Студопедия

КАТЕГОРИИ:


Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748)

Результаты гранулометрического анализа




Скв. Содержание фракций в % по массе при диаметре зерен в мм Итого  
куст  
Ситовый анализ Седиментационный анализ  
0,59 0,42 0,42 0,297 0,297 0,21 0,21 0,149 0,149 0,074 0,074 0,05 0,05 0,01 0,01 0,005 0,005  
15/2 - 1,5 3,2 19,6       1,5 1,2    
224/2 1,5 2,0 15,2 20,3   16,3 4,5 1,8 1,4    

 

По гранулометрическому составу выделяются глины, алевриты, пески и т.д.

Характеристика пород различного гранулометрического состава зависит от степени их цементации (табл.6.).

-78-


Реальные продуктивные пласты часто имеют неоднородный состав, тогда различают переходные типы пород: например, песчаник глинистый, алевролит глинистый и т.п. Поэтому для сопоставления характеристик гранулометрического состава кроме абсолютных величин используется коэффициент неоднородности гранулометрического состава ^неод > ""Я которым понимают

.отношение диаметра частиц фракции, составляющей 60 % от массы всего песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10 % массы песка.

При нахождении ^неод гранулометрического состава данные

табл.5 наносят на полулогарифмический бланк. Обычно ^'неод Д™

коллекторов изменяется от 1,1 до 20. Для данных табл.5 по первой и второй скважинам А:цеод составляет соответственно 2,14

и 2,66.

Данные табл.6 позволяют оценить степень влияния грануло­метрического состава на процессы, происходящие в пласте. При уменьшении диаметра зерен породы резко увеличивается удель­ная поверхность, оказывающая огромное влияние на пористость, проницаемость и начальную нефтенасыщенность пород-коллек­торов. С уменьшением диаметра зерен увеличивается высота ка­пиллярного поднятия (всасывания). Это свойство пород-коллек­торов определяет величину зоны проникновения при вскрытии коллектора и при остановке скважины в процессе эксплуатации, что, как правило, ухудшает потенциальную продуктивность.

Значительное влияние на процесс разработки оказывает величина глинистой фракции в составе породы-коллектора как терригенного, так и карбонатного, что определяется способностью их набухания и расслоения при контакте с фильтратом бурового раствора и закачиваемыми водами, особенно опресненными.

4.2. Пористость

Пористость пород-коллекторов характеризует их емкостные свойства и определяется объемом свободного от цементации пространства, представленного кавернами, порами и трещинами. Различают полную и открытую пористость. Полная пористость оп­ределяется объемом всех пор, открытая - объемом сообща­ющихся пор. В нефтепромысловой практике используют открытую пористость. Для характеристики различных пород-коллекторов вводится коэффициент открытой пористости т, в дальнейшем просто коэффициент пористости.

-80-


Коэффициент открытой пористости в долях единицы определяется отношением суммарного объема открытых пор V^ к

объему образца породы Уц:

(4.1)

Для сравнения емкостных характеристик пород-коллекторов используется также значение коэффициента пористости в % от объема пород:

(4.2)

Пористость породы определяется ее структурно-текстурными особенностями и минеральным составом. Особенно большое влияние на пористость пород оказывают минеральный состав цемента и тип цементации.

По величине поровые каналы подразделяются на. группы:

1) сверхкапиллярные - диаметром 2,0-0,508 мм; 2) капиллярные -0,508-0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам движение нефти и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут. Породы, емкостное пространство которых представлено в основном субкапиллярными каналами и порами, независимо от величины коэффициента пористости, практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

В нефтепромысловой практике чаще приходится иметь дело с коллекторами порового типа с межзерновой пористостью. Это обломочные, а также карбонатные породы, представленные разнозернистыми доломитами и реже известняками.

Реже наблюдаются коллекторы кавернового и трещинного типов.

Каверновые коллекторы характерны для карбонатных пород.

Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются редко, но охватывают самые различные плотные породы: карбонатные и другие хемогенные породы, плотные песчаники, хрупкие сланцы, метаморфизованные и изверженные породы.

Более часто встречаются смешанные типы пород-коллекторов, являющиеся сочетанием трех названных выше.


6 Каналин

 

 


Емкость коллекторов порового типа изменяется от 10 до 50 % от объема пород и наиболее часто составляет 16 - 25 %. Емкость коллекторов трещинного типа изменяется от 0,1 до 3 % от объема породы. Емкость пород с двойной пористостью определяется в основном межзерновой пористостью.

В табл.7 приведены величины пористости пород-коллекторов по некоторым месторождениям России. Песчаные коллекторы имеют тенденцию к некоторому снижению пористости с глубиной залегания. В карбонатных коллекторах нижняя граница пористости значительно меньше, чем в терригенных, что объясняется наличием трещиноватости. При незначительной трещинной пористости эти коллекторы обладают значительной проницаемостью и способны отдавать углеводороды при разработке.

