ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 15

 

  Главная      Учебники - Разные     ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - 1970 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  13  14  15  16   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 15

 

 

газ   при   минимальном   давлении,   обеспечивающем   наименьшую   поддающуюся

определению   скорость   течения   флюида;   если   давление   вызовет   турбулентное   течение

флюида в породе, измерения будут чреваты серьезными погрешностями. Чаще всего в

качестве   эталона   используют   воздух,   поскольку   он   слабо   или   вообще   не   реагирует   с

веществом   породы   и   не   вызывает   каких-либо   систематических   изменений   ее

проницаемости².   Кроме   того,   измерения   проницаемости   пород   с   применением   воздуха

легко сравнимы между собой. Установлено, однако, что воздухопроницаемость образца

породы-коллектора в лабораторных условиях не всегда соответствует ее проницаемости в

отношении   нефти,   газа   и   минерализованной   воды   в   пластовых   условиях.   Повышение

значений   проницаемости   при   определении   ее   с   помощью   воздуха   по   отношению   к

проницаемости,   измеренной   с   помощью   пластовых   флюидов,   вызывают   следующие

факторы:

¹В СССР в качестве стандартных для определения проницаемости приняты следующие

размеры образцов: диаметр 3 см, длина 5 см. - Прим. ред.

²Еще лучше применять нейтральный азот. - Прим. ред.

Перед   проведением   измерений   проницаемости   образец   породы   высушивается   и

полностью   освобождается   от   присутствующих   в   нем   газа,   нефти   и   воды.   Поскольку

коллекторы   в   большинстве   своем   гидрофильны   (т.е.   каждая   частица   породы

обволакивается тонкой пленкой пластовой воды), воздухопроницаемость сухого образца

будет отличаться от газо- и нефтепроницаемости смоченного водой образца.

1.

Породы-коллекторы   почти   всегда   содержат   некоторое   количество

глинистых  минералов, многие из которых химически неустойчивы. Некоторые из них,

особенно   монтмориллонит,   поглощают   воду   и   разбухают   (причем   степень   разбухания

зависит от свойств воды). В связи с тем что при лабораторной обработке вода из образцов

пород удаляется, глинистые минералы могут либо лишиться содержащейся в них воды,

либо и вовсе распасться на более мелкие частицы, а любое из этих изменений глинистых

минералов   отражается   на   результатах   измерения   проницаемости   пород.   Коллоидный

глинистый материал породы-коллектора после сушки и очистки образца от нефти может

утратить связанность и стать рыхлым. Поэтому он может забить мелкие поры породы; во

всяком   случае,   структура   порового   пространства   изменится   по   сравнению   с   ее

характеристикой в пластовых условиях.

Если   планируется   заполнение   коллекторов   водой,   как,   например,   в   случае

заводнения   при   применении   методов   вторичной   разработки,   желательно   провести

специальные   измерения   проницаемости   пород   с   использованием   той   же   самой   воды,

которую   предполагается   закачивать   в   пласт.   Полученные   при   этом   значения   будут

отражать  водопроницаемость  пород,   которая   обычно   ниже   их   воздухопроницаемости.

Эффективность и успешность работ по вторичной добыче нефти с нагнетанием воды в

пласт в целях вытеснения или вымывания нефти из пор зависит в большой степени от

свойств применяемой» воды, которая не должна вызывать разбухания глинистых частиц в

породе.

3.

Неполное   высушивание   керна   может   быть   причиной   частичного   захвата

породой   воздуха   (эффект   Жамэна).   Поэтому   сопротивление   фильтрации   значительно

возрастает,   когда   в   капиллярных   каналах   газовые   пузырьки   будут   перемешиваться   с

капельками жидкости, например, пузырьки воздуха и капельки воды или пузырьки газа и

капельки   нефти   [9].   В   связи   с   этим,   если   при   определении   проницаемости   пород

применяется жидкость, весь газ и воздух должны быть удалены из исследуемого образца с

особой   тщательностью;   в   противном   случае   значения   проницаемости   будут   сильно

занижены.

4.

