Отбор и подготовка кернов к исследованию. Экстрагирование

Залежи нефти и газа. Классификация запасов.

Как же расположены насыщенные нефтью и газом коллекторы в земной структуре?

Породы - коллекторы, содержащие нефть и газ, в большинстве разрезов нефтегазоносных областей не образуют непрерывной пачки, а чередуются с пластами других пород. Такие комплексы называют нефтегазоносными свитами. Как правило, продуктивные участки заключены в плотные, плохо проницаемые породы, т.е. как бы образуют природный резервуар. В таких резервуарах нефть, газ и вода находятся совместно и распределены по плотности (рис.1.1.). Сверху природный резервуар покрывает плотная непроницаемая порода - покрышка, благодаря чему образуется водонапорная (артезианская) система, а нефть и газ добываются на поверхность в основном за счет энергии воды. Та часть природного резервуара, в которой установилось такое равновесие, называется ловушкой.

.

Рис. 1.1.1. Схема сводовой нефтегазовой залежи

Конфигурация залежей может быть самой разнообразной и связана с различными типами ловушек (с водовоя залежь, многопластовая система, рифовый массив). Некоторые виды нефтяных залежей приведены на рис.1.2.

Рис. 1.1.2. Виды нефтяных залежей.

Основные параметры нефтяной залежи - ее высота и площадь. Отдельные пласты залежи характеризуются их толщиной и протяженностью. Скопление газа в залежи называется газовой шапкой. Поверхность, разделяющая нефть и воду в залежи или отдельном пласте, называется водонефтяным контактом (ВНК). Линия пересечения ВНК с кровлей пласта (нижней поверхностью покрышки) называется внешним контуром нефтеносности, линия пересечения ВНК с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности. Соответствующим образом определяются газонефтяной контакт (ГНК), внешний и внутренний контуры газоносности.

Одним из основных параметров залежи являются ее запасы. Прежде отметим, что нефть и газ в залежах находятся при больших давлениях и температурах. Поэтому, очевидно, что определенный объем, занятый в породе нефтью или газом в пластовых условиях, не будет равен объему извлеченного флюида.

Различают геологические и извлекаемые запасы. Под геологическими запасами подразумевают количество нефти и газа, содержащееся в залежи и приведенное к атмосферным условиям. Количество нефти и газа, также приведенное к атмосферным условиям, которое может быть извлечено из залежи существующими методами, называется извлекаемыми запасами. Извлекаемые запасы составляют примерно 50% от геологических для нефтяных месторождений и около 90% - для газовых.

Кроме того, запасы разделяют еще на две группы:

Балансовые и забалансовые – рентабельные или нерентабельные на данной стадии разработки запасы нефти или газа. Извлекаемые запасы входят в балансовые.

По степени изученности запасы нефти и газа подразделяются на 4 основные категории: А, В, С₁ и С₂. Запасы категории А – наиболее детально разведаны, подсчитаны по площади; детально изучены геолого-физические параметры пласта и свойства флюидов. Запасы категории В – еще требуют детализации; имеются приближенные данные о геолого-физических данных пласта (приток нефти хотя бы по 2-м скважинам). Запасы категории С₁ – определены лишь по данным геолого-разведочных и геофизических работ хотя бы по одной скважине и по аналогии с соседними месторождениями. Запасы категории С₂ еще значительно не разведаны.

Изучение физических и физико-химических свойств насыщенных пористых сред производится главным образом путем лабораторных анализов кернов и проб нефти, воды и газа (называемых пластовыми флюидами), отбираемых из скважин. Керном называется образец горной породы, отобранный из продуктивного нефтегазоносного коллектора. Причем, если анализ проб флюидов достаточно точно может характеризовать их свойства по всему поровому пространству, то анализ керна дает характеристику слишком малой площади поперечного сечения пласта по сравнению с общей площадью, приходящейся на одну скважину. Тем не менее, изучение кернового материала целесообразно и необходимо, но число и порядок отбора должен быть правильно организован. Отбор кернов производится в процессе бурения скважин (краткие сведения о принципах бурения скважин и процессе бурения приведены в дополнительном материале к Главе 1 Приложения).

Отбор кернов - образцов горных пород производится по отдельным разведочным скважинам, расположенным по площади залежи с учетом геоло­гических особенностей строения продуктивных пластов. Образцы отбираются в продуктивной части разреза скважины. Поскольку в пре­делах разреза скважины свойства пород могут меняться значительно, необходимо стремиться к тому, чтобы каждый метр разреза был пред­ставлен не менее, чем тремя-четырьмя образцами породы для анализа.

Послеизвлечения керна на поверхность куски породы очищают от глинистого раствора и осматривают. При описании керна указы­вают степень однородности и характеристику породы, крупность и характер «скатанности зерен», характер цементирующего материала, слоистость, трещиноватость, цвет, признаки нефтеносности и др. В описание заносят номер образца, глубину и мощность интервала отбора и намечают образец к исследованию физических свойств и нефтеводонасыщенности.

Лучшим способом хранения керна, намеченного к исследованию нефтеводонасыщенности, считается способ парафинирования. После описания образец помещается в плотно прилегающий к породе слег­ка увлажненный целлофановый пакет, который затем покрывается парафинированной марлей. При увлажнении пакета предотвращается испарение воды из керна. Каждый образец должен быть снабжен этикет­кой с указанием номера образца, интервала отбора и номера скважи­ны.

Анализ кернов производится в следующем порядке. С образца снимают парафин и поверхностный слой породы толщиной не менее 5 мм. Затем вырезают среднюю часть образца длиной 4 см, распиливают ее вдоль оси на две части. Они предназначаются для определения коэф­фициентов нефтенасыщенности, водонасыщенности, пористости, а также содержания хлоридов, карбонатности и смачиваемости. С исполь­зованием верхней части образца определяют нефтеотдачу, проницае­мость и зависимость остаточной насыщенности от калиллярного дав­ления. Нижняя часть образца керна используется для механического и петрографического анализа породы.

При проведении некоторых анализов требуются образцы правильной геометрической формы. Изготовление образцов необходимой фор­мы производится вручную с помощью напильника, наждачного круга, либо на специальных обдирочных станках. В таблице 1 приведены наименьшие размеры образцов, необходимые при различных целях исследования кернового материала.

Образцы пород, насыщенные нефтью и водой, перед проведением всех анализов, кроме определения коэффициента нефтеводонасыщенности, освобождают от содержимого путем промывки спирто-бензольной смесью (или другими растворителями) в аппарате Сокслета и высушивают до постоянной массы при температуре 105-107 ⁰С. Определение водо- и нефтенасыщенности проводят на аппаратах Дина и Старка и Закса (см. дополнительный материал к Главе 1).

Таблица 1.1

Наименьшие размеры образцов, пригодных для изучения их

физи­ческих свойств:

Нефтенасыщенность	Кусочки массой не менее 30-40 г
Плотность	3х5х3 см^2
Пористость полная эффективная	от 10 до 12 см^3 от 15 до 20 см^3
Проницаемость на приборе ГК-5   УИГК-1М	цилиндр высотой и диаметром 4 см цилиндр высотой и диаметром не менее 3 см
Карбонатность	кусочки объемом до 1 см^3
Гранулометрический состав	кусочки массой не менее 50 г
Изучение микротрещиноватости	6 х10х2 см

Дата добавления: 2014-12-16