Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 17

 

  Главная      Учебники - Разные     Геология нефти и газа (Еременко Н.) - 1968 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  15  16  17  18   ..

 

 

Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 17

 

 

Гл. VI. Горные  породы   как  вместилище   нефти  и  газа

 

Тогда  линейный  закон фильтрации  (закон  Дарси)  примет вид

 

Проницаемость  измеряется  в  дарси.  За  дарси  принимается  такая 

проницаемость,  при  которой  через  породу  с  поперечным  сечением  1 

еж

2

 и при перепаде давления 1 am на протяжении 1 см проходит 1 см

ъ

 

жидкости  вязкостью  1  спз.  Так  как  величина  коэффициента 

проницаемости горных пород, развитых в нефтегазоносных районах, в 

большинстве  случаев  меньше  1  д,  то  проницаемость  пород  обычно 

характеризуют  в  единицах  миллидарси,  составляющих  0,001  д.  Из 

определения  и  физического  смысла  коэффициента  проницаемости 

следует,  что величина  его  не  должна зависеть  от  природы жидкости, 

которая движется через образец пористой среды.

 

Однако  на  практике  обычно  наблюдаются  изменения  этого  коэф-

фициента  в  зависимости  от  природы  фильтрующихся  веществ.  Эти 

изменения  иногда  превышают  100%.  Не  должен  изменяться  коэф-

фициент  проницаемости  и  во  времени.  Но  в  опытах  часто  наблюда-

лось падение проницаемости более чем на 50% за 1 ч.

 

Существуют  различные  объяснения  причин,  вызывающих  изме-

нение  проницаемости  во  времени  и  влияние  на  нее  свойств  жидкости. 

При  фильтрации  жидкостей  в  рыхлых  коллекторах  и  наличии  весьма 

мелких  фракций  песка  возможны  перегруппировка  зерен  породы 
(суффозия)  и  забивание  поровых  каналов  мелкими  частицами,  изме-

няющими  проницаемость  среды.  Частицы,  находящиеся  в  нефти  во 

взвешенном состоянии, при выпадении вызывают закупоривание пор. 

В  результате  выделения  смолистых  веществ,  содержащихся  в  сырой 

нефти,  происходит  отложение  их  на  поверхности  зерен  породы,  что 

приводит  к  уменьшению  поперечного  сечения  поровых  каналов.  При 

фильтрации  воды  в  коллекторах,  содержащих  глинистые  частицы, 

последние разбухают, что вызывает уменьшение поперечного сечения 

поровых  каналов.  При  воздействии  воды  на  кремнезем  возможно 

образование коллоидального кремнезема в поровых каналах, это также 

ведет  к  их  закупориванию.  При  выделении  из  воды  СО

2

  значительно 

уменьшается  растворимость  СаС0

3

,  и  последний  осаждается  в  порах, 

уменьшая их эффективный диаметр.

 

Изменение  проницаемости  вследствие  цементации  количественно 

учесть  довольно  трудно.  А.  А.  Ханин  приводит  экспериментальные 

данные для  песчаных пород  (рис. 43). Резкое падение проницаемости 

наблюдается  в  песчаных  породах,  в  которых  содержание  цемента 

достигает  4—10%.  В  обломочных  породах  плотность  упаковки  частиц 

ведет  не только к  уменьшению пористости, но и  к  уменьшению раз-

мера пор. Поэтому при увеличении плотности пород следует ожидать в 

общем  уменьшения  проницаемости.  Экспериментальные  данные  об 

изменении  проницаемости  в  зависимости  от  плотности  пород  при-

ведены на рис. 44. Как видно из этого графика, наиболее резко па- 

130

 

§ 2. Проницаемость горных   пород 

дает проницаемость песчаных пород, плотность которых превышает

 

2,0 г!см

3

е

 

Выше отмечалась обратная связь между плотностью пород и общей 

пористостью. Значительно  сложнее  связь в  обломочных породах ме-

жду проницаемостью п пористостью. Некоторые экспериментальные

 

 

Рис. 44. Зависимость проницаемости от 

плотности породы  (по А. А.   Ханину).

 

1  —  мелкозернистые  песчаники  пашийского 

горизонта  и  живетского  яруса  девона  Башкирии 

и  Татарии;  2  —  мелкозернистые  песчаники 

бугурусланской  (уфимской)  свиты  казанского 

яруса  верхней  перми  Тарханского  газового 

месторождения;  3—алевролит  абазип-ской  свиты 

нижнего  палеогена 

Ахтырско-Бугундырского 

нефтяного  месторождения!  4  —  мелкозернистые 

песчаники  майкопской  свиты  Краснодарского 

района;  5  —  алевриты  хадумского  газоносного 

горизонта Ставрополья.

