Коллекторы нефти и газа, их характеристика



Коллектором нефти или газа называется горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др., заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления, то есть при разработке нефтяной (газовой) залежи. Основными свойствами коллекторов являются пористость, проницаемость горных пород и насыщенность их нефтью, газом или водой.

Пористость

Под пористостью горных пород понимают наличие в ней пустот (пор), вмещающих пластовые флюиды (нефть, газ, воду). Различают общую (абсолютную), открытую (связанную) и эффективную пористость.

Общая пористость характеризуется отношением общего объёма всех пустот породы, включая поры, связанные и не связанные между собой, к объёму всей породы. Открытая пористость характеризуется отношением объема сообщающихся пор (пустот) к объёму всей породы. Коэффициент открытой пористости используется при оценке геологических запасов нефти в пласте. Эффективная пористость учитывает объем открытых пор, по которым возможно движение жидкости или газа.

На основе изложенных определений можно записать:

mобщ = Vпор /Vг.п,                                   (1.1)

mоткр = Vпор сооб /Vг.п,                             (1.2)

mэф = Vпор дв /Vг.п,                                 (1.3)

где mобщ, mоткр, mэф – соответственно общая (полная), открытая (сообщающаяся) и эффективная пористость; Vпор – объём всех пор (пустот) в горной породе; Vпор сооб – объём сообщающихся пор (пустот); Vпор дв – объём пор, по которым возможно движение жидкости и (или) газа; Vг.п – объём горной породы.

Поровые каналы нефтяных и газовых пластов разделяют следующим образом (по величине поперечного размера):

1) сверхкапиллярные – более 0,5 мм;

2) капиллярные – от 0,2 мкм (0,2 × 10–3 мм) до 0,5 мм;

3) субкапиллярные – менее 0,2 мкм.

По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение жидкости под действием гравитационных сил. По капиллярным каналам движение жидкости происходит при значительном участии капиллярных сил (то есть свободное движение под действием гравитационных сил по таким каналам невозможно). В субкапиллярных каналах из-за влияния поверхностно-молекулярных сил движение жидкости при градиентах давлений, создаваемых в продуктивных пластах, не происходит. Горные породы, поры в которых представлены в основном субкапиллярными каналами, практически непроницаемы для жидкостей и газов. Примеры таких пород – глины, глинистые сланцы.

Пористость породы выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть: пески – 20–25 %, песчаники – 10–30 %, карбонатные породы – 10–25 %.

Проницаемость

Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость или газ при создании перепада давления. При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде движется нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при наличии и движении в ней лишь одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью).

Эффективная (фазовая) – проницаемость породы для одной жидкости (газа) при наличии в порах другой жидкости (подвижной или неподвижной) или газа. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности её жидкостью или газом.

Относительная – отношение эффективной (фазовой) проницаемости среды к её абсолютной проницаемости. Относительная проницаемость горной породы для нефти или газа уменьшается при увеличении доли воды в поровом пространстве.

С увеличением содержания воды более 20 % проницаемость породы для нефти резко снижается, и при водонасыщенности более 80 % движение нефти почти прекращается (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Зависимость относительной проницаемости
песка для воды и нефти от водонасыщенности:
Kн и Kв– соответственно фазовые
проницаемости для нефти и воды

В лабораторных условиях проницаемость определяют при фильтрации жидкости или газа через образцы горных пород. Во всех приборах основным элементом является кернодержатель, т.е. зажим для керна, через который пропускается жидкость или газ. При фильтрации замеряется расход рабочего агента в единицу времени и перепад давления по длине керна.

Коэффициент проницаемости для нефти и газа определяется соответственно из уравнений

           K= QμL/FΔР,                                 (1.4)

           K= Q0μ0/FΔР,                             (1.5)

где K – проницаемость, м2; Q – объёмный расход жидкости, м3/с; μ – динамическая вязкость жидкости, Па × с; L – длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости, м; F – площадь поперечного (перпендикулярного к направлению фильтрации) сечения образца, м2; ΔР – перепад давления при фильтрации (разность давлений на входе и выходе образца), Па; Q0 – объёмный расход газа при атмосферном давлении Р0, м3/с. Физический смысл проницаемости K заключается в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация [14].

