ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 55

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  53  54  55  56   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 55

 

 

капиллярной   трубки,  h  -  высота   подъема   мениска   в   трубке,  g  -  ускорение   силы

тяжести, d

1

-d

2

 - разница в плотности жидкости в трубке и вне ее. Если угол Θ больше

90°,   косинус   его   является   отрицательной   величиной,   и   жидкость   в   капилляре

опускается, как, например, ртуть в стеклянной трубке. Если угол меньше 90°, косинус

его положителен, и жидкость поднимается в капилляре, как, например, вода в той же

стеклянной трубке.

Следует   отметить   два   основных   момента,   определяющих   значение

капиллярного давления в общем процессе формирования залежей нефти и газа. Во-

первых,   капиллярное   давление   контролирует   первоначальное,   статическое

распределение флюидов в коллекторе. Во-вторых, благодаря этому давлению нефть и

газ движутся сквозь поровое пространство коллектора до тех пор, пока не встретят

барьера, препятствующего дальнейшему их продвижению. Статическое капиллярное

давление в порах коллектора, которые можно рассматривать как пучок капиллярных

трубок, частично является

Фиг. 10-10. Соотношение между водой и нефтью на контакте гидрофильных

песчаных зерен в водонасыщенной породе (Рirsоn, Elements of Petroleum Engineering,
McGraw-Hill Book Co., p. 256, Fig. 4-12).

При небольшой кривизне  поверхности контакта вода - нефть (положение а)

капиллярное давление также невелико. В случае извлечения воды эта поверхность
займет   положение  b,   характеризующееся   высокой   степенью   кривизны   и,
следовательно, высоким капиллярным давлением. Минимальная водонасыщенность,
при   которой   дальнейшее   извлечение   воды   становится   невозможным,   называется
остаточной водонасыщенностью.

функцией   относительного   насыщения   флюидов.   Оба   эти   фактора,   капиллярное

давление   и   насыщенность   коллектора   флюидами,   определяют   распределение

флюидов внутри порового пространства породы. Если два гидрофильных песчаных

зерна (фиг. 10-10) соприкасаются друг с другом и насыщение породы водой выше,

чем   насыщение   ее   нефтью,   поверхность   раздела   вода   -   нефть   будет   занимать

положение   а,   окружая   участок   контакта   песчаных   зерен   висячим   кольцом   [17].

Капиллярное давление такой системы может быть представлено графически в виде

функции насыщения (фиг. 10-11). 

Минимальное   капиллярное   давление,   необходимое   для   проникновения

несмачивающего   флюида   в   капиллярный   сосуд,   заполненный   смачивающим

флюидом, называется  давлением вытеснения,  входным давлением  или  фронтальным

давлением  [18].   В   общем   случае,   когда   песчаники   гидрофильны,   продвижение

несмачивающих флюидов (нефти, газа) из одной поры в другую через сужения между

ними   встречает   определенное   сопротивление,   которое   должно   быть   преодолено

силами капиллярного давления. Для сравнения можно привести следующий пример.

Чтобы резиновый шарик смог пройти сквозь отверстие в доске (входное давление),

требуется определенное усилие, необходимое для изменения его формы (капиллярное

давление). Аналогично, если давление на капли нефти или пузырьки газа возрастает,

они   деформируются,   и   радиус   кривизны   разделов   нефть   -   вода   или   газ   -   вода

уменьшается до тех пор, пока в этой же самой точке деформированный и выпуклый

передовой фронт нефти или газа не пробьется сквозь сужение в соседнюю пору [19]

(см.   также   стр.   505-508).   Давление   вытеснения   Pd,   видимо,   является   обратно

пропорциональным диаметру пор¹. Это значит, что, если флюиды характеризуются

одинаковой   величиной   межфазного   натяжения,   капиллярное   давление,

обусловливающее   возможность   проникновения   несмачивающего   флюида   в   поры,

должно   быть   большим   для   тонкозернистых   низкопористых   и   слабопроницаемых

пород.

Фиг.   10-11.   Соотношение   между   водонасыщенностью   и   капиллярным

давлением в процессе заполнения нефтью водонасыщенного норового пространства
гидрофильной породы.

