ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 19

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  17  18  19  20   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 19

 

 

Фиг. 4-15. График, показывающий возрастание плотности продуктивных пород с

увеличением глубины их залегания на месторождении Гарбер, Оклахома (Athу, Problems
of Petroleum Geology, Am. Assoc. Petrol. Geol., p. 815, Fig. 1, 1934).

нагрузки   вышележащих   пород,   которая   вызывает   еще   большее   неупругое   уплотнение

частиц,   никогда   не   восстанавливает   полностью   при   снятии   давления   своей   исходной

мощности. Какой величины может достигать упругое сжатие пород и каково количество

энергии, которое может накопиться в них при этом,- это вопросы, относительно которых

мнения исследователей разделились; конкретные же данные весьма скудны.

Мейнцер   [78]   рассматривал   упругое   сжатие   водоносных   горизонтов   в   качестве

источника   энергии,   вызывающей   артезианское   истечение   в   некоторых   скважинах.   Его

доказательства   базировались   на   том,   что   вес   столба   воды   между   пьезометрической

поверхностью   и   водоносным   горизонтом   меньше   веса   соответствующих   по   мощности

покрывающих пород. Давление воды внутри водоносного пласта распределяется по всем

направлениям   и   помогает   выдерживать   вес   перекрывающих   его   пород.   Обычно   при

отборе   воды   из   водоносного   пласта   пьезометрическая   поверхность   снижается,   однако

Мейнцер считал, что падение направленного вверх гидростатического давления в пласте

компенсируется опусканием перекрывающих пород. Другими словами, соприкасающиеся

зерна   в   этом   случае   принимают   на   себя   большую   часть   давления,   чем   тогда,   когда

давление воды было выше. По мере повышения давления нагрузки  зерна  испытывают

упругое сжатие, и, вероятно, они вновь увеличились бы в объеме, если бы упало горное

давление.   Сжатие   сокращает   объем   порового   пространства,   повышает   давление   на

флюиды   и   заставляет   воду   двигаться   к   поверхности   в   фонтанирующих   артезианских

скважинах. Но отличить сжатие твердой фазы пород-коллекторов от сжатия пластовых

флюидов,   таких,   как   воздух,   газ   и   вода,   очень   трудно,   поскольку   оба   этих   эффекта

одинаково сказываются на дебите флюидов в скважинах. Концепция сплошной флюидной

фазы,   распространяющейся   от   уровня   грунтовых   вод   до   очень   больших   глубин   и

способной   передавать   давление   в   соответствии   с   определенным   градиентом

гидростатического   давления,   является   в   большинстве   случаев   наиболее   простым   и

реальным объяснением природы подземного гидростатического давления. Более того, по

сравнению со сжатием различных флюидов влияние, оказываемое на движение пластовых

флюидов упругим сжатием пород, ничтожно.

Те же представления были использованы Джилули и Грантом [791 в их попытке

объяснить проседание грунтов в районе Лонг-Бича, Калифорния. Они предполагали, что

падение   пластового   давления   флюидов   в   результате   отбора   нефти   было   вполне

достаточным,   чтобы   вызвать   соответствующее   увеличение   эффективной   нагрузки   от

перекрывающих пород. Дополнительная нагрузка на песчаные зерна обусловила упругое

сжатие песчаной породы, которое привело к сокращению объема последней и проседанию

всей перекрывающей ее толщи до самой поверхности

2

.

Одна из проблем, связанных со сжатием песчаников, заключается в установлении

различия между воздействием на них пластического и упругого сжатия. Можно ожидать,

что оба эти процесса происходят одновременно в обычном песчанике или граувакке,

¹Пьезометрической называется поверхность, соединяющая наивысшие точки, до которых

поднимается в скважиных вода из единого водоносного горизонта. Пьезометрическая поверхность
является эквивалентом потенциометрической поверхности в том случае, если вода везде имеет
постоянную   плотность   и   если   последняя   используется   для   расчета   потенциометрической
поверхности (см. стр. 374-376).

²Подобные   проседания,   иногда   сопровождаемые   небольшими   землетрясениями,

наблюдались в районе Апшеронского полуострова. - Прим. ред.