Таблица 7 Пористость пород-коллекторов некоторых месторождений России

Месторождение, вид коллектора Глубина залегания, м Пределы изменения пористости, %
Терригенные коллекторы
Туймазинское, Туймазинское, Арланское, Самотлорское, Самотлорское, Варьега некое, Уренгойское, Усть-Балыкское, Ромашкинское, 1650 1100 1200 1640 2100 2100 2500 2100 1750 11-21 18,8-23,9 16-27,5 19-27,5 17,9-25,4 18,9-23,7 16,1 -19,9 22,2 - 23,8 11,7-22,6
Карбонатные коллекторы
Малгобек-Вознесенское, Ишимбайское, Коробковское, Яблоновское 2300 700 1550 490 3,0-6,7 5-35 1,5-10,0 3,4-31,6

 

Пористость естественных песков и песчаников тем больше, чем резче форма их зерен отличается от шарообразной. Таким образом, величина и форма зерен являются важнейшими факторами, от которых зависит пористость.

Относительно высокая пористость коллекторов часто сохраняется и при значительном их погружении. Песчаники даже при сильной нагрузке могут сохранять первоначальную пористость, если они не заполнены вторичными образованиями.

Трещиновидные поры подразделяют на микротрещины с


раскрытостью от 0,01 до 0,1 мм и макротрещины с раскрытостью больше 0,1 мм.

Наиболее распространено изучение трещинной пористости в шлифах под микроскопом.

Для подсчета трещинной пористости пользуются формулой:


Ы F

(4.3)

 


где wt - трещинная пористость; Ъ - раскрытость трещин; / -

длина всех трещин в шлифе; F- площадь шлифа.

До начала разбуривания и разработки породы-коллекторы находятся в статическом состоянии. Однако после их вскрытия возможны необратимые изменения коллекторских свойств. Отбор флюидов при больших депрессиях на пласт может нарушить равновесное состояние зерен скелета в общей флюидо-породной системе. По данным Р.С.Сахибгареева, это приводит к образованию цемента уплотнения за счет необратимых деформаций сильно глинизированных компонентов скелета пород с необратимым уменьшением их емкости с самого начала разработки или даже во время вскрытия пластов. Условия для данного явления имеются по месторождениям Среднего Приобья.

Изменение термобарических условий-в трещинных коллекторах может привести к уменьшению раскрытое™ трещин. При этом незначительно уменьшается трещинная пористость и значительно уменьшаются проницаемость и продуктивность.

Обычно применяется следующая схема изучения пористости коллекторов. Первоначально по новому объекту разработки пористость определяют по данным лабораторных исследований керна продуктивных интервалов. Одновременно для этих же интервалов по геофизическим данным производится определение петрофизических характеристик коллектора. Затем строятся графическая зависимость пористость - петрофизический параметр или многомерная аналитическая модель пористость

петрофизические параметры. Количество определений пористости по керну должно позволить получить статистически значимые зависимости. После получения таких зависимостей можно значительно сократить отбор керна и перейти к так называемому "бескерновому бурению". При дальнейшем разбуривании пористость коллекторов определяется по геофизическим данным с использованием полученных петрофизических зависимостей. Данная схема наиболее применима при исследовании крупных месторождений.

б* 83


4.3. Проницаемость

Проницаемость пористой среды определяется ее способностью пропускать жидкость или газ при перепаде давления. Прони­цаемость зависит от размеров и формы открытых пор горной по­роды и не зависит от свойств фильтруемых жидкостей или газов.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости:


,^=, F

пр

1 Др ff L '

(4.4)

 


где v - скорость линейной фильтрации, м/с; Q - объемный расход жидкости в единицу времени, м^с; F - площадь сечения образца, м2; Ар - перепад давлений, создаваемых на торцах испытуемого образца, Па; L - длина образца, м; // - абсолютная вязкость жидкости, Па-с; А-др-коэффициент проницаемости, м2.

По равенству (4.4) находят коэффициент проницаемости в лабораторных условиях:


.б/А FAp

(4.5)

 


За единицу измерения проницаемости принимают м Это

соответствует расходу за 1с 1м жидкости вязкостью в 1 Па-с в образце с поперечным сечением 1 м2 при перепаде давлений на протяжении 1м в 1 Па.

Ранее у нефтяников была принята единица Дарси (Д):

1Д» 1,02-Ю"12 м2; 1мД^ 1,02-10"15 м2

В общем случае не существует прямой зависимости пористости и проницаемости пород-коллекторов.

В порах горных пород одновременно может находиться много­фазная среда (вода, газ, нефть; вода, нефть; вода, газ), поэтому для характеристики проницаемости в общем случае различают абсолютную, эффективную (фазовую) и относительную проницаемость.

Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между ними и пористой сре­дой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью.

-84-


Рис.17. Кривые относительных проница- ^пр.„ емостей для песчаников пластов АВ^.з (1) и БВд (2) Самотлорского месторождения (по А. Г.Ковалеву)


 


Эффективной (фазовой) проницаемостью называется проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы - жидкой или газообразной.

Относительная проницаемость выражается отношением эффективной (фазовой) проницаемости к однофазной прони­цаемости образца породы, ее величина изменяется от 0 до 1.

