Сегрегация нефти и газа. Вытеснение нефти из коллектора

Коэффициент полной пористостине может в достаточной степени характеризовать коллекторских свой свойства горных пород. Часть пор являются закрытыми, то есть друг с другом не соединены каналами. Поэтому используются коэффициенты открытой и эффективной пористости.

Геолого- промысловая характеристика продуктивного пласта.

Физика промыслового пласта

Характеристика продуктивного пласта включает сведения: о гранулометрическом составе, коллекторских, механических свойствах; насыщенности нефтью, газом и водой.

От гранулометрических характеристик зависят коллекторских свойства пласта – пористость, проницаемость, удельная поверхность контакта пористой среды.

Разные породы обладают разными по величине порами, то есть разной пористостью. Пористость определяет способность породы вмещать, удерживать и пропускать определенное количествоводы, жидких и газообразных углеводородов. Пористость (количественно) - отношение объема пор к общему объему породы в %. Например пористость песчаника достигает 30%, а плотный известняк всего 5%.

Каналы, образуемые порами, условно подразделяются: 1. крупные (сверхкапиллярные), диаметром более 0,5 мм. 2. капиллярные от 0,5 до 0,0002 мм. 3. субкапиллярные менее 0,0002 мм. Отношение объема пор к объему породы называется коэффициентом полной пористости (пористостью).

Коэффициент открытой пористости – отношение объема суммарного объема сообщающихся пор к объему всего образца.

Коэффициент эффективной пористости – относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.

Флюиды нефти и газа накапливаться в порах и достаточно свободно перемещаются между ними по микро трещинам. Это свойство породы коллектора называется проницаемостью .

Коэффициент проницаемости – определяется линейным законом Дарси, размерность "метр в квадрате" – образец пористой среды площадью 1 м. кв., длинной 1 м., через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па/сек. Составляет 1 м. куб сек.

Нефть добывают из пластов с проницаемостью 2 х 10 в 12 степени м. кв., газ при проницаемости 5 х 10 в 15 степени м. кв.

При разработке нефтяных и газовых месторождений пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В результате проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкость или газ) будут меняться в зависимости от соотношения компонентов в смести.

Поэтому для оценки проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной и эффективной (фазовой) проницаемости.

Абсолютная проницаемость – степень фильтрации одного какого-либо фазы (воды, нефти, газа).

Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость пористой среды при одновременной фильтрации многофазных систем. Зависит от свойств пористой среды, свойств каждой фазы в отдельности, соотношения фаз в смеси и градиента давления в пласте.

Относительная проницаемость – отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

Удельная поверхность породы называется суммарная площадь частиц, приходящаяся на единицу объема. От удельной поверхности зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды и нефти. Промышленные месторождения имеют показатель удельной поверхности от 40000 до 230000 м.кв./м.куб. При удельной поверхности более 230000 м.кв./м.куб. (глины, глинистые пески, глинистые сланцы) породы являются слабопроницаемыми (покрышки).

Упругость пласта – это его способность изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки пласт находится под давлением веса вышележащих пород (горное давление) и противодавление создаваемое флюидами (нефти, воды, газа). При отборе нефти и газа пластовое давление падает и под действием горного давления объем пласта, объем пор его уменьшается (снижается коэффициент пористости).

Нефтенасыщенность (газо – или водонасыщенность). Коэффициентнефтенасыщенность - объем пор заполненных нефтью к общему объему пор.

Перемещение нефти и газа происходит в две стадии. Сначала, поскольку углеводороды легче, они вытесняются из материнских пластов лежащих в нижних придонных слоях моря в выше в пористые породы. пока не достигают слоя непроницаемой горной породы им таким образом оказываются в ловушке.

Осадочные породы образуются в виде горизонтальных или слегка наклонных пластов.