Проницаемость не зависит от типа флюида, фильтрующегося через породу,

так же как и от величины перепада давления. Однако газопроницаемость пород выше их

проницаемости   для   жидкостей,   что,   вероятно,   в   значительной   мере   объясняется

проскальзыванием   пузырьков   газа   вдоль   стенок   сообщающихся   пустот   (чего   не

отмечается для жидкостей). С ростом давления уменьшается объем воздуха или любого

другого   газа,   испольуемых   для   измерения   проницаемости   и,   следовательно,   сильно

уменьшается редний свободный пробег газовых молекул, пока при достаточно высоких

давлениях газ не становится почти тождественным жидкости. Для определения поправки

на   это   различие   между   воздухом   и   жидкостью  Клинкенберг  предложил   специальную

шкалу   [10].   Она   основана   на   представлении   о   том,   что   газопроницаемость   является

функцией среднего свободного про газовых молекул, т.е. газопроницаемость зависит от

таких факторов, ратура. давление и состав газа. Давление является наиболее главным из

них.   Низкое   давление   обусловливает   максимальную   величину   среднего   свободного

пробега   молекул   и,   кроме   того,   наибольшую   их   к   проскальзыванию.   Поправку   на

проницаемость Клинкенберг по определить путем измерения воздухопроницаемости при

нескольких   различных   значениях   давления   и   экстраполяции   получаемой   кривой   до

бесконечно   высокого   давления,   при   котором   воздухопроницаемость   приближается   к

проницаемости   для   жидкостей.   Проницаемость   по   Клинкенбергу,   эквивалентная

воздухопроницаемости, в «плотных» песках (проницаемость менее 1 миллидарси) может

возрасти на 100 %: эта поправка приближается к нулю для пород высокой проницаемости.

Таким   образом,   поправочный   коэффициент   проницаемости   Клинкенберга   применяется

для определения ошибки измерения, которая возникает в результате проскальзывания газа

низкого   давления   при   его   использовании.   Эта   зависимость   на   бумаге   с   двойной

логарифмической сеткой выражается прямой линией.

Обычно   проницаемость   измеряется   в   направлении,   параллельном   поверхностям

напластования   породы-коллектора.   По   направлению   этой  горизонтальной,  или

латеральной,  проницаемости  и происходит основная фильтрация флюидов в скважину.

Часто   измеряют   также   проницаемость   в   направлении,   поперечном   по   отношению   к

поверхностям напластования, или вертикальную проницаемость, которая обычно меньше

горизонтальной

1

. Высокая проницаемость поперек слоистости может явиться причиной

просачивания   воды   снизу   или   проскальзывания   газа   сверху   вниз;   в   результате   этого

изменяется   относительная   насыщенность   пласта   у   ствола   скважины,   что   отрицательно

сказывается на ее продуктивности.

Причиной   более   высокой   горизонтальной   проницаемости   по   отношению   к

вертикальной   является   в   значительной   степени   характер   расположения   и   упаковки

слагающих   породу   частиц,   который   возникает   в   процессе   седиментации.   Поскольку

плоские   зерна   стремятся   располагаться   и   перекрывать   друг   друга   параллельно

поверхностям наслоения, растворы наиболее свободно движутся в этом направлении, и,

растворяя   минеральные   частицы   породы,   эти   жидкости   повышают   горизонтальную

проницаемость   породы.   Незначительные   отдельности   внутри   пласта   и   слоистость,

связанная   с   изменениями   размера   частиц,   гораздо   чаще   располагаются   параллельно

наслоению,   чем   поперек   его,   так   что   эти   явления   также   способствуют   увеличению

горизонтальной проницаемости по сравнению с вертикальной. Следует отметить, что те

значения, которые мы получаем обычно при лабораторных исследованиях, характеризуют

именно проницаемость параллельно напластованию. Однако, если пласт-коллектор имеет

крутое или вертикальное падение, направление повышенной проницаемости может быть

почти параллельным стволу скважины.

Высокая вертикальная проницаемость связана в основном с наличием трещин и

процессами растворения вдоль них, а также с существованием поверхностей отдельности,

ориентированных   поперек   слоистости.   Она   чаще   всего   встречается   в   карбонатных   и

других   хрупких   породах,   а   также   свойственна   кластическим   породам   с   высоким

содержанием   растворимого   материала.   Ее   можно   обнаружить,   кроме   того,   в   неплотно

упакованных или несцементированных песчаных породах.

