Особенности строения терригенных и карбонатных коллекторов

Единицы измерения – м 2, следовательно, физический смысл проницаемости – это площадь поперечного сечения каналов через которые происходит фильтрация жидкости или газов при перепаде давления

Фильтрационные свойства коллекторов

Проницаемость – это важнейшее свойство коллекторов при разработке, под которым понимают способность коллекторов к фильтрации – к движению в них жидкостей или газов при перепаде давления.

В коллекторах может происходить однофазная, двухфазная или трехфазная фильтрация, в зависимости от перемещения в поровом пространстве коллектора одного, двух или трех типов флюидов. При этом проницаемость для каждой из движущихся фаз будет существенно отличаться.

Для оценки проницаемости нефтегазоводосодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемости.

1. Абсолютная проницаемость - это проницаемость породы, насыщенной только одной фазой, которая инертна по отношению к данной породе. Определяется в лабораторных условиях по воздуху, газу и др. Ее величина зависит только от физических свойств г.п.

Коэффициент абсолютной проницаемости определяется из линейного закона Дарси: K пр= Q μ ∆l / F ∆p, где

Q – расход жидкости или газа через образец; μ – вязкость флюида;∆l – длина образца; F – площадь образца; ∆p– перепад давления

В практике промысловых исследований используют величину проницаемости 1 мкм² =10^{-3 м 2} =1 мД

2. Фазовая проницаемость =это проницаемость коллектора для какой –либо, насыщающей его фазы при передвижении в нем многофазной системы. Значение фазовой проницаемости зависит уже не только от свойств породы, но и от степени насыщенности пустот каждой фазой и от свойств флюидов.

3.Относительная – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Измеряется в %. Этот вид проницаемости важен при разработке залежей. Его исследуют в течение всего времени эксплуатации и строят графики зависимости относительной проницаемости и степени насыщенности пород какой либо фазой.

Рисунок:

Кривая1 – зависимость

относительной проницаемости

для пористой среды от коэф-та

водонасыщенности пустотного

пространства коллекторов

Кривая 2 –для воды

Из графиков следует, что с ростом обводненности пластов фазовая и относительная проницаемость для нефти уменьшается. Но характер изменения этих параметров для каждой залежи индивидуален. Зависимости используются при проектировании типа заводнения и анализа обводненности скважин.

Терригенный коллектор, как правило, относится к коллекторам порового типа, тогда как карбонатный, преимущественно, характеризуется пустотностью в виде микрокаверн (d до 2 мм), каверн и трещин. Это обстоятельство обусловливает совершенно разные условия фильтрации флюида в пластах терригенного и карбонатного типов и следовательно, различную систему разработки этих залежей. Приведем основные причины этих различий:

1. Условия разработки: Т. – пористые пласты толщиной от первых метров до десятков; К. – массив или пласты мощностью от десятков до сотен метров. Следовательно: Т. Пласты образуют залежи пластовые-сводовые, а К. - массивные, пластово-массивные, что требует применения разных систем разработки.

2. Структура порового пространства: Т. - диаметр пор и соединяющих их каналов близки между собой; К. - d каналов на 1-2 порядка < d каверн, следовательно, при равных значениях пористости, карбонатные коллектора имеют меньшую естественную проницаемость, что сказывается при выборе режимов работы скважин; типе заводнения.

3. Площадь удельной поверхности породы: (суммарная поверхность пустот, содержащихся в 1V образца; параметр определяет нефтегазонасыщенность, остаточную водонасыщенность коллекторов) Т. - большая удельная поверхность; К.- значительно меньше, поэтому К-т нефтегазонасыщенностикарбонатных коллекторов значительно выше, чем у аналогичных по проницаемости терригенных.

4. Неоднородность коллекторов: Т. - более выдержаны по составу, пористости, проницаемости, а значит по продуктивности; К. - характеризуются изменяющимся типом пустотности и широким диапазоном проницаемости в пределах массива, поэтому процесс вытеснения идет значительно сложнее.

5. Разобщенность пластов: Т. - разобщены на пропластки по толщине и по простиранию; К. - подвержены трещиноватости – вертикальной и наклонной к слоистости, с разной степенью раскрытости трещин, следовательно невысокая проницаемость коллектора в целом, а также значительное изменение этой характеристики во всех направлениях (хотя трещины могут служить гидродинамическими каналами при фильтрации).