содержащих то или иное количество глин и других пластичных материалов; тем не менее

определить относительное влияние каждого из них на погребенные породы-коллекторы

практически невозможно. Низкая сжимаемость кварцитов и песчаников [80] приводит к

выводу,   что   уплотнение,   испытываемое   обломочными   породами-коллекторами,

обусловливается   больше   пластическим   сжатием,   чем   упругим.   Аналогичным   образом

легкость, с которой карбонатные минералы и породы перекристаллизуются и заполняют

все   имеющиеся   поры,   заставляет   предполагать,   что   большинство   карбонатных   пород

испытывает скорее пластическое, чем упругое сжатие

1

.

Связь между пористостью и проницаемостью

Количественная зависимость между пористостью и проницаемостью весьма 

Фиг. 4-16. Зависимость меду пористостью и проницаемостью в двух коллекторах:

песчанике Верхний Уилкокс (эоцен) в Мерси, Техас (слева), и мелкозернистом песчанике
Накаточ (верхний мел) в Белвью, Луизиана (справа) (Archie, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol.,
34,  p.   945,  Fig.   1).  Наблюдается   общее   увеличение   проницаемости   с   увеличением
пористости

изменчива   и   трудно   поддается   определению   [81].   Помимо   общеизвестного   факта,   что

проницаемая  порода должна быть также  и пористой,  между двумя ее свойствами,  по-

видимому,   нет   более   тесной   связи   (фиг.   4-16).   Было   произведено   множество   замеров

пористости   и   проницаемости   песчаников   Брадфорд   (нижний   девон),   Пенсильвания,

которые   в   силу   своей   равномерной   мелкозернистости,   казалось,   должны   бы   были

характеризоваться достаточно постоянной зависимостью между этими параметрами, если

она вообще существует. Однако, как видно из фиг. 4-17, даже в этих породах наблюдается

лишь  самая  общая   связь  менаду  ними  [82].  Влияние  трещиноватости  на  пористость   и

проницаемость известняков и доломитов, установленное в результате обобщения данных

нескольких   сотен   измерений,   показано   на   фиг.   4-18.   Линия  К

90°

  (проницаемость

перпендикулярно к системе трещин) отражает связь с первичной

¹Изучение   упругого   сжатия   коллекторов   очень   важно   для   правильной   интерпретации

лабораторных   данных   по   определению   проницаемости.   Дело   в   том,   что   проницаемость,
полученная вследствие снятия давления, в лабораторных условиях может быть в два раза выше
истинной проницаемости, которой обладают породы на глубине. - Прим. ред.

Фиг.  4-17.  Значения   пористости  и  проницаемости   для  500  образцов  песчаников

Брадфорд (нижний девон) из месторождения Брадфорд в северо-западной Пенсильвании
(Ryder, World Oil, p. 174, 1948).

Все   образцы   представляют   собой   колонки   керна   длиной   в   1  фут,   отобранные   из   29

скважин,   сосредоточенных   на   небольшой   площади.   Считается,   что   песчаник   Брадфорд
характеризуется   эднородным   строением,   и   на   графике,   несмотря   на   общее   увеличение
проницаемости   с   увеличением   пористости,   наблюдается   широкий   разброс   точек,
свидетельствующий   об   отсутствии   тесной   связи   между   пористостью   и   проницаемостью.   Так,
любому   значению   проницаемости   соответствуют   различные   значения   пористости   (от   6   до   10
значений).

пористостью   и   кавернозной   пористостью;   линия  К

макс

  отражает   максимальную

проницаемость   пород   в   направлении,   параллельном   системе   трещин.   Проницаемость

нетрещиноватых   доломитов   возрастает   в   обоих   направлениях   в   соответствии   с

увеличением пористости. В то время как пористость является безразмерной величиной,

проницаемость в соответствующих единицах измерения отражает сопротивлениепо роды

прохождению через нее гомогенного флюида. Теоретически проницаемость может быть

увязана с характером структуры горной породы согласно уравнению [83]

где  К  -  проницаемость, 2  -  коэффициент пористости,  S  - удельная поверхность твердой

минеральной массы. S является также удельной поверхностью пор и равна поверхности

Фиг.   4-18.   Зависимость   между   проницаемостью   и   пористостью   в   палеозойских

породах-коллекторах   западного   Техаса,   представленных   известняками   и   доломитами
(Кеllon, О. and G. Journ., 24, p. 119, 1949). К

макс

 проходит параллельно системе трещин, а

К

90

° - под прямым углом к ней. Поле между линиями К

макс 

и К

90°

 (заштриховано) отражает

объем и распределение вторичной пористости, связанной с трещинами и кавернами.