В Международной системе единиц величины, входящие в формулы для проницаемости, имеют размерности: [Q] = м3/c; [μ] = = Па × с; [L] = м; [F] = м2; [Р] = Па. При Q = 1 м3/с, μ = 1 Па × с, L = 1 м, F = 1 м2 и Р = 1 Па получим коэффициент проницаемости K = 1 м2. Поэтому в системе СИ за единицу проницаемости принимается 1 м2.

Эта величина очень большая и неудобна для практических расчетов.

В промысловой практике для измерения проницаемости обычно используют размерность мкм2, называемую также Дарси (Д), или миллидарси (мД). Величина 1 мкм2 в 1012 раз меньше 1 м2.

1 мкм2 = 1Д = 10–12 м2 =

= 1мД = 10–15 м2 = 10–3мкм2 = 10–3Д.

К проницаемым породам относят пески, песчаники, известняки, к непроницаемым или плохопроницаемым – глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией и др. Проницаемость породы для жидкостей и газов будет тем меньше, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры в породе.

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широких пределах. Приток нефти и газа наблюдается и при незначительной проницаемости пород (в пределах 0,010–0,020 мкм2 = = 10–20 мД) до 0,1–2 мкм2 = 100–2000 мД.

Насыщенность горных пород

Насыщенность горных пород показывает, какую часть порового объёма занимает та или иная фаза (нефть, вода, газ). Коэффициент нефтенасыщенности – это отношение объёма пор, заполненных нефтью, ко всему объёму сообщающихся пор. Величина нефтенасыщенности пластов колеблется в довольно широких пределах (от 55 до 95 %).

Природный резервуар, залежь, месторождение

Вместилище для нефти, газа и воды в породах-коллекторах, окружённых проницаемыми или непроницаемыми породами, называют природным резервуаром. Верхняя часть такого резервуара, где скапливается нефть и газ, называют ловушкой. Значительное, пригодное для промышленного освоения, скопление нефти или газа в ловушке природного резервуара называют залежью (рис. 1.2). Совокупность залежей, связанных одним участком земной поверхности, называют месторождением.

Рис. 1.2. Схема строения залежи с напором краевых вод

Неоднородность коллекторов и коллекторских свойств

Пласты горных пород – коллекторов нефти и газа неоднородны по площади распространения и разрезу, составу, структуре и коллекторским свойствам. Неоднородность коллектора и его свойств оказывает существенное, нередко определяющее влияние на полноту вытеснения нефти из продуктивных пластов, то есть на нефтеотдачу при их разработке.

Изучение неоднородности пород в пределах залежей нефти и газа необходимо при подсчете запасов углеводородов, проектировании, анализе разработки и контроле за воздействием на пласт. В процессе изучения неоднородности выделяются работающие и неработающие части разреза в каждой добывающей и нагнетательной скважине, оцениваются доли объемов залежи, характеризующихся разной продуктивностью, выявляются пути поступления в залежь воды (пластовой или закачиваемой) и др.

Для характеристики неоднородности пластов по разрезу используются следующие показатели:

коэффициент расчлененности

Kр =( )/n,                                      (1.6)

где li – число прослоев-коллекторов, вскрытых в i-й скважине; n – число скважин;

коэффициент песчанистости

Kпес = ( hэф/hобщ))/n,                       (1.7)

где hэф – эффективная (нефтенасыщенная, работающая) толщина пласта в отдельной скважине; hобщ – общая толщина пласта в той же скважине; n – число скважин.

Совместное использование Kри Kпеспозволяет составить представление о неоднородности разреза: чем больше Kр и меньше Kпес, тем выше неоднородность.

Для характеристики неоднородности пласта по площади используется показатель дисперсии, с помощью которого оценивается пространственная выдержанность пластов:

=w(1 – w),                               (1.8)

где w = n1/n, n1 – число скважин, вскрывших коллектор; n – общее число пробуренных скважин. Чем ближе w к единице, тем выше степень однородности коллектора по площади.