Если   отобрано   и   исследовано   достаточное   количество   керна,   с  помощью   стандартных

лабораторных   методов   можно   получить   все   необходимые   сведения   о   проницаемости

пород, причем точность измерений будет удовлетворять требованиям, возникающим при

решении   самых   различных   задач   -   геологических,   технологических   и   промысловых.

Полевые методы определения проницаемости, хотя и уступают в точности лабораторным,

все же чрезвычайно полезны, а часто предоставляют единственно возможные данные о

проницаемости тех или иных пород.

¹Отождествлять проницаемость вдоль слоистости с горизонтальной можно лишь в случае

небольших углов падения пород. - Прим. ред.

1.

Если во вскрытом пласте содержится так много свободной воды, что она

начинает   поступать   в   ствол   скважины,   разжижая   буровой   раствор   при   вращательном

бурении или частично заполняя скважину при канатном, это указывает на то, что пласт

проницаем.  Скорость,  с  которой вода поступает  в ствол скважины  канатного  бурения,

дает   даже   лучшее   представление   об   общей   проницаемости   вскрываемых   пород,   чем

лабораторное исследование керна.

2.

При   вращательном   бурении   глинистый   раствор   закачивают   в   ствол

скважины по квадратной бурильной трубе, и через коронку долота он поступает к забою, а

затем   вместе  с  шламом   вновь  выносится   на  поверхность  по   кольцевому  пространству

между бурильной трубой и стенкой скважины. Если глинистый раствор не возвращается к

устью   скважины   или   выносится   не   полностью,   говорят   о  потере   его   циркуляции  в

скважине. Это означает, что раствор уходит из ствола скважины в пласт, который должен

обладать   высокой   проницаемостью   и   давлением,   меньшим   по   сравнению   с

гидростатическим давлением бурового раствора в скважине.

3.

Внезапное увеличение скорости проходки указывает на вскрытие скважиной

менее   твердых   пород;   это   может   означать,   что   долото   вошло   в   пласт,   обладающий

высокой пористостью, а возможно, и проницаемостью.

4.

Одним   из   лучших   способов   измерения   общей,   или   суммарной,

проницаемости пласта являются испытания его продуктивности, при которых выясняется

зависимость между производительностью скважины и снижением давления на забое. Если

проницаемость  пород  высока,   то  скорость  снижения   давления  на   забое   скважины   при

увеличении   скорости   добычи   будет   незначительной,   при   низкой   же   проницаемости

снижение   забойного   давления   с   увеличением   скорости   добычи   будет   гораздо   более

интенсивным. Весьма показательна также скорость восстановления пластового давления

после   проведения   испытаний,   ибо   она   позволяет   судить   об   объеме   системы   потом.

является   ли   система   изолированной   или   открытой.   Испытания  пласта  при   полностью

открытых   задвижках   скважины   с   целью   определения   свободного   дебита   являются

стандартной процедурой, когда для точных подсчетов запасов нефти и газа в пласте и его

отдачи   наряду   с   учетом   метода  завершения  скважины   бурением   требуется   знание   его

флюидопроницаемости

5.

Можно  составить   профиль   проницаемости   коллектора   с   помощью

электрозонда   [10]   –   прибора   для   для   определения   в   стволе   скважины   положения

поверхности   раздела   между   двумя   жидкостями,   характеризующимися   различной

электропроводностью.   В   скважину   нагнетают   соленую   воду   до   полного  перекрытия

коллекторского   пласта.   Затем   она   проталкивается  в   пласт   закачиваемой   в   скважину

нефтью.  Скорость   снижения   раздела   между   нефтью   и   соленой   водой   фиксируется

электрозондом по мере его смещения вниз по стволу вслед за этой поверхностью раздела.

Проницаемость пород любой части разреза проницаемого пласта выражается в процентах

относительно общей проницаемости пород всего разреза в целом. 

6.

Качественная оценка  проницаемости  может быть произведена посредством

закачивания в коллектор радкоактивного глинистого раствора и последующего измерения

радкоактивности  против   коллектора   с   помощью   счетчика   Гейгера.   Высокая

радиоактивность  указывает   на   интервалы   наибольшего   проникновения  радкоактивного

раствора в пласт и фиксирует, таким образом зоны высокой проницаемости.

7.

Основываясь   на   зависимости  между   проницаемостью   пород   и   кривой   их

капиллярного давления, можно рассчитать проницаемость по шламу или обломкам керна

[13] (см. также стр. 421-427: Капиллярное давление).

