ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 20

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  18  19  20  21   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 20

 

 

Источники информации о пластовых флюидов

Несмотря   на   то   что   флюиды,   присутствующие   в   нефтегазовых   резервуарах,

представлены   только   водой,   нефтью   и   газом,   наблюдается   почти   неограниченное

разнообразие их состава, относительного содержания и свойств в различных залежах.

Наши   знания   о   флюидах,   насыщающих   природные   резервуары,   базируются   на

косвенных   данных,   поскольку   мы   не   имеем   возможности   наблюдать   нефть   и   газ   в

пластовых   условиях.   Эти  данные   мы   получаем   благодаря   изучению:   а)   пластовых

флюидов,   содержащихся   в   керне   и   шламе;   б)   пластовых   флюидов,   встреченных   на

забое скважины (которые мы изучаем по пробам, извлеченным из скважин, либо путем

непосредственного анализа их на месте с помощью электронных и других аналогичных

приборов,   установленных   на   поверхности);   в)   поверхностных   проб,   отобранных   из

сепаратора  на устье продуктивной скважины. Кроме того, эти данные мы получаем

благодаря изучению истории разработки промышленного объекта.

Изучение   пластовых   флюидов.   Изучение   флюидов,   содержащихся   в   природных

резервуарах,   можно   производить   посредством   косвенных   методов,   например   путем   опре-

деления их воздействия на поведение кривых различных видов каротажа или на глинистый

раствор в процессе  бурения.  Существуют и методы непосредственного изучения  пластовых

флюидов,   извлекаемых   при   оттартывании   скважин   канатного   бурения   или   отбираемых   с

помощью   испытателя   пласта   и   другими   способами   взятия   проб   флюидов   с   забоя   скважин.

Пластовые   флюиды   можно   наблюдать   прямо   в   образцах   керна   и   шлама,   отбираемых   для

исследования. Например, опробование керна на содержание в нем соли (на вкус) представляет

собой   обычную   процедуру,   осуществляемую   прямо   на   месте.   Отбираются   также   забойные

пробы   флюидов,   которые   до   начала   их   исследования   в   лаборатории   хранятся   в   условиях,

аналогичных   пластовым.   Свойства   флюидов   в   пластовых  условиях  могут   быть   определены

также   путем   расчетов   или   реконструированы   на   основе   анализа   проб,   отобранных   у   устья

скважины [11].

Современная практика нефтепромысловых работ предусматривает тщательный отбор

керна всех вскрытых коллекторов из каждой скважины, поэтому керн отбирается непрерывно

или   лишь   с   очень   небольшими   пропусками   по   всему   разрезу   каждого   предположительно

нефтегазоносного пласта. После извлечения керновый материал передается в лабораторию, где

изучаются петрографический состав, пористость и проницаемость пород, а также свойства и

относительное содержание насыщающих их газа, нефти и воды [2]. Сведения, полученные при

анализе кернового материала, сравниваются с данными электрокаротажа; последние помогают

выяснить, каково содержание в продуктивной толще флюидов, сколь велика ее мощность и

объем порового пространства.

Когда   керн   извлекается   из   нефтегазоносного   пласта   на   дневную   поверхность,

температура   и   давление   в   нем   падают   до   уровня   атмосферных.   Заключенный   в   керне   газ

выделяется из раствора, расширяется, и большая часть его наряду с некоторым количеством

содержащейся в керне нефти улетучивается. Поэтому замеры содержания в породе нефти и

газа, производимые в поверхностных условиях, дают низкие значения. Однако поровая вода,

удерживаемая капиллярными силами, остается почти без изменения в поровом пространстве

керна,   хотя   может   более   или   менее   загрязниться   фильтратом   бурового   раствора.   Таким

образом,   содержание   воды  в  извлеченном   на   поверхность  керне,   видимо,   намного  ближе   к

первоначальному, чем объем нефти, не говоря уже о газе, количество которого значительно

уменьшается по сравнению с исходным.

