть, ниже – вода).
Рис. Распределение флюидов в залежи согласно принципа дифференциального улавливания
Но кроме сил гравитации в поровом пространстве действуют капиллярные поверхностно-молекулярные силы, которые, напротив, препятствует четкому плотностному распределению флюидов в пласте. Действие этих сил обусловливает, во-первых, присутствие связанной воды в пустотном пространстве
коллектора, и во-вторых, во-вторых, наличие переходной зоны вместо четких
границ раздела флюидов (ВНК, ГНК) – см. лекцию по ВНК
Понятие об остаточной связанной воде
Известно, что первоначально продуктивные пласты были заполнены пластовой водой, при дальнейшей миграции нефти или газа в эти пласты вода из
пустотного пространства коллекторов вытеснялась и пустоты заполнялись УВ,
но не полностью. Часть этой воды находится в неподвижном состоянии в пустотном пространстве коллекторов и в настоящее время. Эта вода очень прочно
связана
с
минеральной
матрицей
горной
породы
молекулярно-
поверхностными (капиллярными) силами и носит название – реликтовой, связанной или остаточной.
Формы содержания остаточной воды - в виде пленки, обволакивающей
стенки открытых пор, каверн, трещин; в капельном виде в неэффективных
7
изолированных пустотах; в капиллярно-связанном состоянии в непроточной
части пустот. Эта оставшаяся вода носит название остаточной, связанной или
реликтовой. Причем, действие молекулярных сил таково, что извлечь эту воду
невозможно при существующих способах добычи.
Связанной воды в коллекторе может быть от единиц % до 70%. Её количество определяется количеством и размерами пустот, чем меньше поры, тем больше в пласте остаточной воды. Чем меньше проницаемость породы, тем больше их
остаточная водонасыщенность; в терригенных коллекторах связанной воды больше, чем в карбонатных породах; с увеличением в коллекторе глинистого материала увеличивается количество связанной воды.
Для решения задач промысловой геологии, разработки залежей и подсчета запасов УВ, определение объема остаточной воды, содержащейся в открытых порах коллектора является наиболее важным условием.
С помощью параметра водонасыщенности определяют один из основных
параметров – нефтегазонасыщенность коллекторов.
Для определения объема
пор, занятых нефтью, (коэффициент нефтенасыщенности) необходимо знать
количество связанной воды, занимающей поровое пространство. Эту величину
определяют с помощью коэффициента водонасыщенности.
kв - коэффициент водонасыщенности коллектора, содержащего нефть или
газ – это отношение объема остаточной воды в открытых порах к объему открытых пор: kв= Vост.в / Vо.п.
kн- коэффициент нефтенасыщенности – отношение объема нефти в открытых порах коллектора к объему пор.
kг- коэффициент газонасыщенности – отношение объема газа в открытых
порах коллектора к объему пор.
Коэффициенты связаны между собой следующими связями:
 Нефтяная залежь kн + kв =1
(kн = 1- kв)
 Газонефтяная залежь kн + kг+ kв =1
8
Значения коэффициентов нефте- и газо- насыщенности можно определить лабораторным путем - по керну, отобранному в процессе бурения скважин, либо по ГИС.
НО обычно эти методы не дают надежных результатов, т.к., качество их
определения зависит от многих технических и технологических условий. Образец, насыщенный нефтью или газом и извлеченный на поверхность не может
отражать истинных пластовых показателей (при бурении скважины часть нефти из
образца горной породы вытесняется фильтратом бурового раствора; газ, растворенный в
нефти насыщающей образец выделяется и тоже вытесняет нефть т.д. Исследуя такой образец в лаборатории определяют не начальное нефтегазосодержание породы, а К-эт остаточной нефтенасыщенности).
Поэтому определяют К водонасыщенности, меньше зависящий от этих
факторов и дающий удовлетворительные результаты. Кв также определяется
либо по керну, либо по ГИС.
1. При определении по керну используется при бурении скважины промывочная жидкость непроникающая в пласт – на битумной или нефтяной основе. Отобранные образцы – экстрагируют в приборах Дина и Старка или Закса.
Количество выделившейся остаточной воды определяют методом центрифугирования. Зная Кв находят Кн или Кг из формул.
2.
Для
определения по ГИС используют метод сопротивления и
определяют Кв по параметру Рн – параметр нефтегазонасыщения.
Рн =  н. пл./  в.пл. –
отношение удельного сопротивления нефтяного пласта, поровое пространство которого заполнено только нефтью и остаточной водой и пласта заполненного на 100 % водой.
Между параметрами Рн и Кв существует закономерная связь – Рн =1 / Кв n,
где n – изменяется от 1,7 -4,3 (чаще принимается равным 2) и зависит от
литологического типа пород и свойств нефти и воды.
Определив Кв можно определить Кн и Кг из уравнений Кн +Кв = 1; Кг+Кв = 1;
9
Понятие о гидрофильном и гидрофобном коллекторе
Наличие остаточной воды в пустотном пространстве коллектора оказывает непосредственное влияние на процессы вытеснения нефти и газа из пласта.
Матрица породы (минеральный скелет) имеет разную смачиваемость из-за
сложного строения и свойств поверхности слагающих ее минералов, поэтому
остаточная вода по-разному взаимодействует с г.п.
1.
Если остаточная вода тонкой пленкой покрывает всю поверхность
пустот, то такой коллектор считается гидрофильным. Гидрофильность – свойство поверхности частиц коллектора лучше смачиваться водой, чем нефтью
(при наличии обеих фаз). Коллектор считается гидрофильным, если kв >10%
(0,1ед). Процесс вытеснения в таких коллекторах идет лучше, т.к. нефть как бы
скользит по пленке воды, выстилающей поверхность пор.
2.
Гидрофобность – свойство поверхности частиц коллектора лучше
смачиваться нефтью, чем водой. При соприкосновении нефти с такой г.п. происходят процессы адсобции – химическое взаимодействие поверхностноактивных веществ нефти с поверхностью минералов. Коллектор считается гидрофобным, если kв <10%. Коэффициент извлечения нефти из таких коллекторов значительно меньше, вследствие значительных потерь нефти в пласте (г.п.
смачивается нефтью, которая прочно удерживается молекулярными силами на
поверхности минералов).
10