 

данные 

по 

этой 

зависимости 

приведены  на  рис.  38  для  менилито-вых  и  эоценовых  отложений 

Долинского  и  Битковского  месторождений.  Как  видно  из  рис.  38, 

зависимость  между  пористостью  и  проницаемостью  не  имеет 

линейного характера, хотя в общем увеличение пористости приводит 

к  росту  проницаемости.  Проницаемость  наиболее  тесно  связана  с 

размером пор и их конфигурацией, в то время как общая пористость 

по  существу  не  зависит  от  размера  пор.  Много  раз  связь  между 

этими параметрами пытались определить теоретическим путем. При 

этом обычно для выражения связи 

131 

Рис. 43. Зависимость проницаемости

 

от содержания  цемента  в песчаных

 

породах (по А.  А.  Ханипу).

 

1  —  средне-  и  мелкозернистые  песчаники 

доживетского  возраста  Пачелмы;  2  —  мел-

козернистые  песчаники  свиты  Горячего 

Ключа  Ставрополья;  3  —  мелкозернистые 

песчаники угерской свиты Бильче-Волицы; 

—  мелкозернистые  песчаники  угленосной 

свиты  Арчеды;  5мелкозернистые  пес-

чаники угленосной свиты Жирное.

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Гл. VI. Горные   породы   как   вместилище   нефти   и   газа 

привлекалась удельная поверхность. По Ф. И. Котяхову теоретическая 

зависимость может быть выражена следующей формулой: 

 

или

 

 

где   s

n

 — удельная поверхность в см

2

/см

в

пр

 — 

проницаемость  в  д; k

a

 — коэффициент пористости в 

долях единицы,

 

А. И. Леворсен для тех же величин предложил следующую зави-

симость:

 

 

Однако все же эта формула не может быть распространена на кол-

лекторы всех нефтегазоносных провинций.

 

Изменение  пористости,  плотности  и  проницаемости  пород  в  зна-

чительной мере зависит от давления, которое эти породы испытывают. 

В  земной  коре  порода  воспринимает  на  себя  давление,  обусловленное 

весом  вышележащих  пород  (горное  давление  р

г

),  а  также  давление 

жидкости  или  газа,  заполняющих  поры  этой  породы  (пластовое 

давление р

Л11

). Если под действием горного давления породы стремятся к 

сжатию,  то  пластовое  давление  препятствует  этому  процессу.  Таким 

образом,  можно  говорить,  что  изменение  плотности  породы 

происходит  под  влиянием  эффективного  давления  р

а

^.  Эффективное 

давление может быть рассчитано по формуле

 

где  п  «=*  0,085  (В.  М.  Добрынин,  1963).  Величина  этого 

коэффициента  определена  экспериментально  и,  очевидно,  связана  с 

упругой  деформацией  частиц,  слагающих  скелет  породы.  Поскольку 

сжатие породы приводит к уменьшению сечения поровых каналов, оно 

весьма  существенно влияет па изменение коэффициента проницаемости, 

которое может происходить в весьма широких пределах. Например, по 

В. М. Добрынину (1963) для некоторых песчаников при эффективных 

давлениях,  достигающих  1400  am,  коэффициент  проницаемости  может 

уменьшаться  более  чем  вдвое  по  сравнению  со  значе  нием, 

измеренным при атмосферных условиях.

 

Проницаемость трещиноватых пород зависит от количества тре-

щин, их протяженности и степени раскрытости.  При раскрытости

                         

132 

§ 2. Проницаемость  горных  пород 

трещин в породе не менее чем на 10 мк проницаемость породы может 
быть рассчитана по формуле Буссинека

 

Здесь   k

пр

— коэффициент проницаемости в д;

 

b — раскрытость трещин в мм 
 т —   
трещинная пористость в   %.

 

Так как

 

 

где l — длина трещин в мм,

 

s — площадь шлифа в мм*, то

 

 

т.  е.  коэффициент  проницаемости  трещиноватых  пород  пропорци-

онален  кубу  раскрытости  трещин.  По  Е.  С.  Ромм  проницаемость 

системы трещин пропорциональна проницаемости отдельной трещины и 

отношению раскрытия трещин к расстоянию между ними

 

 

где  Кпр — коэффициент проницаемости системы трещин; 
k'пр — проницаемость отдельной трещины; 

b— раскрытость трещин; L — расстояние между трещинами.