Существует несколько методов устранения этих расхождений. Один из них заключается

в применении при разбуривании продуктивного пласта промывочного раствора не на водной, а

на   нефтяной   основе.   Такие   буровые   растворы   препятствуют   вытеснению   поровой   воды   из

керна   и   ее   загрязнению,   тем   самым   обеспечивая   большую   точность   определения   ее

процентного   содержания   в   пласте.   Поскольку   промывочный   раствор   на   нефтяной   основе

загрязняет   содержащиеся   в   керне   углеводороды,   за   их   объем   принимается   разница   между

объемами   порового   пространства   и   насыщающей   породу   воды.   Другие   методы   получения

точных   данных   о   содержании   в   породах   пластовых   флюидов   основаны   на   консервации

(насколько   это   практически   выполнимо)   пластовых   условий   в   керне   до   начала   его

исследования в лаборатории. Один из таких методов заключается в быстром замораживании

керна в приемнике  сразу же по извлечении его на дневную поверхность, благодаря чему в

керне до проведения лабораторных анализов в известных пределах сохраняется первоначальное

содержание пластовых флюидов. Второй метод предполагает отбор керна из продуктивного

пласта   при   сохранении   естественного   пластового   давления;   это   достигается   посредством

изоляции керна в колонковой трубе перед извлечением ее на поверхность. В связи с тем, что

этот метод слишком дорог, его применяют лишь в редких случаях - главным образом на ранних

стадиях   разработки   залежей.   Проведение   исследований   в   смонтированной   на   автомашине

передвижной   лаборатории,   которая   может   быть   доставлена   непосредственно   к   проходящей

испытания   скважине,   исключает   многие   пзменения   кернового   материала,   которые   могут

возникнуть при его транспортировке от скважины до стационарной лаборатории.

Количество данных о пласте, заключающем нефтяную или газовую залежь, которые мы

получаем   в   результате   анализа   керна   и   других   образцов,   отбираемых   в   скважине,   может

показаться очень большим, однако следует помнить, что диаметр скважины составляет всего 4-

8  дюймов, так что площадь ее поперечного сечения ничтожна по сравнению с территорией,

дренируемой одной скважиной, которая обычно для нефтяного месторождения достигает 10-80,

а   для   газового   160   и   более  акров.   По   этой   причине   результаты   лабораторных   измерений

содержания   флюидов,   проницаемости   и   пористости   в   небольших   кусочках   керна   могут

оказаться весьма отдаленными от средних данных для всего объема дренируемого скважиной

коллекторского пласта. Правда, погрешности измерений часто компенсируют друг друга, так

что,   используя   данные   лабораторных   исследований,   нередко   удается   с   достаточным

приближением   оценить   суммарные   извлекаемые   запасы   нефти   в   залежи   на   ранних   этапах

разработки последней.

История разработки залежи. Многочисленные данные о содержащихся в пористых

породах   флюидах  можно  получить   при  изучении   и  интерпретации  тех   изменений,   которые

происходят   в   залежи   в   процессе   ее   разработки,   главным   образом   в   результате   отбора

жидкостей   и   падения   пластового   давления.   К   числу   переменных   параметров   относятся

взаимоотношения   между   флюидами,   особенно   относительная   насыщенность   пород   газом,

нефтью   и   водой   (которая   определяется   изменением   пластового   давления),   химические   и

физические свойства этих флюидов и темпы их отбора. Регистрация изменений, происшедших

за сутки, неделю, месяц и год, дает основные данные относительно содержания флюидов в

коллекторе.

Количество   флюидов   в   породе   зависит   от   ее   пористости   и   давления.   Темп   отбора

флюидов   контролируется   проницаемостью   породы,   градиентом   пластового   давления   и

вязкостью жидкостей. Пластовые флюиды представлены газом, нефтью и водой. Газ и нефть

взаиморастворимы, но они почти не смешиваются с водой. Объем любого из присутствующих

в пласте флюидов и скорость его фильтрации сквозь породу зависит не только от пористости и

проницаемости   коллектора   и   пластового   давления,   но   и   от   количества   других   флюидов,

насыщающих   пласт.   Поскольку   вода   содержится   во   всех   пористых   осадочных   породах,

включая и нефтегазоносные, рассмотрение флюидов мы начнем именно с нее.