Кривая  1  характеризует   чистую,   хорошо   отсортированную   породу   с

проницаемостью   100-200   миллидарси.   Для   обеспечения   проникновения   нефти   в
породу входное капиллярное давление (давление вытеснения) должно повыситься от
А и В. На участке BE кривой 1 даже небольшое повышение давления ведет к резкому
увеличению   нефтенасыщенности   и   соответствующему   уменьшению
водонасыщенности. Затем на участке  EF  значительное увеличение давления ведет к
повышению нефтенасыщенности всего на 10%, а дальнейшее повышение давления
(участок FC) не уменьшает водонасыщенности вовсе. Эта степень водонасыщенности
(DC) является остаточной. Вода в этих условиях находится в основном в виде пленок,
адсорбированных на участках контактов зерен породы. Изменение положения водо-
нефтяного контактам единичной поре показано в правом верхнем углу. Буквы на этом
рисунке   соответствуют   буквам   на   диаграмме   (W  -   вода).   Кривая  2  характеризует
известняки или доломиты с проницаемостью 15-25 миллидарси, кривая 3 показывает
изменение водо- и нефтенасыщенности в плохо отсортированной терригенной породе.
Равномерный   характер   кривой,   высокая   остаточная   водонасыщенность   и   большая,
чем в первом случае, величина входного давления, необходимого для проникновения
нефти в породу, свидетельствуют о значительных количествах воды, удерживаемой в
мельчайших порах.

Капиллярное   давление,   возникающее   при   аккумуляции   нефти   и   газа   в

проницаемых гидрофильных породах в результате разницы  в величинах плотности

нефти или газа и воды, определяет количество скопившихся в залежи нефти и газа

(высоту столба нефти или газа). Каждая дополнительная порция нефти или газа,

¹Для   цилиндрической   капиллярной   трубки   радиуса  R

c

  давление   вытеснения

выражается уравнением 

P

d

=2γ×cosΘ/R

c

В   момент   проникновения   мениска   в   трубку   капиллярное   давление   и   давление

вытеснения равны

/r=P

c

-P

d

=2γ×cosΘ/R

c

поступившая   в   залежь,   повышает   плавучесть   общей   несмачивающей   фазы

(скопления), что в свою очередь приводит к повышению капиллярного давления во

всех   точках   пласта   выше   водо-нефтяного   контакта.   В   гидростатических   условиях

капиллярное давление в гипсометрически наиболее высокой точке залежи является

максимальным   для   данной   залежи.   Если   порода   гетерогенна   (в   отношении   ее

коллекторских   свойств   и   давления   вытеснения),   то   высота   залежи   увеличивается.

Соответствующее   возрастание   капиллярного   давления   внутри   залежи   будет

способствовать проникновению нефти и (или) газа во все более мелкие поры до тех

пор,   пока   плавучесть   углеводородной   фазы   не   уравновесится   сопротивлением

экранирующих  пород  (барьеров)  или, иначе  говоря,  до тех   пор, пока   капиллярное

давление   не   уравновесится   противоположно   направленным   давлением   вытеснения

экранирующей   породы.   Если   силы   плавучести   очень   велики,   нефть   и   газ   будут

проникать через барьер, и миграция будет продолжаться.

В гидростатических условиях сопротивление миграции нефти и газа вплоть до

возникновения   барьера   обусловлено   уменьшением   величины   пор   и   исчезновением

сообщающихся пор. В гидродинамических условиях величина пор, в которые могут

проникнуть нефть или газ, а следовательно, и общее количество нефти и газа, которое

может   аккумулироваться   в   данной   залежи,   определяются   направлением   водного

потока через экранирующую породу и его влиянием на капиллярное давление.