 

Учитывая это, общую формулу проницаемости для 

трещинных пород можно выразить

 

 

где величины b и даны в см.

 

Проницаемость  пород,  содержащих  нефть  и  газ,  изменяется  в 

широких  пределах,  от  нескольких  миллидарси  до  нескольких  дарси. 

Пласт  можно  назвать  хорошо  проницаемым,  если  коэффициент  про-

ницаемости  составляет  единицы  или  десятые  доли  дарси.  Часто 

нефтяные  и  газовые  пласты  неоднородны  по  проницаемости.  В  боль-

шинстве  случаев  при  отсутствии  секущих  трещин  проницаемость 

пластов вдоль непластования значительно больше, чем в направлении, 

перпендикулярном 

поверхности 

напластования. 

Лабораторные 

определения  проницаемости  пластов  по  имеющимся  кернам  харак-

теризуют  локальную  проницаемость  коллекторов  тех  интервалов  и  на 

тех  участках,  откуда  эти  керны  взяты.  Для  определения  средних 

значений коэффициента проницаемости необходимы отбор и иссле-

 

133 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

       Vi. Горные  породы   как   вместилище   нефти  и  газа

 

дования большого количества кернов, взятых в различных (как по 
расположению на продуктивной площади, так и по глубине) точках 
пласта. В промысловых условиях проницаемость может быть рассчитана 
по электрокаротажпьш диаграммам или по результатам специальных 
наблюдений над притоками жидкостей и газов в скважину. Существует 
представление о полезной емкости коллектора, которая является 
суммарной емкостью открытых пор за вычетом объема остаточной 
воды. Зависимость между эффективной пористостью и проницаемостью 
по Л. А. Ханину для обломочных пород различ-

 

ного 

гранулометрического 

состава представлена на рис. 
45.

 

Наиболее  хорошо  изу-

чены породы  с  межзерновой 

проницаемостью, 

зна-

чительно  хуже  —  породы  с 

трещинной  проницаемостью 

и  почти  совершенно  не 

изучена 

проницаемость 

плохо  проницаемых  пород,  в 

частности 

глин. 

Для 

восполнения  этого  пробела 

автор  с  А.  Г.  Милешиной 

провел 

экспериментальные 

работы 

по 

изучению 

фильтрации  нефтей  через 

глинистые 

породы. 

Для 

исследования были взяты три 

образца  естественно  влажных 

глин различного

 

минералогического состава (гидрослюдистые и монтмориллонитовые) и 

возраста.  Фильтрация  нефтей  проводилась  на  специально  скон-

струированной  аппаратуре  в  направлении,  перпендикулярном  к  на-

пластованию, при различных давлениях — от 2,5 до 200 am.

 

Девонские  нефти  Ромашкинского  и  Туймазинского  месторождений 

через образцы глин длиной 2,5 и 3,5 см не фильтровались. Менее вязкие 

кулсаринские  и  сураханские  нефти  фильтровались.  Появление  первых 

капель  фильтрата,  проходящего  через  юрские  глины,  наблюдалось  при 

перепаде давления 2,5 am в среднем через 30— 38 суток, а при перепаде 
60  и  120  am  через  4—6  суток.  Первые  капли  фильтрата  нефтей, 

проходящего  через  палеогеновые  и  нижнемеловые  глины,  проявлялись 

лишь при повышении давления до 120 am.

 

На рис. 46  показано  отсутствие  в  эксперименте закономерной  связи 

между скоростью фильтрации и давлением, изменение этих параметров 

не следует закону Дарси.

 

              134

2. Проницаемость горных пород 

 

По существу влияние давления сказывалось лишь на появлении 
фильтрата, а резкое снижение его привело к полному прекращению 
фильтрации. В. П. Савченко, изучивший аналогичные процессы, 
предложил называть перепад давления, при котором начинается

 

фильтрация,  давлением  прорыва,  а 

перепад  давлений,  при  котором 

прекращается 

фильтрация, 

давлением  пережима.  Указанный 

исследователь 

отмечает, 

что 

значения  давления  пережима  всегда 

более  низкие  по  сравнению  с 

давлением  прорыва.  Аналогичные 

явления 

наблюдаются 

и 

в 

некоторых  наших  экспериментах. 

Так, 

в 

эксперименте 

с 

палеогеновыми глинами из Дылыма 

давление  прорыва  составляет  120 
am,  а  пережима  80  am;  для 

нижнемеловых  глин  Дузлака  оба 

давления равны 120 am.