твердой фазы, содержащейся в 1 см³ породы. Приведенное уравнение предполагает, что с

увеличением   пористости   и   соответствующим   уменьшением   удельной   поверхности   пор

возрастает   проницаемость.   С   уменьшением   размера   отдельных   пор   увеличивается   их

удельная поверхность и, следовательно, уменьшается проницаемость.

Искусственные,   или   создаваемые   человеком,   пористость  и  проницаемость¹.   В

настоящее   время   разработаны   различные   методы   создания   или   увеличения   порового

пространства   и   проницаемости   пород.   Раньше   других   был   предложен   метод

торпедирования скважин, т.е. взрывание в скважине против природного резервуара заряда

нитроглицерина.   Возникновение   в   результате   этого   трещин   в   природном   резервуаре

увеличивает   эффективный   радиус   ствола   скважины,   повышает   пористость   и

проницаемость   окружающих   ее   пород   и   соответственно   усиливает   приток   в  скважину

нефти и газа. Действие взрыва меняется в зависимости от типа пород и в значительной

мере   определяется   тем,   делает   ли   взрыв   упаковку   частиц   породы   более   плотной   пли

создает   в   ней   трещиноватость.   Нагнетание   в   породу-коллектор   кислот   под   давлением

называется  кислотной   обработкой  [84].   Кислота   проникает   в   коллектор   по   системе

сообщающихся   пор   и   растворяет   растворимые   в   ней   вещества,   тем   самым   повышая

проницаемость   и   пористость.   В   результате   кислотной   обработки   особенно   возрастает

проницаемость   природных   резервуаров,   сложенных   известняками,   но   и   некоторые

природные резервуары, представленные песчаниками с карбонатным или каким-либо

¹Такие коллекторы можно назвать техноколлекторами. - Прим. ред.

иным растворимым в кислотах цементом, дают при этом значительный прирост дебитов

нефти   и   газа.   Разработаны   также   различные   методы   гидравлического   разрыва,

заключающиеся в нагнетании в поры коллектора под очень высоким давлением жидкости,

содержащей  песчаные зерна  [85]. При снижении давления жидкость уходит из пласта,

оставляя   в   образовавшихся   трещинах   зерна   песка,   не   дающие   трещинам   вновь

сомкнуться. Эти методы известны в практике под различными узкопрофессиональными

названиями: гидроразрыв, разрыв пласта и. т.д. При гидравлическом разрыве, особенно в

тех   пластах,   где   сохранялось   начальное   пластовое   давление,   часто   наблюдалось

исключительно высокое увеличение дебитов нефти и газа

1

.

Заключение

Эффективная пористость и проницаемость представляют собой основные свойства

пород-коллекторов.   Эффективная   пористость   обеспечивает   пространство,   в   котором

происходит скопление нефти и газа, а проницаемость способствует их миграции в породе.

Инженеры-промысловики и сотрудники лабораторий достигли больших успехов в

понимании факторов, влияющих на пористость пород-коллекторов, особенно в выяснении

роли глинистых частиц, действия различных пластовых вод и петрофизических свойств

пустот различных типов. Собрана масса детальных количественных данных о пористости

и   проницаемости   отдельных   природных   резервуаров,   влиянии   каждого   из   этих

параметров   на   дебиты   нефти   и   газа   и   взаимосвязи   порового   пространства   с

содержащимися   в  нем   флюидами.   Однако   предстоит   еще   многое   изучить,   особенно   в

отношении совершенствования методов извлечения нефти из пород с чрезвычайно низкой

пористостью и проницаемостью, влияния размеров зерен на пористость и проницаемость

и связи различных видов пористости и проницаемости с обстановкой накопления осадков.

Все это поможет лучше понять условия, существующие на глубинах, и повысить точность

прогнозирования перспектив нефтегазоносности.

¹В   карбонатных   коллекторах   эффективным   является   применение   гидрокислотного

разрыва,   под   действием   которого   наряду   с   образованием   трещин   и   увеличением   степени  II
раскрытия происходит и растворение отдельных компонентов породы. - Прим. ред.

Цитированная литература

1.

Аrсhie G.E., Introduction to Petrophysics of Reservoir Rock, Bull. Am. Assoc.

Petrol. Geol., 34, pp. 943-961, 1950.

2.