Эффективная и относительная проницаемость

Закон   Дарси,   которому   подчиняется   фильтрация   флюидов   в   пористой   среде,

основывается  на   допущении,  что  в  пласте  присутствует  только   один  флюид  и  что   он

полностью   насыщает   породу.   Однако   в   природе   поровое   пространство   коллектора

содержит в различных количествах газ, нефть и воду, причем каждый из этих флюидов

препятствует   течению   других.   Если   флюид   насыщает   породу   не   полностью,   как   это

обычно и наблюдается в естественных условиях, то способность породы проводить его в

присутствии   других   флюидов   называется  эффективной   проницаемостью   породы  для

данного   флюида   [14].   Эффективная   проницаемость   для   воздуха,   газа,   нефти   и   воды

обозначается соответственно как k

a

, k

g

, k

о

 и k

w

¹. Установлено, что каждое данное значение

насыщенности

2

 пласта любым из перечисленных флюидов имеет постоянную зависимость

от   эффективной   проницаемости;   если   один   из   этих   параметров   меняется,

пропорционально ему изменяется и другой. Однако эта зависимость различна для разных

пород и должна быть определена экспериментальным путем. На нее оказывают влияние,

очевидно,   такие   факторы,   как   разбухание   глинистых   частиц,   наличие   адсорбционных

пленок,   гидрофобных   и   гидрофильных   поверхностей,   присутствие   в   пласте   других

несмешивающихся флюидов и давление газа.

Отношение   между   эффективной   проницаемостью   для   данного   флюида   при

частичной насыщенности и проницаемостью при 100%-ной насыщенности (абсолютная

проницаемость) называется относительной проницаемостью [15]. Она обозначается как k

g

/

k,  k

о

/k  и  k

w

/k  (или как соответственно для газа, нефти и воды и колеблется от нуля при

низкой насыщенности до 1,0 при 100%-ном насыщении. Иными словами, относительная

проницаемость  - это отношение  количества  какого-либо флюида, которое  фильтруется

через породу при определенной степени насыщения и в присутствии других флюидов, к

тому его количеству, которое могло бы профильтроваться при том же градиенте давления

и   наличии   тех   же   флюидов   в   случае   100%-ной   насыщенности.   Поскольку   поровое

пространство всех природных резервуаров заполнено газом, нефтью и водой в различных

пропорциях,   относительная   проницаемость   породы-коллектора   для   одного   из   этих

флюидов зависит от количества (насыщения) и природы других присутствующих в пласте

флюидов.   При   исследованиях   коллекторских   свойств   пород   фактически   всегда

необходимо   пользоваться   относительной   проницаемостью,   а   не   проницаемостью   для

какого-либо отдельно взятого флюида. Относительная проницаемость породы для любого

флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом, пока, наконец, при

полном насыщении не будет достигнуто максимальное значение k.

Относительную проницаемость следует определять экспериментально для каждой

породы при различных комбинациях насыщения ее отдельными флюидами. В процессе

эксплуатации   залежи   эти   соотношения   непрерывно   меняются.   На   фиг.   4-5   и   4-6   [16]

показаны типичные графики изменения относительной проницаемости, в основных чертах

отражающие характер этого явления. Из фиг. 4-5 видно, что порода непроницаема для

нефти, пока ее нефтенасыщенность не станет равной 30% или превысит эту цифру.

¹Предлагается (API RP № 27, р. 4) стандартизировать символизацию записи эффективной

проницаемости. Так,  k

0

  (

60, 13

) должно означать эффективную проницаемость среды для нефти (в

миллидарси или дарси) при ее нефтенасыщенности, равной 60%, водонасыщенности. равной 13%,
и газонасыщенности, составляющей 27%. Концентрация газа устанавливается по разности между
100%-ной   насыщенностью   среды   и   суммарной   концентрацией   воды   и   нефти.   Тогда  k

w

  (

50

,  

40

)

означает эффективную проницаемость среды для воды при 50%-ной нефтенасыщенности, 40%-
ной водонасыщенности, 10%-ной газонасыщенности.

²Насыщенность определяется отношением объема флюида в породе к общему объему пор.