При высокой неоднородности коллекторов необходимо увеличивать плотность сетки скважин.

1.2. Пластовые жидкости и газы, их состав
и физико-химические свойства

Нефть– жидкое горючее полезное ископаемое представляет собой маслянистую горючую жидкость, обычно темно-коричневого цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть – сложное соединение в основном двух элементов – углерода (82–87 %) и водорода (11,5–14,5 %). Такие соединения называются углеводородами. Кроме углерода и водорода, в нефтях содержатся в небольших количествах кислород, азот и сера, в очень малых количествах – хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. В состав нефти входят метановые (парафиновые), нафтеновые и ароматические группы углеводородов. Обычно нефти бывают смешанного типа с преобладанием в их составе той или иной группы углеводородов и в зависимости от этого носят название парафиновых (метановых), нафтеновых или ароматических.

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда. Углеводороды от СН4 до С4Н10 при атмосферном давлении находятся в газообразном, от С5Н12 до С15Н32 – в жидком, начиная с С16Н34 и выше – в твёрдом состоянии.

Содержание в нефти большого количества смолистых и других высокомолекулярных соединений делает её болеет тяжелой, вязкой и малоподвижной. Плотность нефти при температуре 20 °С и атмосферном давлении колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Вязкость пластовой нефти в зависимости от её характеристики и температуры может изменяться от значений меньше 1 до 200 и более мПа × с. Вязкость нефтяных битумов достигает 15 000 мПа × с.

По содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые (содержание серы до 0,5 %); сернистые (содержание серы от 0,51 до 1,9 %); высокосернистые (содержание серы более 1,9 %). По содержанию парафина нефти делятся на три вида: малопарафинистые – с содержанием парафина до 1,5 %, парафинистые – с содержанием парафина от 1,51 до 6,0 % и высокопарафинистые – с содержанием парафина свыше 6 %.

Нефтяные (попутные) газы – углеводородные газы, растворенные в нефти (в пластовых условиях), газы газовых шапок, формирующихся в купольной части нефтяных залежей, газы, образующиеся при переработке нефти. Горючие газы нефтяных и газовых месторождений (смесь углеводородов – метана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10, пентана С5Н12) по химической природе сходны с нефтью. Самый легкий из всех углеводородов – метан. Попутные газы могут включать и неуглеводородные компоненты (азот, сероводород, углекислый газ, инертные газы).

Природный газ – углеводородный газ, добываемый из газовых, газогидратных, газоконденсатных, газо-конденсатно-нефтяных или газонефтяных месторождений. В природных газах чисто газовых месторождений преобладает метан (до 90–99 %). В газах, добываемых из нефтяных месторождений, метана содержится от 10–20 до 80–90 %. Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отношение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных или стандартных условиях. Относительная плотность газов колеблется от 0,554 для метана до 2,49 для пентана и выше.

Вода. В нефтяном или газовом месторождении всегда присутствует вода, которая занимает пониженные части пласта или находится в водоносных горизонтах. Минерализация пластовых вод характеризуется количеством растворённых в ней минеральных солей. Воды с минерализацией менее 1 г/л относятся к пресным, от 1 до 50 г/л – к солёным (минерализованным), свыше 50 г/л – к рассолам. Плотность пластовых вод, как правило, больше 1000 кг/м3 и возрастает с увеличением содержания солей. Вязкость пластовой воды для большинства нефтяных месторождений изменяется в пределах от 0,9 до 1,5–2,0 мПа×с. Вязкость воды уменьшается с повышением температуры и при снижении минерализации.

В нефтегазовых залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотности: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Обычно пластовая вода в нефтяных и газовых залежах находится не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной, она смачивает поверхность поровых каналов, удерживаясь в них за счет поверхностно-молекулярных сил или полностью заполняет капиллярные каналы (поры) и удерживается в них за счет сил капиллярного давления.

 

 

2. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАЛЕЖАХ.
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИХ ИЗВЛЕЧЕНИЯ


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 1813;