Распределение газа, нефти и воды в резервуаре

Распределение   газа,   нефти   и   воды   в   природном   резервуаре   зависит   от

взаимодействия   ряда   факторов:   соотношения   плотностей   флюидов,   относительной

насыщенности порового пространства пород каждым из них, капиллярного давления и

давления   вытеснения   (см.   стр.   421-427:   глава   10,   капиллярное   давление,  А.Ф.),

гидродинамических условий в коллекторском пласте, его пористости, проницаемости и

литологических  особенностей.  В  ловушках,  содержащих  одновременно  газ,  нефть   и

воду, флюиды закономерно распределяются по вертикали, и каждый из них занимает в

общем   горизонтальный   слой.   Наиболее   легкий   из   флюидов  -  газ  -  располагается   в

поровом пространстве вблизи вершины ловушки; основным флюидом, заполняющим

поры в нижележащем слое, является нефть; еще ниже поровое пространство заполнено

только водой. Граница между двумя последними слоями называется водо-нефтяным

контактом   (ВНК).   В   ловушках,   где   нефть   отсутствует,   а   пластовые   флюиды

представлены   только газом   и  водой,  граница  между  ними  называется   газо-водяным

контактом (ГВК).

Все сказанное выше относится к основному флкшду в каждом из слоев. Однако

поровая вода присутствует в природном резервуаре повсеместно. Она может занимать

от нескольких процентов до 50 % объема порового пространства, но обычно занимает

10-30 %   этого   объема.   Вода   не   поступает   в   скважины   до   тех   пор,   пока   отношение

количества   нефти  и  газа   к  количеству   ее  в  породах-коллекторах  не  уменьшится  до

такой   степени,   что   порода   станет   более   проницаемой   для   воды,   чем   для   других

флюидов.   Соотношение   газа,   нефти   и   воды   в   природном   резервуаре   схематически

показано  на фиг. 5-1, причем предполагается, что пластовые флюиды представлены

здесь водой, свободным газом, нефтью с растворенным в ней газом и чистой нефтью. В

целом   однотипное   распределение   углеводородов   в   резервуаре   по   горизонтальным

слоям местами нарушается. Эти нарушения, вероятно, объясняются незакономерными

изменениями  пористости  и проницаемости,  локальными тектоническими  разрывами,

линзовидностью коллекторов и другими аномальными условиями, которые обычно не

могут быть установлены на основании имеющихся данных.

Иногда при изучении характера ВНК (водонефтяного контакта) залежи удается

получить некоторые сведения о ловушке, ее геологической истории и ее влиянии на

аккумуляцию нефти и газа. Например, на месторожде

Фиг. 5-1. Схематический разрез, показывающий относительное распределение

газа, нефти и воды в типичном природном резервуаре (Jersey-Humble report, Committee
of  Reservoir  Development  and  Operations,  p. 12,  Fig. 2, 1942).  A  -  поперечный разрез
структуры; Б - насыщенность флюидами; 1 - вода; 2 - нефть; 3 - газ.

Фиг.   5-2.   Разрез   продуктивной   толщи   месторождения   Конро   в   округе

Монтгомери,

Техас  (Michaux,   Buck,  in  Gulf   Coast   Oil   Fields,   p.   802,   Fig.   5,   1936).  Общие

водонефтяной   и   газонефтяной   контакты   указывают   на   наличие   проницаемой   связи
между   различными   продуктивными   песчаными   пластами   пачки   Кукфилд   в   группе
Клейборн (эоцен).

Пропуск стр. 146-147

Вода

Воды, ассоциирующие с нефтяными и газовыми залежами, называются  водами

нефтяных   месторождений  (oil-field  waters)   [5].   Скважины,   вскрывшие   перспективно

нефтегазоносные пористые породы и показавшие при испытании только воду или воду

с   непромышленными   количествами   нефти   и   газа   (т.е.   скважины,   которые   не

обнаружили   нефтяную   или   газовую   залежь),   называются  сухими,  водяными  или

непродуктивными (dry holes, wet wells, clusters, failures). Как уже было отмечено ранее,

нижняя   поверхность   расположенной   вниз   по   падению   слоев   границы   большинства

нефтяных   и   газовых   залежей   представляет   собой   водо-нефтяной   или   газо-водяной

контакт. Свободные воды, окружающие залежь и заполняющие поровое пространство

пород ниже залежи и вокруг нее, называются  подошвенными  или  краевыми  водами  в

зависимости от их положения

Фиг.   5-6.   Схематический   разрез,   показывающий   положение   подошвенных   и

краевых вод относительно нефтяной залежи.

О скважине говорят, что она прошла залежь нефти и вскрыла подошвенные воды или

что она не попала в залежь нефти и вскрыла краевые воды.

относительно залежи. Соотношение краевых и подошвенных вод с залежью показано

на фиг. 5-6.

По   мере   снижения   дебитов   нефти   и   газа   из   большинства   скважин   начинает

поступать   все   увеличивающееся   количество   свободной   воды.   Это   поровые,

подошвенные   или   краевые   воды.   На   некоторых   залежах   вода   поступает   вместе   с

нефтью из скважин уже на ранних стадиях эксплуатации, в других же случаях нефть

никогда не сопровождается сколько-нибудь заметным количеством воды. Пластовые

воды в вышележащих толщах, изолированные от природного резервуара, содержащего

нефть   или   газ,   называются  верхними   водами.  Воды   из   водоносных   формаций,

залегающих между продуктивными горизонтами, называются промежуточными.

Аномальной   в   этом   отношении   является   залежь   Мьюзик-Маунтин   в

Пенсильвании (см. стр. 286-287: прибрежные бары и фиг. 7-17). Здесь было добыто 5

млн. баррелей нефти, и, хотя в настоящее время залежь почти выработана, ни одна из

скважин   так   и   не   дала   свободной   воды.   Природный   резервуар   представляет   собой

песчаное тело рукавообразной формы; никаких данных о содержании поровой воды в

песчаниках нет. В Аппалачском регионе встречаются и другие залежи, на которых не

было установлено краевых или свободных вод. Это, например, месторождение Кабин-

Крик [6], залежь Копли [7], залежи Гриффитсвилл, Гранни-Крик и Робинсон-Синклайн

[8] в Западной Виргинии.

Классификация вод нефтяных месторождений

По  своему генезису воды нефтяных месторождений могут быть разделены на

три группы: метеорные, погребенные и смешанные.

Метеорные воды  -  это воды, которые выпадают в виде дождей  и заполняют

пористые   и   проницаемые   породы   верхних   горизонтов   разреза   или  просачиваются

сквозь   них   вдоль   поверхностей   напластования,   по   системе   трещин   и   проницаемым

прослоям. Воды этого типа содержат  связанный  кислород, главным образом  в виде

углекислого газа. Они проникают в породы из вадозной зоны над зеркалом грунтовых

вод, где кислород вступает в реакцию с сульфидами, образуя сульфаты, а двуокись

углерода   входит   в   состав   карбонатов   и   бикарбонатов.   Присутствие   карбонатов,

бикарбонатов и сульфатов в водах какого-либо нефтяного месторождения указывает на

то, что по крайней мере частично эти воды поступили сюда с поверхности. Подобные

метеорные воды могут быть генетически связаны с современной поверхностью земли и

свидетельствовать о смешении грунтовых вод с водами нефтяных месторождений. Они

также   могут   быть   связаны   с   погребенными   поверхностями   несогласия,   ранее

обнажавшимися и подвергавшимися воздействию атмосферных осадков. Характер вод

многих   нефтяных   месторождений   в   Скалистых   горах,   например,   позволяет

предполагать, что они смешаны с метеорными водами [9].

Под  погребенными   водами  (connate  waters)   первоначально   понимали   морские

воды,   в   которых   отлагались   осадки;   вероятно,   они   сначала   заполняли   все   поры.

Сомнительно,   однако,   чтобы   воды   нефтяных   месторождений   действительно

представляли собой автохтонные [унаследованные] морские воды. В настоящее время

погребенными водами называют связанные воды (interstitial  waters), находившиеся в

коллекторах до вскрытия их бурением [10]. Причиной изменения содержания термина

явилось то, что большинство вод в подземных коллекторах совершенно отлично по

химическому составу от морских; они, без сомнения, циркулировали и перемещались, а

первичные   седиментационные   воды   были,   вероятно,   полностью   замещены   другими

водами.   Большинство   вод   нефтяных   месторождений   представляет   собой   растворы

солей  или   рассолы  [в  СССР  рассолами   называют  воды   с  содержанием  солей  более

3,5%], характеризующиеся значительным содержанием хлоридов, особенно хлористого

натрия. Концентрация растворенных твердых веществ в них часто во много раз выше,

чем в современной морской воде. Из этого следует, что если содержание растворенных

минеральных   веществ   в   древних   морях   было   приблизительно   таким   же,   как   в

современных, то в первичные воды, после того как они проникли в породы, должно

было дополнительно поступить определенное количество минеральных соединений.