6. Сложность вскрытия пластов: при создании перепада давления (во вновь пробуренной скважине) с целью вызова притока из проницаемого пласта значительно ухудшает коллекторские свойства как Т., так и К. пород. В последствие, даже после очистки ПЗП в Т. коллекторах, эти явления практически необратимы, а в К.- проведение соляно-кислотных обработок позволяет не только восстановить естественную проницаемость пластов, но даже увеличить ее в радиусе несколько метров от скважины.

2. Нефтегазоводонасыщенность пород-коллекторов

Первоначально продуктивные пласты были заполнены пластовой водой. Затем, в процессе миграции, нефть и газ, имея меньшую плотность, вытесняли воду, перемещаясь в повышенные зоны пласта. Т.е., заполнение ловушек происходило согласно принципа «дифференциального улавливания» (по закону гравитации газ занимает наивысшее положение в ловушке, затем нефть, ниже – вода).

Рис.

В действительности взаиморасположение флюидов в пласте более сложное, поскольку кроме гравитационных сил, способствующих распределению флюидов в пласте согласно их плотности, в поровом пространстве действуют капиллярные поверхностно-молекулярные силы. Действие этих сил, напротив, препятствует четкому плотностному распределению флюидов в пласте и обусловливает:

во-первых, наличие переходной зоны вместо четких границ раздела флюидов

во-вторых, присутствие остаточной связанной воды

Понятие о переходной зоне-

Из-за действия в поровом пространстве коллектора капиллярных сил характер контактов – нефть-вода, газ-вода, нефть-газ представляет собой не просто горизонтальную плоскость, а имеет сложное строение. На границе нефти и воды: вода, а на границе нефти и газа – нефть под действием капиллярного давления поднимается выше уровня плотностного распределения.

Уровень подъема определяется по уравнению:

h = 2 σ cos θ / [ r g (ρ _в – ρ _н)],

где σ – поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды; θ – угол смачивания на границе нефти и воды; r – радиус капиллярной трубки

g – ускорение свободного падения ρ_в и ρ_н – плотности воды и нефти

В связи с этим, в разрезе выделяются так называемые переходные зоны между отдельными частями залежи, насыщенными различными флюидами. В переходной зоне содержание флюидов (например, нефти и воды) изменяется от максимальных значений до нуля за счет изменения от 0 до 100% фазовой проницаемости коллекторов, которая определяет подвижность каждого флюида.

Фазовая проницаемость для нефти и газа в этой зоне зависит от их объемного количественного соотношения, физико-химических свойств флюидов, и пород.

По фазовой проницаемости переходная зона делится на три части:

- Нижняя – содержащая преимущественно воду с небольшим количеством неподвижной нефти, т.е., фазовая проницаемость коллекторов для нефти → к 0, а воды к 1.

- Средняя – содержащая подвижную нефть и подвижную воду, т.е., фазовая проницаемость среды такова, что в пласте могут свободно передвигаться и нефть и вода. Причем К_н среды постепенно увеличивается, а К_в – уменьшается.

- Верхняя – содержащая подвижную нефть и неподвижную воду. При достижении критического значения К_в, фазовая проницаемость для воды становится равной 0, т.е., вода в пласте становится неподвижной и по нему перемещается только нефть - К_н близок к 1.

Схема размещения нефти, газа и воды в залежи

По характеру насыщения выделяют следующие границы залежи, связанные с 5-ю интервалами:   1- газовая шапка 2- зона перехода от г. н. 3- нефтяная залежь 4- зона перехода от н. к в. 5- водяная часть

Мощность переходной зоны зависит от литологического состава коллектора, его неоднородности, плотности флюидов. В высокопористых хорошо отсортированных песчаных коллекторах мощность переходной зоны будет минимальной (от нескольких см до десятков см, в зависимости от толщины пласта). В неоднородных карбонатных коллекторах сложного строения ее значения намного выше (до десяти метров). При этом, чем больше флюиды отличаются по плотности, тем меньше переходная зона. Также чем меньше радиус пор коллектора, тем больше мощность переходной зоны.

Понятие об остаточной связанной воде

Известно, что первоначально продуктивные пласты были заполнены пластовой водой, часть из которой оказалась очень прочно связанной с минеральной матрицей горной породы молекулярно-поверхностными (капиллярными) силами. При дальнейшей миграции нефти в эти пласты вода из пустотного пространства коллекторов вытеснялась не полностью. Часть ее в виде пленки, обволакивающей стенки открытых пор, либо в капельном виде в неэффективных изолированных пустотах содержится в пустотном пространстве коллекторов и в настоящее время. Эта оставшаяся вода носит название остаточной, связанной или реликтовой. Ее количество определяется размерами пустот. Чем меньше поры, тем больше в пласте остаточной воды. Причем, действие молекулярных сил таково, что извлечь эту воду невозможно при существующих способах добычи. Для НГПГ наиболее важна остаточная вода в открытом пустотном пространстве.