По мере образования новых слоев нижние пласты на отдельных участках не выдерживают давления и прогибаются. или выдавливаются в результате перемещения горных пород, при этом они деформируются образуя складки. (Рис …)

Пласты могут быть горизонтальные и в виде складок, результат колебательных, сдвиговых и горообразовательных процессов. Выпуклость – «антиклиналь», прогиб – «синклиналь». Антиклиналь + синклиналь – полная складка.

Рис.1. Складка осадочных пород 1

В России 90% залежей «антиклиналь», за рубежом около 70%. Размеры антиклиналей, длинна – 5-10.. км, ширина 2…3.. км, высота 50…70… м.

Самое крупное в мир - Гавар (Саудовская Аравия) имеет размеры 225х25 км высота 370 м, Газовое месторождение - Уренгой 120х30 км высота 200 м

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают поровые породы.

Покрышки - практически непроницаемые горные породы, химического или смешанного происхождения, не нарушенные трещинами. Чаще всего – это глины (непроницаемы для воды и нефти), реже – каменная соль и известняки.

Короткая антиклиналь, свод которой снижается от верхней точки во всех направлениях, называется куполом. Купол наиболее интерес в теории залегания и поиска нефти.

Существует вид деформации горных пород – сброс. Породы при подвижках земной коры образуют вертикальные разломы и смещения (трещины) так называемые линии кливажа. Один из видов смещения - сброс. Величина - сбросов от нескольких сантиметров до нескольких километров. Сбросы могут быть нормальные, то есть вертикальные или поперечные, то есть горизонтальные или смешанные.

Движение земной коры – наиважнейший фактор формирования так называемых ловушек для флюидов нефти и газа. Флюиды непрерывно двигаются вертикально и горизонтально, пока не попадают в такие ловушки, образованные непроницаемыми породами.

Три типа ловушек – структурные, стратиграфические, комбинированные. Структурные - в результате образования складки и сброса (изменение структуры). Стратиграфические – результат изменения литологии горной породы, изменения типа породы или ее пористости. Комбинированные - сочетание двух вышеназванных.

Для образования залежей необходимо наличие трех факторов: 1. источник нефти и газа, 2. порода коллектор – пористый, проницаемый пласт, 3. ловушка – барьер, перед которым жидкость или газ остановились и начали накапливаться.

Скобление углеводородов в ловушке достаточное для промышленной разработки называется залежью.

Нефть из ловушки втесняет соленую воду, оставшуюся на дне древнего моря. Нефть всплывает, продолжая, перемещается вверх, происходит расслоение нефти и вода (сегрегация). Газ легче нефти и находится в самой верхней части ловушки. Оставшаяся вода называется реликтовой. Она полностью не вытесняется из ловушки, являясь своего рода гидрозатвором. Или образует пленку на поверхности гранул, частиц породы. Иногда реликтовая вода попадает в ствол скважины, увлекается нефтью и газом на поверхность.

Нефти из пласта-колектора, перемещается в результате перепада давления. Если давление вверху коллектора (ловушки) снизится, то вода начинает давить снизу на слои нефти в направлении ствола скважины.

Это - водонапорный режим. Аналогично действует и газонапорный режим, но в этом случае газ давит на нефть сверху. Газ сосуществует с водой и нефтью в коллекторах в двух основных видах - растворенный и свободный. Природный газ находится в растворенном виде при высоком давлении и низкой температуре. При выходе нефти на поверхность давление сбрасывается, и газ выделяется из раствора.

Свободный газ в ловушке образует шапку, которая создает дополнительное давление на слой нефти. Растворенный газ предпочтителен при эксплуатации скважины, поскольку снижает вязкость нефти, облегчает приток к устью скважины и ее подъем. Увеличивает дебит.

Поверхность, разделяющая воду, нефть и газ - называются водонефтяным и газонефтяным контактом.

Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласт называется внешним контуром нефтеносности, линия контакта – подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности.

Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта называется его толщиной.

Дата добавления: 2014-12-07