При   определенных   гидродинамических   условиях   в   пласте   вода   может

удаляться   из   ловушки   и   двигаться   вниз   по   падению   пласта.   В   результате   такого

нисходящего потока капиллярное давление уменьшится как|в кровле продуктивной

части пласта, так и во всей залежи. Это сможет обусловить огромное скопление нефти

и газа ниже экранирующей породы, которая обладает очень высокой проницаемостью

и   относительно   низким   входным   давлением.   И  наоборот,   если   гидродинамическая

обстановка   такова,   что   вода   движется   вверх   по   восстанию   сквозь   резервуар   и

экранирующую   породу,   капиллярное   давление   в   залежи   возрастает,   обусловливая

проникновение  нефти   или  газа   во  все  более   мелкие   поры;  вследствие  этого  резко

снижается удерживающая способность барьера или, в зависимости от минимальной

величины входного давления экранирующего участка, залежь даже вообще может не

образоваться.

Характер   изменения   давления,   необходимого   для   проникновения   нефти   в

гидрофильный песчаник различной водонасыщенности, графически показан на фиг.

10-11.   Эти   кривые   получены   в   результате   многочисленных   лабораторных

исследований   [20].   Наклон   кривой   различен   для   разных   пород   и   определяется

многими факторами, в том числе величинами межфазного натяжения, пористости и

проницаемости, структурой и характером пор в горных породах и величиной угла,

образующегося между поверхностью частичек породы и границей раздела флюидов

(краевого угла смачивания) [21].

Экранирующая   порода,   препятствующая   дальнейшему   перемещению   нефти

как вертикальному, так и горизонтальному, называется «непроницаемым» барьером,

хотя   в   действительности   она   обладает   некоторой   проницаемостью.   Вода,   будучи

непрерывной   фазой,   способна   двигаться   сквозь   этот   барьер,   но   для   нефти   и   газа

капиллярное давление оказывается слишком малым, чтобы протолкнуть эти флюиды

в   мельчайшие   поры   экранирующей   породы   (величины   капиллярного   давления

вытеснения нефти водой для осадков, характеризующихся различным размером зерен,

приведены   в   табл.   10-2).   Следовательно,   нефть   должна   удержаться   в   пласте   под

«непроницаемой»  для нее  покрышкой.  Даже в пределах  самого  природного  резер-

вуара   изменения   в   величине   пористости   и   проницаемости   приводят   к   тому,   что

остаточная вода, сохранявшаяся в мелких порах вследствие недоста

Таблица 10-2 Капиллярное давление вытеснения нефти водой¹

Осадок

Диаметр зерен,

мм

Капиллярное давление,

атм

Тонкая глина

Глина

Ил

Песок

Гравий

10

-4

1

/

256

1

/

256

-

1

/

16

1

/

16

-2

2-4

~ 40

>1

1-

1

/

16

1

/

16

-

1

/

500

1

/

500

-

1

/

1000

¹Hubbert   M.К.,   Entrapment   of   Petroleum   under   Hydrodynamic   Conditions,   Bull.

Am. Assoc. Petrol. Geol., 37, p. 1977, tabl. 1, 1953.

точности капиллярного давления, вытесняется свободной водой и замещается в этих

порах   нефтью.   С   подобными   явлениями   приходится   встречаться   при   разработке

газовых и нефтяных залежей, в связи с чем некоторые из них будут ниже рассмотрены

более полно.

Проблема   вытеснения   нефти   имеет   большое   значение   для   повышения

эффективности заводнения залежей при применении вторичных методов добычи (см.

стр.   447-450).   Обычно   извлечение   нефти   и   газа   в   процессе   разработки   залежи

приводит   к   снижению   пластового   давления   в   непосредственной   близости   от

скважины,   что   в   свою   очередь   обусловливает   движение   нефти   к   скважине.   Но

движение  нефти  в направлении  работающих  скважин  можно вызвать также  путем

закачки   в   пласт   под   давлением   воздуха,   газа   или   воды   через   нагнетательные

скважины, расположенные на некотором расстоянии от эксплуатационных скважин.

Явления,   связанные   с   контактом   различных   фаз,   имеют   самое   непо-

средственное отношение к вопросам миграции и аккумуляции нефти и газа, а также

их добычи, иными словами, ко всем вопросам подземного движения флюидов. Это

движение можно представить себе как сумму всех процессов, происходящих в каждой

единичной поре. В этом случае пора становится элементарным объектом изучения сил

движения   флюидов.  Явления,  происходящие  в  каждой   капиллярной  поре,   сами   по

себе   весьма   несущественны,   но,   умноженные   на   триллионы   таких   пор   в   каждой

кубической миле осадочных пород, они приобретают огромное значение. Изучение

этих   явлений   помогает   решить   многие   проблемы,   возникающие   перед   геологами-

нефтяниками и эксплуатационниками.