Krynine   P.D.,   Petrologic   Aspects   of   Prospecting   for   Deep   Oil   Horizons   in

Pennsylvania, Prod. Monthly, 12, pp. 28-33, 1948.

3.

Jоnes   P.J.,   Petroleum   Production,   1,   Mechanics   of   Production,   Reinhold

Publishing Corp., New York, pp. 13-15, 1946.

4.

Melсher A.F., Determination of Pore Space of Oil and Gas Sands, Trans. Am.

Inst. Min. Met. Engrs., 65, pp. 469-489, 1921. (Мелчер - пионер изучения пористости, и это

его первая опубликованная работа по данной проблеме.)

Pirson S.J., Elements of Oil Reservoir Engineering, McGraw-Hill Book Co., New York,

pp. 20-34, 1950.

Pollard   T.A.,   Reichertz   P.P.,   Core-Analysis   Practices   -   Basic   Methods   and   New

Developments, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 36, pp. 230-252, 1952.

5.

Кrуnine P.D., Reservoir Petrography of Sandstones, U.S. Geol. Surv., Oil and Gas

Investig., May OM 126, Geology of the Arctic Slope of Alaska (3 sheets), from sheet 2.

6.

Darсу Н., Fontaines publiques de la ville de Dijon, Victor Dalmont, Paris, 1856.

7.

American   Petroleum   Institute,   New   York   and   Dallas,   Texas,   Recommended

Practice for Determining Permeability of Porous Media API RP № 27, 27 p., 1952.

5.

Muskat M., Physical Principles of Oil Production, McGraw-Hill Book Co., New

York, pp. 123-149, 1949.

Пропуск стр. 138-141.

Глава 5 Пластовые флюиды-вода, нефть, газ

Флюиды,   содержащиеся   в   природных   резервуарах:   источники

информации;   распределение   флюидов;   межфлюидные   контакты.   Вода:
классификация;   характеристика;   соленые   воды   в   нефтяных   месторождениях.
Нефть: измерения; химические свойства; физические свойства. Газ: измерения;
состав; примеси.

Природный резервуар представляет собой ту часть пласта или группы пластов,

которая содержит залежь нефти и газа. В предыдущих главах мы рассмотрели породу-

коллектор,   ее   поровое   пространство   и   заполняющие   это   пространство   пластовые

флюиды: воду, нефть и газ. За исключением небольших объемов, занятых залежами

нефти и газа (нефтегазовые резервуары), почти все поровое пространство проницаемых

пород,   слагающих   верхнюю   часть   земной   коры   мощностью   в   несколько   миль,

заполнено водой. Нефть и газ залегают как бы в водной среде; они используют пути

движения воды при миграции к местам скопления в залежи, причем залежи обычно

отделяются   от   окружающих   стенок   резервуара   водной   пленкой.   Поэтому   геологи-

нефтяники проявляют большой интерес к пластовым водам, хотя основной их целью

являются поиски нефти и газа. В этой главе мы рассмотрим все пластовые флюиды -

воду, нефть и газ - в условиях их залегания в нефтяных и газовых залежах. Пребывание

углеводородов   в   рассеянном   состоянии,   их   миграция   и   аккумуляция   в   залежи,   т.е

условия существования углеводородов до скопления в залежи, будут освещены ниже, в

гл. 12.

Флюиды, содержащиеся в природных резервуарах

Флюиды,   входящие   в   состав   газовой   залежи,   представлены   газом   и   водой,

нефтяная же залежь включает нефть, газ и воду. Каждый из этих флюидов встречается

в   различных   пропорциях,   достигая   различной   степени   насыщения   и   может   широко

варьировать   в   составе   и   физических   свойствах   от   залежи   к   залежи.   Более   того,

физические   свойства   пластовых   флюидов   при   высоких   температурах   и   давлениях,

которые   наблюдаются   в   глубоко   погруженных   резервуарах,   сильно   отличаются   от

свойств   тех   же   флюидов   после   извлечения   их   из   недр   или   от   свойств   химически

подобных   флюидов   в   природных   резервуарах,   залегающих   ближе   к   дневной

поверхности.   Основные   физические   свойства   нефти   и   газа   -   их   относительная

несмешиваемость  с водой и более  низкая,  чем у воды, плотность,  позволяющая  им

всплывать в воде. Геология нефти и газа - это по существу геология флюидов.

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  17  18  19  20   ..