Фильтрационные свойства пород-коллекторов
Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность пропускать через себя жидкости и газы при создании перепада давления (депрессии). Такое свойство горных пород называют проницаемостью k.
В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазная фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух- или трехфазная фильтрация – совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.
В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для характеристики проницаемости введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.
Под абсолютной понимается проницаемость, определенная при условии насыщения породы однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Абсолютная проницаемость зависит только от свойств самой породы.
Физический смысл проницаемости заключается в том, что онахарактеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит движение флюидов. При оценке проницаемости используют размерность мкм2 (внесистемная единица Дарси – Д) или 10-3 мкм2 (мД).
|
|
|
Абсолютная проницаемость продуктивных нефтегазовых коллекторов колеблется в очень широких пределах – от нескольких тысячных до единиц мкм2. Среди разрабатываемых широко распространены залежи со средней проницаемостью коллекторов 0,03-1,0 мкм2.
Фазовойназывается проницаемость пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств. Фазовая проницаемость закономерно уменьшается по мере уменьшения объемной доли данной фазы в фильтрационном потоке.
Относительной проницаемостьюпороды называется отношение фазовой проницаемости данной фазы к абсолютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами. С ростом обводненности пластов фазовая и относительная проницаемости нефти и газа снижаются, для воды - увеличиваются.
|
|
|
Зависимость изменения относительных проницаемостей для нефти и воды при росте коэффициента водонасыщенности приведена на рис.5. При КВ>0,70 фазовая проницаемость по нефти для пласта Бб Шатовского месторождения становится равной нулю, после чего нефть не участвует в процессе фильтрации. Для месторождений нефти на конец их разработки, когда продуктивный пласт интенсивно промыт водой, некоторая доля остаточных запасов нефти всегда остается в пласте.
При разведке и разработке месторождений нефти и газа проницаемость продуктивных пластов определяют по результатам гидродинамических исследований скважин или по установленным на образцах керна петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости или нефтенасыщенности пород, с ростом которых для поровых коллекторов k увеличивается. Пример такой устойчивой зависимости k=f(КП) для пласта Тл Западно-Ельниковского месторождения приведен на рис.6, где максимальная проницаемость (k>0,1 мкм2) характерна для коллекторов с высокой пористостью (КП>0,20).
Детальная корреляция разрезов скважин
В строении осадочной толщи, в том числе и продуктивных отложений, принимают участие породы, различающиеся по времени образования, литологическому составу, коллекторским свойствам и т.п. Осадочные породы обладают свойством слоистости и располагаются в геологическом разрезе в определенной последовательности чередования пачек, пластов, слоев с разными свойствами.
|
|
|
Рис.5. Зависимость относительных проницаемостей от коэффициента водонасыщенности. Пласт Бб. Шатовское месторождение (Пермский край)
Рис.6. Зависимость абсолютной проницаемости от коэффициента открытой пористости. Пласт Тл. Западно-Ельниковское месторождение (Удмуртия)
Выделение в разрезе и прослеживание по площади на основе сопоставления разрезов скважин одноименных комплексов, горизонтов и пластов, выяснение условий их залегания, степени постоянства состава и толщины осуществляют с помощью корреляции разрезов скважин. При выполнении корреляции за основу берется интерпретация геофизических исследований скважин, данные исследований керна и опробования скважин. В зависимости от решаемых задач различают региональную, общую и детальную корреляцию.
Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического расчленения разреза, определения последовательности напластования литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции.
|
|
|
Общую корреляцию выполняют в пределах месторождений с целью выделения в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забоев.
Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в период разработки. Основная задача детальной корреляции – обеспечить построение модели, адекватной реальному геологическому объекту. При этом должны быть решены задачи выделения границ продуктивного пласта, определения его расчлененности на пропластки, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдельного пласта и др.
Рис.7. Корреляционная схема. Пласт Т. Падунское месторождение (Пермский край)
Корреляция часто бывает затруднена из-за литолого-фациальной изменчивости по площади прослоев пород, слагающих горизонт. Особенно подвержены литолого-фациальной изменчивости песчаные пласты-коллекторы, которые могут полностью или частично замещаться алевролитами, глинистыми алевролитами, а нередко и глинами.
В карбонатных разрезах границы между выделенными пропластками могут становиться нечеткими вследствие вторичных процессов. Поэтому детальная корреляция разрезов, сложенных карбонатными отложениями, особенно сложна. Пример построения корреляционной схемы для карбонатных отложений приведен на рис.7. Из рис.7 видно, что пласт Т не выдержан по толщине. Максимальные общие толщины он имеет в скважинах 257, 292, минимальную толщину – в скважине 183.
При детальной корреляции важное значение имеет выделение в разрезе реперов и реперных границ. Репером называется выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС. Иногда на диаграммах четко фиксируется только одна граница пласта (его подошва или кровля). Хорошими реперами являются прослои, представленные глинами (аргиллитами), так как обычно они залегают на значительной площади и имеют четко выраженные граничные поверхности. На диаграммах ГИС глины четко фиксируются по кавернограммам, кривым ПС и ГК.
На основе детальной корреляции выполняются все геологические построения, отображающие строение залежей нефти и газа. От правильного ее проведения во многом зависят точность подсчета запасов, обоснованность принимаемых при разработке технологических решений, надежность прогноза конечного нефтеизвлечения и другие.
Дата добавления: 2018-05-13; просмотров: 495; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!