Давление   вытеснения   впервые   проявляется   в   период   формирования   залежи.

Так как большинство пород-коллекторов гидрофильны, основным вопросом является

вытеснение   первичной   воды   мигрирующей   нефтью   (см.   стр.   417:   глава   10,

смачиваемость   фиг.   10-5   –   10.6.   –  А.Ф.).   Совершенно   очевидно,   что   вся   вода

вытеснена   быть   не   может.   Во   всех   без   исключения   нефте-   и   газоносных   пластах

содержится   то   или   иное   количество   связанной   воды,   даже   если   из   этих   пластов

добываются   чистые   нефть   или   газ.   Мы   называем   вытесненную   воду   «свободной

водой», чтобы подчеркнуть ее отличие от тонких пленок воды, адсорбированной на

зернах минералов, а также от водяных капель и висячих колец на контактах этих зерен

и   в   местах   сужения   крупных   пор,   удерживающихся   благодаря   капиллярному

давлению.   В   этом   случае   мы   говорим   об   остаточной   воде   или   об  остаточной

водонасыщенности (см. фиг. 10-10).

Известны   многочисленные   попытки   объяснить   явления,   происходящие   в

природном   резервуаре,   физическими   законами.   Но   большая   часть   этих   законов

справедлива только для чистых веществ и идеальных условий и оперирует лишь с

двумя-тремя переменными из огромного числа факторов, определяющих поведение

нефти   и   газа   в   пласте   (давление,   температура,   поверхностное   натяжение,   фазовое

состояние   флюидов   и   т.д.).   Теоретически   эти   законы   вполне   логичны   и   легко

доказываются   с   помощью   математических   и   физических   построений.   Однако

основная трудность в практическом применении этих законов, как хорошо известно

геологам-нефтяникам, заключается в том, что на месторождениях мы сталкиваемся с

таким   количеством   переменных   факторов,   которое   во   много   раз   превышает

наблюдаемое в лаборатории, и точные измерения этих переменных, даже если они

нам   известны,   очень   затруднены   или   даже   невозможны.   Все   количественные

закономерности, полученные чисто физическим или математическим путем, должны

рассматриваться   лишь   в   качестве   общих   концепций,   дающих   определенные

направления нашему мышлению и приемлемыми или неприемлемыми для решения

специальных   проблем   нефтегазовой   геологии.   Если   все   данные   определены

достаточно точно, все химические и физические свойства осадков известны, геология

района изучена более или менее полно и если положение и размеры  погребенных

структурных   форм   и   характер   осадочных   пород   хорошо   известны   (в   большинстве

случаев   практически   осуществить   все   эти   требования   невозможно),   то   тогда   мы

вправе ожидать, что наши прогнозы, основанные на физических законах, окажутся

достоверными.   Теоретический   подход,   конечно,   совершенно   необходим,   но   нужно

трезво   оценивать   ограниченность   его   применения   для   определения   равновесия   и

количественных   зависимостей   в   подземных   условиях,   так   как   его   точность   и

обоснованность не могут быть выше исходных данных. Математическая обработка

малочисленных   наблюдений   или   придание   количественного   значения   догадке   или

предположению   не   делают   вывод   более   точным,   даже   если   математически   он

абсолютно непогрешим.

Пластовая энергия

Нефть   не   обладает   собственной   энергией   движения.   Энергия   природного

резервуара, заставляющая нефть двигаться в скважины,- это потенциальная энергия

пластового давления. Эта энергия заключена главным образом в сжатых флюидах, и

ее величина определяется в основном потенциалом, т. е. гидростатическим напором

пластовых флюидов. В меньшей степени пластовая энергия накапливается в сжатых

горных породах, образующих природные резервуары. Таким образом, общая картина

движения  флюидов  из  пласта   в скважину   определяется  количеством   и  характером

энергии, заключенной в этом пласте, и эффективностью ее использования.

Для того чтобы нефть и газ могли двигаться в эксплуатирующуюся скважину,

пластовая энергия должна быть достаточной для преодоления, во-первых, контактных

сил, удерживающих нефть или газ в порах коллектора, и, во-вторых, вязкости нефти и

газа,   также   создающей   определенное   сопротивление   их   движению.   Требуется

достигнуть такого капиллярного давления, которое заставило бы нефть перемещаться

из данной поры в соседнюю, затем - в следующую, и так до самой скважины. Этому

процессу способствует образование вокруг скважины зоны пониженного пластового

давления. Нефть, адсорбированная на зернах минералов, не извлекается из пласта, так

же как и нефть, удерживающаяся в мельчайших порах или в виде висячих колец на

контактах   этих   частичек.   Для   движения   газа,   обладающего   незначительной

вязкостью, требуется гораздо меньшая энергия, чем для перемещения нефти.

Если   скважина   фонтанирует   нефтью   или   газом,   это   значит,   что   пластовое

давление преодолевает вес столба нефти, газа и некоторого количества воды высотой

от   резервуара   до   устья   скважины   и   выталкивает   эту   нефть   на   поверхность.   Если

давление   обеспечивает   продвижение   нефти   только   к   забою   скважины,   то   для

извлечения   такой   нефти   требуется   применение   глубинного   насоса.   Когда   же

пластовое   давление   оказывается   недостаточным   даже   для   перемещения   нефти   в

скважину, приходится прибегать к методам искусственного восстановления давления

путем закачки в пласт воздуха, газа или воды до тех пор, пока градиент давления не

повысится настолько, что нефть будет вновь продвигаться в скважину.

В   момент   вскрытия   пласта   скважиной   пластовая   энергия   высвобождается.

Вокруг   скважины   образуется   зона   пониженного   давления,   возникает   градиент

потенциала   флюида,   и   флюид   начинает   двигаться   в   направлении   скважины.   Если

количество пластовой энергии невелико, снижение пластового давления на единицу

добытых нефти или газа будет весьма заметным уже на первых стадиях разработки

залежи.   В   противном   случае   из   залежи   может   быть   извлечено   значительное

количество   нефти   или   газа   прежде,   чем   снижение   пластового   давления   станет

ощутимым.   В   практике   известны   газовые   и   нефтяные   залежи,   характеризующиеся

самой различной величиной пластовой энергии, от очень крупных до очень мелких.

Большинство залежей имеет несколько источников энергии. Ни один из них не

является   преобладающим  на   протяжении  всего   периода   существования   залежи,   но

каждый   в   той   или   иной   мере   поддерживает   градиент   пластового   давления,

направленного в сторону скважины. Эффективность разработки большинства залежей

(получение максимального количества нефти из пласта) зависит в основном от вида

пластовой   энергии.   Максимальная   эффективность   достигается   в   том   случае,   когда

падение   пластового   давления   на   единицу   добытых   нефти   или   газа   наименьшее.

Залежи   можно   классифицировать   по   преобладающему   виду   источника   пластовой

энергии. Однако обычно очень трудно разобраться в различных формах пластовой

энергии, особенно на ранней стадии разработки залежи, когда еще не установлено

значение каждой из них для добычи нефти.

В   связи   с   этим   одной   из   основных   задач   инженера-нефтяника   является

возможно   более   быстрое   определение   преобладающего   вида   пластовой   энергии,

обеспечивающего   наибольшую   эффективность   разработки   залежи.   Основные

источники   пластовой   энергии,   способствующие   движению   нефти   к   скважинам,

следующие:   1)   газ,   растворенный   в   нефти;   2)   свободный   газ,   находящийся   под

давлением (здесь выделяются два случая  -  газовая залежь с нефтяной оторочкой и

нефтяная   залежь   с   газовой   шапкой);   3)   пластовое   давление   (также   в   двух

разновидностях:   обычное   гидростатическое,   иногда   частично   гидродинамическое

давление; давление, обусловленное сжатой водой и нефтью или газом в газообразной

или жидкой фазах); 4) упругое сжатие пород-коллекторов; 5) гравитационные силы; 6)

комбинации перечисленных источников энергии»

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  53  54  55  56   ..