Связанной воды в коллекторе может быть от единиц % до 70%. Связанная вода в коллекторе не двигается, но определение ее объема очень важно для подсчета запасов нефти (если не учитывать объемы воды, запасы могут получиться очень завышенными). Достоверно установленными считаются следующие факты:

· чем меньше проницаемость г.п., тем больше их остаточная водонасыщенность;

· в терригенных коллекторах связанной воды больше, чем в карбонатных породах;

· с увеличением в коллекторе глинистого материала увеличивается количество связанной воды.

Наличие остаточной воды в пустотном пространстве коллектора оказывает непосредственное влияние на процессы вытеснения нефти и газа из пласта. Матрица породы (минеральный скелет) имеет разную смачиваемость из-за сложного строения и свойств поверхности слагающих ее минералов, поэтому остаточная вода по-разному взаимодействует с г.п.

1. Если остаточная вода тонкой пленкой покрывает всю поверхность пустот, то такой коллектор считается гидрофильным. Гидрофильность – свойство поверхности частиц коллектора лучше смачиваться водой, чем нефтью (при наличии обеих фаз). Коллектор считается гидрофильным, если k_в >10% (0,1ед). Процесс вытеснения в таких коллекторах идет лучше, т.к. нефть как бы скользит по пленке воды, выстилающей поверхность пор.

2. Гидрофобность – свойство поверхности частиц коллектора лучше смачиваться нефтью, чем водой. При соприкосновении нефти с такой г.п. происходят процессы адсобции – химическое взаимодействие поверхностно-активных веществ нефти с поверхностью минералов. Коллектор считается гидрофобным, если k_в <10%. Коэффициент извлечения нефти из таких коллекторов значительно меньше, вследствие значительных потерь нефти в пласте (г.п. смачивается нефтью, которая прочно удерживается молекулярными силами на поверхности минералов).

Для определения объема пор, занятых нефтью, (коэффициент нефтенасыщенности) необходимо знать количество содержащейся в пласте связанной воды. Эту величину определяют с помощью коэффициента водонасыщенности.

k_в -коэффициент водонасыщенности коллектора, содержащего нефть или газ – это отношение объема остаточной воды в открытых порах к объему открытых пор: k_в= Vост.в / Vо.п.

k_н- коэффициент нефтенасыщенности – отношение объема нефти в открытых порах к объему пор.

k_г- коэффициент газонасыщенности –аналогично

Коэффициенты связаны между собой:

· Нефтяная залежь k_н + k_в =1 (k_н = 1- k_в)

· Газонефтяная залежь k_н + k_г+ k_в =1

Коэффициенты нефте-и газонасыщенности вычисляются в % или в долях единиц и определяются с помощью коэффициента водонасыщенности (т.к., его определить проще).

Значения коэффициента водонасыщенности можно определить:

1. лабораторным путем - по керну отобранному в процессе бурения скважин, вскрытых с использованием бурового раствора на нефтяной основе;

2. косвенными методами: по зависимости проницаемости от водонасыщенности; по зависимости между капиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью;

3. по ГИС

Определение собственно коэффициентов нефте – и газонасыщенности по данным керна или ГИС обычно не дает надежных результатов, т.к., качество их определения зависит от многих технических и технологических условий. Образец, насыщенный нефтью или газом и извлеченный на поверхность не может отражать истинных пластовых показателей - при бурении скважины часть нефти из образца горной породы вытесняется фильтратом бурового раствора; газ, растворенный в нефти насыщающей образец выделяется и тоже вытесняет нефть т.д. Исследуя такой образец в лаборатории определяют не начальное нефтегазосодержание породы, а К-эт остаточной нефтенасыщенности.

По всем этим причинам удобнее определять К-эт водонасыщенности, который по ГИС определяется достаточно точно и уверенно.

Для этого определяется величина К-та удельного электрического сопротивления- Рн, как отношение удельного сопротивления нефтяного пласта и водяного, умноженное на 100 %.

Рн = r н. пл./ r в.пл. *100%

Между параметрами Рн и Кв существует закономерная связь –

Рн = 1 / Кв ⁿ, где n – равен 2, если в залежи существет двухфазная система, или 3 –если трехфазная.

Определив Кв можно определить и Кн из уравнений Кн +Кв = 1.

Дата добавления: 2014-01-04