 

Из  сказанного  следует  вывод  о 

неприменимости  закона  Дарси  для 

наблюдаемых 

случаев 

проникновения 

нефтей 

через 

глинистые  породы.  Этот  закон 

применим  для  движения  жидкостей 

или  газов  в  случае  их  струйной 

фильтрации 

при 

наличии 

эффективной  пористости.  Именно 

для  такого  вида  миграции  о ни 

выводился

1

.  Исходя  из  приведенной 

выше зависимо-

 

сти  между  эффективной  и  общей  пористостью,  можно  сказать,  что 

при  диаметре  капилляров  менее  0,1  мк  эффективная  пористость  отсут-

ствует,  и  зависимость  между  ней  и  проницаемостью  теряет  смысл. 

При  малом  диаметре  капилляров  (десятые  и  сотые  доли  микрона) 

струйное  течение жидкостей  (и,  вероятно, газов)  отсутствует. Следует 

искать  другие  законы,  объясняющие  прохождение  жидкостей  через 

породы. Проведенными экспериментами установлена возможность

 

1

  В  подземной  гидравлике  теоретически  и  экспериментально  определяются 

границы  применимости  закона  Дарен.  Критерием  оценки  служат  критические 

значения  числа  Рейнолъдса  (Re).  Обычно  исследуются  верхние  пределы  при-

менимости закона Дарси при максимальных скоростях. В описываемых случаях 

условия  экспериментов  находились  на  границе  или  ниже  нижнего  предела 

значения Re

Kn

.

 

 

135 

 
 

Проницаемость абсолютная, мд 

Рис.   45.   Соотношение   между   эффективной 

пористостью  и  проницаемостью для различ-

ных по гранулометрическому  составу пород-

коллекторов (по А. А.  Хапипу).

 

J — алевролиты с преобладанием мелкоалевритовой 

фракции;   2 — алевролиты   о   преобладанием   круп-

ноалеврптовой фракции; ,1 — песчаники   мелкозерни-

стые; 4 — песчаники средне- и  крупнозернистые.

 

Рис.  46.  Фактическая  и  теоретическая 

зависимость  линейной  скорости  от  да-

вления  при  фильтрации  сураханской 

нефти через глину месторождений Ды-

 

лым.

 

о  —  фактическая  зависимость  ''линейной  ско-

рости  фильтрации  от  давления;  б  —  теорети-

ческие  зависимости  скорости  фильтрации  от 

давления при коэффициентах проницаемости по 

точкам и 6.

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Гл. VI. Горные  породы   как   вместилище  нефти  и  газа 

 

перемещения  нефти,  по-видимому,  в  виде  пленок  через  глинистые 
«непроницаемые»  породы.  Для  получения  эффекта  фильтрации  да-

вление  прорыва  необязательно  должно  быть  высоким.  Тот  же  эффект 

может  быть  получен  при  меньших  давлениях,  но  при  большем  вре-

мени.  Например,  для  юрских  глин  перепад  давления  2,5  am  обеспе-

чивает появление фильтрата через 30—38 суток, а перепад 60 и 120 am 
—  
через  4—6  суток.  Можно  предположить,  что  в  природе  в  случае 

благоприятных  условий  аналогичные  процессы  протекают  при 

значительно  меньших  перепадах  давлений,  но  в  течение  достаточно 

длительного  времени.  Из  сказанного  следует,  что  проникновение 

жидкостей через породу определяется не только законом фильтрации. 

При  проникновении  жидкости  в  виде  пленок  через  плохо 

проницаемую  породу  коэффициенты  проницаемости  и  фильтрации  не 

применимы.

 

§ 3. КОЛЛЕКТОРЫ И ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

 

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть и газ и 

отдавать  эти  полезные  ископаемые  при  разработке,  называются 

к о л л е к т о р а м и .  Коллекторские свойства породы зависят от ее 

пористости  и  проницаемости.  В  Советском  Союзе  проводились  и 

проводятся  большие  работы  по  изучению  коллекторов.  В  результате 

этих работ было предложено несколько классификаций коллекторов.

 

Ф.  А.  Требин,  детально  изучавший  песчаные  коллекторы,  пред-

ложил  классифицировать  их  но  проницаемости  и  пористости.  Он  вы-

деляет: 1) класс А — коллекторы высокой проницаемости (&

пр

 от 300 до 

3000  мд  и  более;  k

3/

L  от  14  до  25%  и  выше);  2)  класс  Б  —  средней 

проницаемости  (k

nf

  от  40  до  350  мд;  k

3

^  от  9  до  15%);  3)  класс  В  — 

незначительной проницаемости (k

uy

 от 0 до 50 мд; k^ от 0 до 10%).

