Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

 

   

 

 

Рис. 2.   Свободное расположение шаров  в модели фиктивного грунта 

   

Рис. 3.  Тесное расположение шаров в  модели фиктивного грунта

 

 

В залежах  на значение пористости оказывает влияние глубина залегания. При экстраполяции данных лабораторных исследований необходимо вводить соответствующие поправки.

2.1.2. Проницаемость коллекторов

 

Проницаемость пористой среды – это способность  пропускать жидкость или газ при  перепаде давления.

 

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящее сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути

 

 

 

где Q-объемный расход жидкости в м3/с;  kпр – коэффициент проницаемости  в м2; F – площадь поперечного  сечения в м2; m - вязкость флюида в Па×с; L – длина пути в см; (P1-P2) – перепад давления в Па;

 

В случае фильтрации газа коэффициент проницаемости  рассчитывается по формуле:

 

 

 

где Q0-объемный расход газа приведенный  к атмосферному давлению ; Р0 – атмосферное  давление в Па; F – площадь поперечного сечения в м2; m - вязкость флюида в Па×с; L – длина пути в см; P1 - начальное давление в Па; P2 – конечное давление в Па;

 

Единица коэффициента проницаемости называемая дарси, отвечает проницаемости такой  горной породы, через поперечное сечение  которой, равное 1см2, при перепаде давления в 1ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сп.

 

Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси или  мкм2×10-3.

 

1Д»1.02×  ×10-3 мкм2»1.02×10-12м2»1000мД.

 

Козени  вывел уравнение для идеального грунта которое показывает связь  между пористостью и проницаемостью:

 

 

 

где k – коффициент проницаемости; m –  коэффициент динамической пористостости; f – коэффициент характеризующий  форму сечения каналов; Т - гидравлическая извилистость каналов; S – удельная поверхность фильтрующих каналов.

 

Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость  горной породы.

 

Абсолютная  проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды.

 

Эффективная проницаемость характеризует способность  среды пропускать через себя жидкость (нефть, воду) или газ в зависимости  от их соотношения между собой.

 

Относительной проницаемостью называется отношение  эффективной проницаемости к  абсолютной проницаемости.

 

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в  тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда  по порам движутся и нефть, и газ  в отдельности (две фазы), эффективная  проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы — нефть, газ, вода, — эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

 

Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т. е. через пористую породу движется только чистая вода.

 

Проницаемость горных пород зависит от следующих  основных причин:

 

1) от  размера поперечного сечения  пор (трубок). Последний же зависит  от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации. Следовательно, проницаемость горных пород также обусловлена этими четырьмя факторами.

 

Однако  в отличие от пористости, которая  при прочих равных условиях не зависит  от величины зерен, слагающих породу, проницаемость непосредственно связана с величиной зерен и зависит от последней. Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а следовательно, меньше и ее проницаемость.

 

Если  в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относится к категории хорошо проницаемых.

 

В субкапиллярных порах движение жидкости встречает  исключительно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически являются непроницаемыми или мало проницаемыми;

 

2) от  формы пор. Чем сложнее их  конфигурация, тем больше площадь  соприкосновения нефти, воды или  газа с зернами породы, тем  больше проявления сил, тормозящих  движение жидкости, и, следовательно,  тем меньше проницаемость такой породы;

 

3) от  характера сообщения между порами. Если отдельные поры сообщаются  друг с другом плохо, т. е.  в породе отдельные системы  пор разобщены, проницаемость  такой породы резко сокращается;

 

4) от  трещиноватости породы. По трещинам, в особенности когда они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жидкости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению проницаемости такой породы, так как по ним возможно движение жидкости или газа;

 

5) от  минералогического состава пород.  Известно, что одна и та же  жидкость смачивает различные  минералы по-разному. Особенно  важное значение это обстоятельство  имеет в тех случаях, когда  порода обладает капиллярными и субкапиллярными порами. В субкапиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.

2.2.СВОЙСТВА  ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

2.2.1. Физическое состояние нефти и  газа при различных условиях  в залежи

 

Свойства  и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры. В залежах  они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.

 

Нефть и газ представляют собой смесь  УВ преимущественно метанового (парафинового) (СnН2n+2), нафтенового (CnH2n) и в меньшем  количестве ароматического (CnH2n-6) рядов. По физическому состоянию в поверхностных  условиях УВ от СН4 до С4Н10—газы; от С5Н12 до С16Н34—жидкости и от С17Н34 до С35Н72 и выше — твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.

 

При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной (приближающейся по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С5Н12+С6Н14) подобно тому, как в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенные в нем УВ конденсируются и выпадают в виде конденсата.

 

Если  же количество газа в залежи по сравнению  с количеством нефти мало, а  давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.

 

С учетом сказанного в зависимости от условий  залегания и количественного  соотношения нефти и газа залежи УВ подразделяются на:

 

1)—          чисто газовые;

 

2)—          газоконденсатные;

 

3)—          газонефтяные или нефтегазовые (в  зависимости от относительных  размеров газовой шапки и нефтяной  части залежи);

 

4)—          нефтяные (с различным содержанием  растворенного газа).

 

Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных, поэтому подсчет запасов газа и разработка их во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород.

2.3. ПЛАСТОВЫЕ НЕФТИ

 

Классификация нефтей.

 

Газожидкостная  смесь УВ состоит преимущественно  из соединений парафинового, нафтенового  и ароматического рядов. Вместе с  тем для практики добычи и переработки  нефти представляют большой интерес  входящие в ее состав высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения УВ при разработке залежей.

 

В зависимости  от содержания легких, тяжелых и  твердых УВ. а также различных  примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.

 

Нефти содержат до 5—6 % серы. Она присутствует в  них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых  соединений и смолистых веществ  — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород—наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.

 

По содержанию серы нефти делятся на:

 

—    малосернистые (содержание серы не более 0,5%);

 

—    сернистые (0,5—2,0%);

 

—    высокосернистые (более 2,0%).

 

Асфальтосмолистые вещества нефти — высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1—40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

 

По  содержанию смол нефти подразделяются на:

 

—    малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);

 

—    смолистые (18—35 %);

 

—    высокосмолистые (свыше 35%).

 

 

 

Нефтяной  парафин—это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,—парафинов C17H36—С35Н72 и церезинов С36Н74—C55H112. Температура плавления первых 27—71°С, вторых—65—88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13—14 % и больше.

 

По  содержанию парафинов нефти подразделяются на:

 

  малопарафинистые при содержании  парафина менее 1,5 % по массе;

 

  парафинистые— 1,5—6,0 % ;

 

  высокопарафинистые — более 6 %.

 

В отдельных  случаях содержание парафина достигает 25%. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.

 

 

 

Физические  свойства нефтей.

 

  Газосодержание (газонасыщенность) пластовой  нефти - это объем газа Vг растворенного  в 1м3 объема пластовой нефти Vпл.н:

 

G=Vг/Vп.н.

 

Газосодержание  обычно выражают в м3/м3 или м3/т.

 

Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти  при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным.

 

Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы.

 

При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактного дегазирования. Это объясняется следующим образом. Из нефти выделяется в первую очередь метан, и в составе оставшихся газов увеличивается доля тяжелых УВ, что приводит к увеличению их растворимости. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с контактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным.

 

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300— 500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30—100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8—10 м3/м3.

 

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.

 

Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах

 

Если  при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так  как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.