Причина такого явления заключается в том, что нефть сначала преимущественно

смачивает поверхности минеральных частиц породы; она прилипает к ним, заполняя при

этом   наиболее   мелкие   пустоты   (см.   также   стр.   416-421,   где   рассматривается

смачиваемость   пород,  капиллярное   давление).   В   этот   период,   когда   относительная

газопроницаемость породы колеблется в пределах 1,0-0,63, газ

Фиг.   4-5.   Типичная   зависимость   относительной   проницаемости   от   изменений

насыщенности пород газом и нефтью.

перемещается свободно. Другими словами, пока нефтенасыщенность породы не достигнет

30 %, а ее газонасыщенность колеблется между 100 и 70 %, только газ может проходить

через породу. В точке пересечения кривых

Фиг.   4-6.   Типичная   зависимость   относительной   проницаемости   от   изменений

насыщенности пород водой и нефтью.

относительная проницаемость одинакова для газа и нефти, и оба эти флюида фильтруются

через породу в равной степени хорошо. Выше этой точки нефтенасыщенность достигает

100 %, и относительная проницаемость породы для нефти возрастает до 1,0 (величина,

отражающая к породы). При этом газонасыщенность породы снижается до нуля.

Диаграмма, приведенная на фиг. 4-6, отличается от только что описанной тем, что

смачивающей жидкостью здесь является не нефть, а вода. Во всех пустотах породы всегда

содержится некоторое количество остаточной воды; однако, как следует из диаграммы,

вода не начинает просачиваться сквозь породу, пока водонасыщенность не превысит 20%.

При низкой водонасыщенности вода находится в породе в связанном или «погребенном»

состоянии, при этом она преимущественно смачивает поверхности минеральных частиц

породы и заполняет более мелкие поры (о связанной и погребенной воде см. на стр. 149-

153: глава 5, классификация вод нефтяных месторождений,  А.Ф.). По мере возрастания

водонасыщенности от 5 до 20 % нефтенасыщенность породы снижается от 95 до 80 %.

Вплоть до этого момента порода пропускает только нефть и совершенно непроницаема

для   воды.   В   точке   пересечения   кривых   при   56 %-ной   водо-   и   44 %-ной

нефтенасыщенности   относительная   проницаемость   породы   равнозначна   для   обеих

жидкостей, и обе они одинаково хорошо проходят через породу. Когда водонасыщенность

превосходит   этот   уровень,   вода   начинает   фильтроваться   более   свободно,   а

нефтенасыщенность постепенно снижается; примерно при 10 %-ной нефтенасыщенности

нефть   прекращает   движение,   иначе   говоря,   порода   в   этом   случае   становится

непроницаемой для нефти и через нее может фильтроваться только вода.

Соотношения, отраженные на приведенных диаграммах (фиг. 4-5 и 4-6), широко

используются   при   решении   задач,   связанных   с   движением   флюидов   в   проницаемых

породах. Вероятно, наиболее важным аспектом их применения в геологии нефти и газа

является   вывод   о   том,   что   для   начала   движения   в   породе   несмачивающего   флюида

необходима, по крайней мере, 5- 10 %-ная насыщенность, а для смачивающих жидкостей

она   должна   составлять   не   менее   20-40 %.   Это   означает,   что   для   нефти   и   газа   (как

несмачивающих флюидов) должно быть достигнуто насыщение порового пространства

минимум   в   5-10 %,   прежде   чем   они   смогут   начать   перемещаться   в   водонасыщенной

породе   и   скапливаться   в   залежи   (при   условии,   конечно,   что   эти   закономерности,

установленные  лабораторным путем и на протяжении  времени существования залежей

нефти и газа, можно экстраполировать на процессы, длительность которых исчисляется

геологическим временем). Кроме того, приведенные диаграммы позволяют сделать вывод,

что   в   каждой   нефтяной   залежи   породы   характеризуются   остаточной

нефтенасыщенностью, равной 5-10 %, и это количество нефти нельзя извлечь обычными

методами   эксплуатации.   Эти   вопросы   будут   рассмотрены   более   подробно   ниже,   при

описании процессов миграции и аккумуляции углеводородов (глава 12).

Классификация и происхождение порового пространства

Различают два основных типа порового пространства осадочных пород: первичную,

или межзерновуюпористость и вторичную, или промежуточную [17].

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  13  14  15  16   ..