Эффективная проницаемость породы для любой из насыщающих ее сред меньше абсолютной проницаемости и зависит от нефте-, газо- и водонасыщенности породы.

Распределение и подвижность фаз в поровой системе породы зависят от проницаемости и от смачивающих свойств соответствующих фаз. В отношении смачиваемости порода может быть гидрофильной или гидрофобной.

Большинство пород-коллекторов гидрофильны. В гидрофильных породах остаточная вода избирательно лучше смачивает стенки пор породы, чем нефть.

Смачивающая жидкость при низкой проницаемости породы об­ладает малой подвижностью. Несмачивающая фаза, занимающая остальное пространство в поровых каналах, обладает большей подвижностью. Определение насыщенности керна фазами флюидов - одна из наиболее трудоемких задач, которые приходится решать при лабораторном определении эффективной проницаемости.

На рис.17 показаны кривые относительной проницаемости для песчаников пластов АВ^-з и БВд Самотлорского месторождения.

-85-


При обводнении относительная проницаемость для нефти А"пр.н

резко уменьшается до нуля при значительной величине остаточной нефтенасыщенности, а относительная проницаемость для водной фазы резко увеличивается почти до единицы.

Следует отметить, что эффективность применения при разработке методов повышения нефтеотдачи, особенно физико-химических, зависит от того, насколько ими удается уменьшить величину остаточной нефтенасыщенности, при которой фазовая проницаемость для нефти становится равной нулю.

4.4. Геологическая неоднородность объектов разработки

Геологическая неоднородность - одна из важнейших характеристик пород-коллекторов. Ее изучение позволяет уточнить геологическую модель пласта, залежи или объекта разработки. Необходимость введения понятия геологической неоднородности возникла в начале 60-х годов ввиду того, что проектные показатели разработки, полученные с помощью гидродинамических моделей, отличались от фактических.

Проведение анализа разработки, выбор методов повышения нефтеотдачи и другие мероприятия с нефтяным объектом невозможны без знания его геологической неоднородности.

Следует отметить, что в специальной литературе часто применяется подразделение геологической неоднородности на микронеоднородность и макронеоднородность. При этом характеристики микронеоднородности соответствуют рассматриваемому ниже первому структурному уровню, а макронеоднородность - остальным трем структурным уровням.

При системно-структурном анализе геологическую неоднородность следует рассматривать на различных иерархических уровнях. При выделении иерархических структур терригенных нефтяных пластов будем придерживаться системы, состоящей из четырех структурных уровней (рис. 18):

I - уровень элементарного объема породы с оценкой минерального состава скелета и количества цементирующего вещества;

II - уровень геологических тел, сложенных единым литологическим типом пород, в данном случае уровень песчаных пропластков;

III - уровень геологических тел, представляющих систему гидродинамически связанных пропластков;

-86-


Ш

-r. л

Глинистый цемент'

Рис.18. Схема выделения структурных уровней геологической неоднородности

IV-уровень геологических тел, представляющих систему гидродинамически несвязанных пластов, каждый из которых в общем случае представляет систему гидродинамически связанных пропластков. I иерархический уровень. На первом иерархическом уровне (см. рис.18) на образце породы в лабораторных условиях исследуют минеральный состав породы-коллектора, состав и структуру цемента, распределение диаметра поровых каналов, пористость (т), нефтенасыщенность (|3) и проницаемость (^пр)

коллектора.

Получаемые на I иерархическом уровне характеристики обусловливают поведение породы при разработке, особенно с применением заводнения, поведение характеристик фазовой проницаемости и коэффициента вытеснения. Полученные данные позволяют получить представление о потенциальной величине нефтеотдачи породы-коллектора, достижение которой при разработке будет в значительной мере зависеть от сложности объекта на следующих иерархических уровнях.

Замеренные в лабораторных условиях значения пористости, нефтенасыщенности и проницаемости являются случайными дискретными величинами.

Статистическая обработка полученных материалов позволяет достаточно объективно оценить различие в геологической неоднородности пластов или залежей на I иерархическом уровне.

Наиболее часто используются следующие статистические характеристики:

1) среднее значение или математическое ожидание случайной величины:

М[х]=, -^-x,-Pi, (4.6)

г-1

где М[х] - математическое ожидание случайной величины;

количество выделяемых классов случайных величин от г=1 до п;

х, - среднее значение случайной величины г-го класса; Р, -вероятность встречи случайной величины i-го класса;

-87-


2) дисперсия случайной величины Dy:

D^ = M[(xi -М[хУ]= -i- (Xi -МИ)2 Р, (4.7) i=l

3) среднеквадратичное отклонение случайной величины ст:


(4.8) (4.9)

a =^D(x);

4) коэффициент вариации случайной величины W:




Поделиться с друзьями:


Дата добавления: 2014-12-27; Просмотров: 955; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!


Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет



studopedia.su - Студопедия (2013 - 2024) год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! Последнее добавление




Генерация страницы за: 0.063 сек.