 

Приведенное  расчленение  предложено  на  основе  рассмотрения 

кривой фильтрации песчаников, построенной по величинам k

3i

и k

uf

.

 

Г. А.   Теодорович выделяет четыре группы коллекторов:

 

А — более или менее равномерно проницаемые по порам;

 

Б — неравномерно проницаемые по порам;

 

В — проницаемые по трещинам и трещиноватые;

 

Г — смешанные.

 

Каждая  группа  разбивается  на  пять  классов  по  величине  прони-

цаемости.

 

Таким  образом,  для  характеристики  коллекторов  нефти  и  газа 

необходимо  определить  целый  комплекс  свойств,  отражающих  их 

емкостные  и  фильтрационные  свойства,  количество  и  состав  насы-

щающих  их  флюидов.  Поскольку  такие  свойства  пород,  как  прони-

цаемость,  изменяются  в  зависимости  от  термодинамических  условий, 

определения их надо вести в пластовых условиях. 

 

 

136 

 

§ 3. Коллекторы    и   природные   резервуары 

 
В природе вместилищем для нефти, газа и воды служит коллектор, 

заключенный  в  плохо  проницаемых  породах.  Такой  коллектор 

является  как  бы  сосудом,  имеющим  определенную  форму.  И.  О.  Брод 

называет его природным резервуаром. П р и р о д н ы й  р е з е р в у а р  
— это естественное вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого 

они  могут  циркулировать  и  форма  которого  обусловлена 

соотношением  коллектора  с  вмещающими  его  плохо  проницаемыми 

породами.  В  зарубежной  литературе  термину  природный  резервуар 

придается  иногда  несколько  иной  смысл.  Так,  А.  И.  Леворсен 

понимает под природным резервуаром только ту часть коллектора, в 

которой нефть и природный газ способны образовывать скопления.

 

Нефть,  газ  и  вода  совместно  находятся  в  природных  резервуарах. 

Поскольку  нефть  и  природный  газ  легче  воды,  они  всплывают  кверху. 

Поэтому при рассмотрении природных резервуаров особенно большое 

внимание  уделяется  характеру  перекрытия  их  непроницаемыми 

породами сверху, так называемой п о к р ы ш к е .  Покрышка важна и в 

другом  отношении.  Создание  в  резервуаре  водонапорной  (арте-

зианской)  системы  возможно  только  при  наличии  покрышки.  Суще-

ственное  значение  также  имеет  и  наличие  нижней  ограничивающей 

водоупорной поверхности. Таким образом, для соотношения подвижных 

веществ в природном резервуаре большое значение имеют водоупорные 

разделы, ограничивающие резервуар.

 

Находящиеся  в  резервуаре  вода,  нефть  и  газ  образуют  энерге-

тическую  систему.  Обычно  (но  далеко  не  всегда)  основной  энерге-

тический запас такой системы определяется энергией воды.

 

Энергетические  запасы  резервуара  определяются  его  емкостью, 

точнее  емкостью  заполняющих  его  жидкости  и  газа,  и  его  положе-

нием  по  отношению  к  условному  энергетическому  уровню  (за  по-

следний обычно принимается уровень океана).

 

Характер  распределения  потенциальной  энергии  резервуара 

определяется положением пьезометрической поверхности.

 

Появление  в  резервуаре  скоплен^т  нефти  или  газа  вносит  из-

менения  в  энергетическую  систему  резервуара.  Скопления  нефти  и 
(или)  газа  имеют  собственную  дополнительную  энергию,  вызыва-

ющую  появление  аномалий  в  общем  плане распределения  энергии  в 

резервуаре.

 

Количество нефти и газа в резервуаре по отношению к количеству 

заключенной  в  нем  воды  может  изменяться  в  весьма  широких 

пределах.  Соответственно  изменения  в  распределении  потенциальной 

энергии  резервуара,  вызываемые  скоплениями  нефти  и  (или)  газа, 

также могут иметь значительный размах.

 

Характеризуя  тот  или  иной  резервуар,  следует  отмечать  следу-

ющие  его  особенности:  тип  коллектора,  слагающего  резервуар; 

соотношение  коллектора  с  ограничивающими  его  непроницаемыми 
(водоупорными) породами; емкость резервуара; условия залегания

 

137 

 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  15  16  17  18   ..