Физика нефтяного пласта

Физика пласта

     Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина          Президент фонда: доцент, кандидат геолого-минералогических наук, "Заслуженный нефтяник Российской Федерации" Волощук Г. М.

________________________________________________________________________

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Нефть стала известна людям более четырёх тысяч  лет тому назад.

На заре цивилизации нефть не играла большой роли в быту и технике. До нас дошли скупые сведения о  том, что она применялась греками, египтянами и ассирийцами преимущественно для медицинских целей, в строительном деле (асфальт), при изготовлении туши, в военном деле ("греческий огонь"), а также для освещения комнат и смазки колёс.

Признание как дешёвого топлива и источника ценных продуктов  нефть получила только за последние сто лет. В данный момент развитие техники и промышленности невозможно себе представить без использования нефти и продуктов её переработки.

Из нефти вырабатываются горючее  для двигателей внутреннего сгорания, топлива для газовых турбин и  котельных установок, смазочные масла, битумы для дорожных покрытий, сажа для резиновой промышленности, кокс для электродов и множество других промышленных и потребительских товаров.

Газы – попутные, природные, газы нефтепереработки, ароматические углеводороды, жидкие и твёрдые парафины – незаменимое сырьё для нефтехимической промышленности.

На базе этого дешёвого газового и нефтяного сырья производятся полимерные материалы, синтетические  волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многие другие ценные материалы.

Развитие научно-технической базы человечества, освоение и ввод в  эксплуатацию крупнейших по запасам  нефти и газа месторождений осуществляется на основе достижений прогресса в области физики нефтяного пласта. Полученные новые данные относительно нефтяных и газовых пластов, коллекторских и фильтрационных свойств горных пород (пористость, проницаемость, насыщенность, электропроводность), физических свойств пластовых жидкостей и газов, фазовых состояний предельных углеводородных систем успешно применяются на практике.

Прогресс в области  физики пласта, посредством более  совершенного проектирования системы  разработки, способствует поведению  грамотной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, разработке и внедрению методов повышения компонентоотдачи пластов.

Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой  нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое  строение залежи, её физическую характеристику, физические и физико-химические свойства насыщающих породу нефти, газа и воды; должен уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволяют определить начальные запасы углеводородов в залежи и необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте на различных стадиях его разработки. На этом комплексе сведений основывается проектирование разработки месторождения, выбор тех или иных методов искусственного воздействия на залежь, если это признаётся необходимым.

Настоящий учебник посвящен описанию свойств пористых сред и насыщающих их жидкостей и газов и их использованию в практических расчётах.

1. Коллекторские свойства  горных пород

 

1.1. ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

 

Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Анализ показывает, что  около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и  песчаникам, 39% – к карбонатным  отложениям, 1% – к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа.

В связи с разнообразием  условий формирования осадков коллекторские  свойства пластов различных месторождений  могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.

Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой.

Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).

 Фильтрационные и  коллекторские свойства пород  нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

• пористостью;
• проницаемостью;
• капиллярными свойствами;
• удельной поверхностью;
• механическими свойствами.

Рассмотрим подробнее  каждый из этих параметров.

1.2. ПОРИСТОСТЬ

 

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

В зависимости от происхождения  различают следующие виды пор:

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.
2. Поры растворения – образовались в результате циркуляции подземных вод.
3. Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста.
4. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, например, превращение известняка (СаСО₃) в доломит (МgСО₃) – при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12%.
5. Пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания.

Виды пор (2)-(5) – это  так называемые вторичные поры, возникшие при геолого-химических процессах.

Объём пор зависит  от:

• формы зёрен;
• сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);
• размера зёрен;
• укладки зёрен – при кубической укладке пористость составляет » 47,6%, при ромбической укладке – 25,96% (см. рис. 1.1);
• однородности и окатанности зёрен;
• вида цемента (см. рис. 1.2).

Рис. 1.1. Различная  укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а – менее плотная кубическая укладка, б – более компактная ромбическая укладка

 

 

 

 

 

 

Рис. 1.2. Разновидности  цемента горных пород

Не все виды пор  заполняются флюидами, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

 

1.2.1. Виды пористости

 

Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (V_пор), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V_сообщ) между собой пор.

На практике для характеристики пористости используется коэффициент  пористости (m), выраженный в долях или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) в процентах зависит от объема всех пор:

 

.  (1.1)

 

Коэффициент открытой пористости (m_о) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

 

.   (1.2)

 

Коэффициент эффективной пористости (m_эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V_{пор фильтр}), через которые идёт фильтрация.

 

  (1.3)

 

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее  количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

 

m_п > m_o > m_эф.         (1.4)

 

Для хороших коллекторов  пористость лежит в пределах 15-25%

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);

капиллярные (размер пор  от 0,0002 до 0,5 мм);

сверхкапиллярные > 0,5 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии  капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах  жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых  представлены в основном субкапиллярными  каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

 

Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Таблица 1.1

Горная порода	Пористость, %
Глинистые сланцы	0,54-1,4
Глины	6,0-50,0
Пески	6,0-52
Песчаники	3,5-29,0
Известняки	до 33
Доломиты	до 39
Известняки и доломиты, как покрышки	0,65-2,5

 

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.

С пористостью связаны  величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (S_в), газонасыщенность (S_г), нефтенасыщенность (S_н), величины, выраженные в долях или в процентах.

Связь пористости и коэффициента насыщенности (в долях):

 

. (1.5)

 

S_насыщ = 1;  S_г = 1 – (S_B + S_H).  (1.6)

 

 

 

Рис. 1.3. Влияние  естественного уплотнения пород  на их пористость:

    1. –  песчаники, 2. – глины

 

Общая и открытая пористость зависят от:

• глубины залегания, падает с увеличением глубины (рис. 1.3.);
• от плотности пород;
• количества цемента и др.

1.3. ПРОНИЦАЕМОСТЬ

 

Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную  пакетную упаковку (рис. 1.4).

 

 

 

 

 

Рис. 1.4. Пример массивной пакетной упаковки глин – фильтрация происходит через каналы между пакетами

 

 

 

 

Рис. 1.5. Пример упорядоченной пакетной упаковки глин – фильтрация практически не происходит

 

К плохо проницаемым  относятся: глины, с упорядоченной  пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией (рис. 1.5).

 

1.3.1. Линейная  фильтрация нефти и газа в  пористой среде

 

Для оценки проницаемости  горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Дарси  в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр (рис. 1.6), установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления..

Рис. 1.6. Схема  экспериментальной установки Дарси  для изучения течения воды через песок

 

Согласно уравнению  Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

 

,   (1.7)

 

где Q – объёмная скорость воды;

v – линейная скорость воды;

F – площадь сечения, F = pd²/4;

L – длина фильтра;

k – коэффициент пропорциональности .

Нефть – неидеальная система (компоненты нефти взаимодействуют между собой), поэтому линейный закон фильтрации для нефти, содержит вязкость, учитывающую взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы: