ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 21

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  19  20  21  22   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 21

 

 

где давление снижено. Такие воды называются свободными в отличие от связанных

вод. 

Связанные   воды.   Раньше   считали,   что   все   поровое   пространство

нефтегазонасыщенного  природного   резервуара   заполнено  только   нефтью  или  газом.

Однако позже при изучении образцов керна выяснилось, что вместе с нефтью и газом

во всех залежах в различных количествах присутствует связанная (поровая) вода [11]. В

настоящее   время   полагают,   что   связанная   вода   сохранилась   в   породах   со   времени

отложения осадков. Эта вода настолько тесно связана с частицами пород, что она не

была вытеснена во время аккумуляции нефти и газа. Связанные воды на практике часто

называют   «погребенными»,   однако   термин   «связанные   воды»   представляется   более

предпочтительным,   поскольку   его   употре6ление   не   требует   знания   генезиса   вод.   В

нефтегазонасыщенном   природном   резервуаре   основная   часть   связанной   воды

абсорбирована минеральными частицами или удерживается капиллярным давлением в

тонких капиллярных отверстиях. Связанные воды шрисутствуют во всех природных

резервуарах,   и   по   мере   уведичения   водонасыщенности   к   подошве   залежи   они

переходят в свободные воды. Именно свободные воды вытесняются нефтью и газом во

время аккумуляции залежи.

Количество   связанной   воды   в   нефтегазонасьтщенном   природном   резервуаре

редко бывает меньше 10 %, достигая 50 % и даже более от общего объема порового

пространства   практически   во   всех   скоплениях   нефти   и   газа   присутствие   связанной

воды   устанавливается   с   полной   уверенностью   [12].   Она   была   обнаружена   в

гипсометрически наиболее высокой части природного резервуара, расположеннои на

2000 футов выше ВНК. В образцах керна, взятых в 600 футах выше ВНК на залежи

Рейнджли в Колорадо, 50% порового пространства занято связанной водой. 

Связанная вода играет особо важную роль в аккумуляции залежей нефти и газа и

при разработке месторождений.

1. По-видимому, существует общая взаимосвязь между содержанием связанной

воды   в   природном   резервуаре   и   характером   пористости   и   проницаемости,   а   также

размером зерен в слагающих этот резервуар породах-коллекторах. На фиг. 5-7 можно

видеть свойственное множеству природных

Фиг.   5-7.   Соотношение   между   процентным   содержанием   связанной   воды   и

проницаемостью   пород   в   различных   нефтеносных   природных   резервуарах   (Bruce,
Wеlge, in Drilling and Production Practice, p. 170, Fig. 9, 1947).

l  -  Лейк-Сент-Джон; 2  -  Луизиана, Галф-Кост (миоцен  -  уэлла); 3  -  Креол; 4  -

Синтетик-Алуноум; 5 - Луизиана, Галф-Кост; 6 - Домингьюз, вторая зона; 7 - Хокинс; 8
- Магнолиа; 9 - песчаник Огайо; 10 - Норт-Белридж, Калифорния; 11 - Вашингтон; 12 -
Элк-Бейсин; 13 - Норт-Белридж, Калифорния (данные анализов керна); 14 - Рейнджли.

резервуаров   общее   увеличение   процентного   содержания   воды   с   уменьшением

проницаемости. Количество связанной воды в целом увеличивается также и по мере

снижения   пористости¹.   Эти   закономерности   частично   объясняются   следующим.

Поскольку   большинство   осадков   преимущественно   гидрофильны   (см.   стр.   416-421:

глава 10, смачиваемость,  А.Ф.), более тонкозернистые осадки с их гораздо большей

площадью   поверхности   на   единицу   объема   адсорбируют   соответственно   большее

количество   воды.   Кроме   того,   капиллярное   давление,   удерживающее   воду,   выше   в

более тонких порах (см. стр. 421-427: глава 10, капиллярное давление, А.Ф.). Эта связь

высокого содержания воды с тонкозернистыми отложениями показана также Траском

[13],

¹

Это   обстоятельство   само   по   себе   указывает,   что   было   бы   неправильно   переводить

«interstitial waters» как «поровые воды». - Прим. ред.

который   установил,   что   во   время   отложения   осадков   вода   первоначально

занимает  примерно  45 % объема порового  пространства  в хорошо  отсортированных

мелкозернистых песчаниках, 50 % - в алевролитах, 80 % - в глинах и свыше 90 % -- в

коллоидах. 

В породах-коллекторах с непостоянной пористостью, изменяющейся от очень

мелких   до   крупных   пор,   большее   процентное   содержание   связанной   воды   обычно

приурочено   к   более   мелким   капиллярным   пустотам   и   порам,   характерным   для

глинистых песчаников, в то время как нефть заполняет относительно крупные поры. На

фиг.   5-8   показаны   два   примера   этих   соотношений   для   коллекторов   в   отложениях

третичного и мелового возраста (см. также фиг. 10-11). Адсорбированная и связанная

вода¹   не   играют   столь   значительной   роли   в   тех   нефтенасыщенных   природных

резервуарах, где размеры пор велики или где коллекторские свойства пород связаны с

их   трещинова-тостыо.   Кристаллические   известняки   и   доломиты   чаще,   чем   чистые

песчаники, характеризуются высоким содержанием связанных [плененных] вод и тем

не менее дают безводную нефть, так как межкристаллические поры в них, как правило,

мельче.

2. Извлекаемые запасы нефти и газа в залежи уменьшаются в результате того,

что   поровое   пространство   занято   водой.   Поэтому,   прежде   чем   оценивать   объем

порового пространства, которое может быть заполнено нефтью и газом, необходимо

установить объем содержащейся в нем воды.

Фиг.   5-8.   Диаграмма   увеличения   водонасыщенности   с   уменьшением

проницаемости  песчаников   Вудбайн   (верхний   мел)  на  месторождении   Ист-Тексас   и
третичных   песчаников   месторождений   Анауак   и   Томболл   в   провинции   Галф-Кост,
Техас (Sсhilthuis, Trans. Am. Inst. Min. Met, Engrs., 127, 132, p. 269). 

l - Анауак; 2 - Томболл; 3 - Ист-Тексас.

3. Пластовые воды вместе с растворенными в них минеральными веществами

представляют   собои   химический   агент   и   могут   оказывать   сильное   химическое   и

физическое   воздействие   на   минералогический   состав   пород-коллекторов.   Особенно

сильно   это  влияние   сказывается   на   глинистых   и  коллоидных   веществах,   которые   в

отдельных случаях могут быть химически весьма неустойчивыми.

¹Автор допускает здесь логическую ошибку, говоря об адсорбированной и связанной

воде   («adsorbed   and   interstitial   water»),   ибо   адсорбированная   вода   представляет   собой   по
меньшей мере частный случай связанной воды. - Прим. ред.

По прошествии определенного периода геологического времени соотношение между

водой   и   глиной   стабилизируется   и   достигается   равновесие   между   содержанием

флюидов и вмещающей их средой. Это равновесие может быть нарушено при любых

изменениях характера пластовых вод как в результате геологических явлений, так и в

результате   искусственного   введения   воды   в   пласт   во   время   бурения   или   при

применении вторичных методов эксплуатации. При изменении условий в природном

резервуаре некоторые глинистые породы могут разбухать, вследствие чего уменьшится

или   даже   полностью   исчезнет   проницаемость,   добыча   упадет   и   могут   серьезно

пострадать результаты всех работ. Другим фактором, почти совершенно не изученным,

но   безусловно   существующим,   является   каталитическое   воздействие

минерализованных

Фиг. 5-9. Схематизированный увеличенный разрез песчаной породы.
Видны песчаные зерна с облекающей их пленкой воды и нефть с растворенным

в ней газом, занимающая внутренние части более крупных пор.

пластовых   вод   на   сложные   химические   и   биохимические   реакции,   происходящие   в

коллекторских породах.

Пленка   адсорбированной   воды   вокруг   гидрофильных   минеральных   зерен   не

позволяет нефти, находящейся в порах коллекторов, соприкасаться с частицами самой

породы   (фиг.   5-9);   поверхности   раздела   между   породой   и   нефтью   здесь   в

действительности   не   существуют,   а   имеются   лишь   контакты   нефти   с   водой.   В

результате вода как бы играет роль «смазки» для нефти.

В   большинстве   извлеченных   на   поверхность   нефтей   в   виде   мельчайших

кристаллов   присутствует   каменная   соль   (NaCl).   По-видимому,   это   частично

объясняется   осаждением   соли   из   связанных   вод   коллекторов   по   мере   падения

пластового давления во время, эксплуатации залежи. Поэтому остаточные связанные

воды   будут   иметь   несколько   иной   химический   состав   по   сравнению   с

первоначальными.   Для   того   чтобы   содержащиеся   в   поровом   пространстве   флюиды

вновь   пришли   в   равновесное   состояние,   требуется   некоторое   время.   Перепад

температур и давлений между природным резервуаром в недрах и поверхностью земли

также способствует осаждению соли из извлекаемой воды. Однако осаждение соли из

воды после удаления ее из коллектора не влияет на концентрацию солей, остающихся в

пластовых водах.

Воды нефтяных месторождений с растворенными в них солями представляют

собой   электролиты,   и   их   удельное   электрическое   сопротивление   уменьшается   с

увеличением   солености.   Эта   закономерность   является   основой   для   интерпретации

электрокаротажных кривых удельных сопротивлений. Породы, насыщенные солеными

водами,   имеют   обычно   низкое   сопротивление,   поскольку   вода,   находящаяся   в

связанной   системе   пор   и   обладающая   высокой   электропроводностью,   маскирует

низкую электропроводность самих пород. Даже в некоторых природных резервуарах,

заполненных   нефтью   и   газом   с   низкой   электропроводностью,   высокое   процентное

содержание связанной воды со значительной электропроводностью может привести к

тому,  что  высокие   сопротивления   нефти  и  газа   не  отразятся  на  электрокаротажных

кривых,   и   в   результате   будет   допущена   ошибка  при   выделении   нефтегазоносных

пластов.   Там,   где   содержание   связанной   воды   в   нефтегазосодержащем   природном

резервуаре   ниже   10 %,   что   отмечается   редко,   электрическое   сопротивление   толщи

стремится к бесконечности. Измеренное удельное сопротивление оказывается высоким,

так   как   количество   воды   недостаточно   для   обеспечения   непрерывной   связи,   а

следовательно, и электропроводности между порами, вода в которых находится в виде

изолированных   капелек   [т.е.   является   плененной   водой].   По   мере   увеличения

содержания   воды   все   большее   ее   количество   образует   сплошные   пленки   вокруг

минеральных частиц, и отдельные капельки воды приходят в соприкосновение друг с

другом.   В   результате   связующие   пленки   связанной   (поровой)   воды   образуют

направленные во все стороны проводящие пути для электрического тока.

Характеристика вод нефтяных месторождений

Отличительные   особенности   вод   нефтяного   месторождения   обычно

устанавливаются по трем показателям:

1.

Количество   связанной   (поровой)   воды   в   нефтегазонасыщенном

природном   резервуаре   чаще   всего   измеряется   в   процентах   к   объему   эффективного

порового   пространства.   Это   количество   известно   также   под   названием

водонасыщенности (water saturation).

2.

Общее количество растворенных в воде твердых минеральных веществ

обычно измеряется в частях на миллион [т.е. в десятитысячных долях процента] или

определяется плотностью воды.

3.

Растворенные   в   воде   минеральные   компоненты   определяются   при

помощи химического анализа, обычно как качественного, так и количественного.

Водонасыщенность.   Существуют   два   наиболее   распространенных   метода

установления количества связанной (поровой) воды: 1) лабораторный анализ керна и 2)

расчет   водонасыщенности   природного   резервуара   путем   использования

электрокаротажа и пластового коэффициента.

1.

Порядок   проведения   лабораторного   анализа   керна   обычно   таков.

Образцы   керна   нагреваются,   а   содержащиеся   в   них   вода   и   нефть   отгоняются.

Сконденсированную жидкость собирают и взвешивают. Количество экстрагированной

воды и нефти выражается в процентах к объему порового пространства. Получаемый

результат   только   приблизителен,   поскольку   в   керне   присутствует   вода   из   бурового

раствора   и,   кроме   того,   вода   в   самой   породе   перемещалась   ввиду   улетучивания

растворенного   газа   во   время   подъема   образца   и   спада   давления   от   пластового   к

атмосферному.   Вопросам   лабораторных   анализов   керна   посвящена   обширная

литература, с которой читатель может ознакомиться [14].

2.

Коэффициент электрического сопротивления пласта,  называемый также

пластовым коэффициентом, используется при анализе пластовых флюидов. Пластовый

коэффициент (formation factor)   это отношение электрического сопротивления породы,

насыщенной   проводящим   электролитом,   таким,   как   минерализованная   вода,   к

удельному   сопротивлению   самого   электролита   [15].   Если   построить   в

логарифмическом   масштабе   диаграмму   зависимости   коэффициента   электрического

сопротивления   песчаного   коллектора   от   его   пористости,   то   окажется,   что   с

уменьшением   пористости   коэффициенты   возрастают   (фиг.   5-10).   Аналогичная   связь

между пористостью и коэффициентом электрического сопротивления отмечается и для

коллекторов,   образованных   известняками   [16].   Подобная   же   линейная   зависимость

существует   между   коэффициентом   электрического   сопротивления   пласта   и   его

проницаемостью:   при   уменьшении   проницаемости   значения   коэффициента

увеличиваются. Эта связь графически показана на фиг. 5-11.

Связь   пластового   коэффициента   с   удельным   электрическим   сопротивлением

породы и минерализованной пластовой воды можно выразить соотношением

R

t

 = FR

w

,

где R

t

 - реальное удельное сопротивление пород, поровое пространство которых

заполнено   минерализованной   водой,  F  -  пластовый   коэффициент,  R

w

  -  удельное

сопротивление рассола. F можно выразить также в виде

F = Р

-m

 ,

где Р - пористость, m - коэффициент цементации, изменяющийся, как правило, в

пределах   от   1   до   3   соответственно   для   несцементированных   и

сильносцементированных пород (фиг. 5-12).

Одна   из   важных   областей   использования   электрокаротажных   материалов

заключается   в   количественной   или   полуколичественной   оценке   относительных

количеств нефти, газа и воды, содержащихся в исследуемом пласте.

Фиг.   5-10.   Зависимость   коэффициента   электрического   сопротивления   от

пористости для нескольких продуктивных песчаных пластов (Archie. Bull. Am. Assoc.
Petrol. Geol., 34, p. 956, Fig. 8, 1950).

A  -   рыхлые,   слабоуплотненные   миоценовые   песчаники,   Галф-Кост;  Б  -

консолидированные   олигоценовые   песчаники,   Галф-Кост;  В  -   эоценовые   песчаники
Уилкокс, Галф-Кост; Г - песчаники Накаточ, Белвью, Луизиана; Д - песчаники Беноист
и Сипресс, Сентралиа, Иллинойс.

Эта   оценка   основана   на   изучении   естественных   потенциалов   и   удельных

электрических  сопротивлений.  Соответствующая  зависимость  может  быть выражена

как

R

t

 = R

w

/Р

m

 ×Sⁿ или S = ⁿ√FR

w

/R

t

Задача   состоит   в   том,   чтобы   определить   водонасыщенность  S,  поскольку

остающаяся  часть порового пространства  будет заполнена газом, нефтью или тем и

другим   вместе.   Реально   существующее   удельное   электрическое   сопротивление  R

t

,

выраженное в омметрах, может быть получено из каротажных диаграмм при помощи

таблиц.   Пористость  Р  определяется   по   анализам   керна,   по   результатам

микрозондированпя и бокового микрокаротажа, акустического каротажа и по кривой

ПС.   Удельное   сопротивление   пластовых   вод  R

w

  устанавливается   химическими

анализами вод из рассматриваемого или другого подобного песчаного пласта по кривой

ПС или по таблицам [17]. Коэффициент цементации т и коэффициент насыщенности п

(значения которого колеблются между 1,9 и 2,0) для одной толщи являются обычно

постоянными   величинами   н   определяются   опытным   путем.   Таким   образом,   при

благоприятных условиях удается установить величину S. Если S невелика (менее 40 %),

можно сделать вывод о высокой нефте- и газонасыщенности пласта, достаточной для

того, чтобы получить промышленные притоки нефти или газа. Повторное исследование

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  19  20  21  22   ..