[Точный   перевод   термина   «connate  waters»   вызывает   большие   трудности.   В

буквальном   смысле   слова   это   сингенетичные,   или   автохтонные,   воды,   попавшие   в

осадок   одновременно   с   его   образованием   и   сохранившиеся   в   нем   после   его

превращения в породу (реликтовые воды). Нередко эти воды называют погребенными.

Все перечисленные русские (собственно русские и иноязычные, но принятые в нашей

литературе)   термины   при   их   буквальном   понимании   создают   впечатление   об

унаследованности   в   породе   вод,   когда-то   попавших   в   исходный   для   нее   осадок   из

бассейна   седиментации.   Между   тем   в   геологической   действительности   такого   типа

реликтовые, или погребенные, воды (если иметь в виду не просто Н

2

О, а реальные

растворы) относятся к категории редких, так как уже в процессе диагенеза происходят,

и   иногда   весьма   существенные,   изменения   состава   сингенетичных   (т.е.

седиментационных) вод. На поздних этапах диагенеза, а тем более на стадии катагенеза

вода выжимается из глинистых осадков в силу их уплотнения. В недрах эта выжатая

(элизионная) вода попадает в песчано-алевритовые и другие пористые и проницаемые

пласты,   являющиеся   потенциальными   коллекторами,   и   часто   полностью   вытесняет

содержавшуюся в них «реликтовую» воду.

Как показал проф. А.А. Карцев, в ряде случаев объем воды, вновь поступившей

в   коллекторы   из   окружающих   глинистых   пород,   превышает   объем   «своей»   воды   в

несколько раз.

Один из современных крупных геохимиков, специалистов в области геохимии

осадочных   образований,   Э.Дегенс   (США)   под   «соnnаte  waters»   понимает   только

морскую   воду,   захваченную   осадками   при   их   отложениях;   вода   аналогичного

происхождения, но пресная исключается из объема понятия о «соnnаte waters». Проф.

А.А. Карцев  для   «соnnаte  waters»   в   понимании   Э.   Дегенса   предложил   термин

«талассогенные   воды»   (примечание   редактора   в   книге   Э.   Дегенса   «Геохимия

осадочных образований», 1967, изд-во «Мир», стр. 171-172).

[По   смыслу   определения   «соnnаte  waters»,   даваемому   А.   Леворсеном   в

настоящей   книге,   это  связанные  воды   (interstitial  waters»   -   этот   термин   иногда

переводится   как   (поровые   воды);   именно   так   это   трактует   и   Э.   Дегенс).   «Cоnnаte

waters» - это все воды не являющиеся в полной мере свободными, а в той или иной,

хотя бы и очень слабой степени, связанные с породой и. естественно, находящиеся в ее

порах. Такие воды, быть может, следовало бы именовать плененнымы, или в переводе с

латинского, каптивными].

Смешанные  воды   оодержат   как   хлоридные,   так   и   сульфат-карбонат-

бикарбонатные   соединения.   это   указывает   на   их   сложную   природу,   вероятно,

метеорные воды смешивались с погребенными водами или частично замещали их в

породах.   [смешанные   воды   могут   бьтть   о6наружены   вблизи   современной   дневной

поверхностут   или   под   поверхностями   несогласия.   Воды   нефтяных   месторождений

могут   быть   классифицированы   также   и   по   условиям   залегания   на  свободные  и

связанные 

Свободные  воды.   Большинство   заленжей   нефти   и   газа   встречается   в

водонасьтщенных   проницаемых   породах.   По   генезису   свободные   воды   могут   быть

метеорными, погребенными или смешанными. Вода, заключенная во взаимосвязаттвой

системе пор коллекторов, может рассматриваться как непрерывное единое водное тело,

в   которое   погружены   минеральные   частицы.   Вода   служит   путем,   по   которому

мигрирует нефть, концентруясь в залежи. В подобншх условиях вода, как и в системе

городского водопровода, немедленно начнет перемещаться в сторону любого пункта,

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  18  19  20  21   ..