ЛЕКЦИЯ № 2 1. ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ И НЕКОЛЛЕКТОРЫ. ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖИ 2. ФЕС И НЕФТЕГАЗОВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ Внутреннее строение залежи характеризуется присутствием в ее объеме и распространением по площади пород-коллекторов и непроницаемых пород флюидоупоров. «КОЛЛЕКТОР» от латинского слова «собирающий». Коллектор – г.п., способная вмещать жидкость и газ и пропускать их через себя при наличии перепада давления. Коллектор – г.п., обладающая определенными геолого-физическими свойствами, обеспечивающими физическую подвижность нефти, газа или воды в ее пустотном пространстве. Однако, не все г.п., содержащие подвижную нефть, способны отдавать ее при существующих способах эксплуатации. В связи с этим коллекторы делятся на продуктивные и непродуктивные. Порода-коллектор, имеющая геолого-физические свойства, при которых передвижение любых флюидов в ней невозможно, является непродуктивной. Таким образом, внутреннее строение залежи определяется чередованием в ее объеме и по площади: Пород-коллекторов и неколлекторов продуктивных и непродуктивных малопродук. Среднепродукт. Высокопродукт. Разная степень продуктивности определяется различием ФЕС- пористостью, проницаемостью и нефтегазонасыщенностью. 1 Классификация коллекторов по литологическому составу (А.И.Леворсен) 1. Обломочные (кластические) 2. Химические и биохимические 3. Смешанные Классификация коллекторов по типу емкости (М.И.Максимов, Смехов Е.М.) Тип коллекто- Литологический состав ра Поровый Сцементированные и несцементированные пески, песчаники, алевролиты Каверновый Карбонатные крупномелкозернистые породы (известняк, доломит) Трещинный Плотные, непроницаемые известняки, алевролиты, мергели Трещиннопоровый Сцементированные песчаники, алевролиты, переотложенные карбонаты Трещиннокаверновый Трещин.поров.-каверн. Карбонатные породы Каверновопоровый Терригенные и карбонатные породы Карбонатные и терригенные породы 2 Условия фильтрации / Роль в нефтедобыче Определяются структурой порового простр-ва и характером цементации пор. / Преобладающая Определяются структурой и размерами каналов, связывающих каверны. / Небольшая Идет по системам микротрещин с раскрытостью до 100 мк. / Небольшая Происходит по поровому простр-ву и микротрещинам. / Значительная По системам трещин и каверн. / Большая Сложная система фильтрации, преобладающая роль микротрещин./ Ограниченная По всему пространству пор и каверн. / Ограниченная Особенности строения терригенных и карбонатных коллекторов 1. Условия образования Т. – разрушение и переотложение коренных пород; К. – хемогенные, биогенные, эпигенетические, денудационные процессы и др. В связи с этим, литологические типы коллекторов терригенного состава – переслаивание песчаников и алевролитов с разным процентным соотношением частиц, отсортированностью и размером; в карбонатных – гораздо большее число разновидностей – биоморфные (водорослевые, фораминиферовые, мшанковые, криноидные идр.), детритовые, шламовые, хемогенные, оолитовые, сгустковые и др. 2. Типы пустотности – Т. коллектор, как правило, относится к кол- лекторам порового типа, тогда как карбонатный, преимущественно, характеризуется пустотностью в виде микрокаверн (d до 2 мм), каверн и трещин. 3. Структура порового пространства: Т.- диаметр пор и соединяющих их каналов близки между собой; К.- d каналов на 1-2 порядка < d каверн, следовательно, при равных значениях пористости, карбонатные коллектора имеют меньшую естественную проницаемость, что сказывается при выборе режимов работы скважин; типе заводнения. 4. Площадь удельной поверхности породы: (суммарная поверхность пустот, содержащихся в 1V образца; параметр определяет нефтегазонасыщенность, остаточную водонасыщенность коллекторов) Т.- большая удельная поверхность; К.- значительно меньше, поэтому К-т нефтегазонасыщенности карбонатных коллекторов значительно выше, чем у аналогичных по проницаемости терригенных. 5. Типы резервуаров: Т. – пористые пласты толщиной от первых мет- ров до десятков; образуют пластовые резервуары и залежи в них. К. – массив или пласты мощностью от десятков до сотен метров. Резервуары и залежи массивные, пластово-массивные. 6. Неоднородность коллекторов: Т.- более выдержаны по составу, пористости, проницаемости, а значит по продуктивности; К.- характеризуются изменяющимся типом пустотности и широким диапазоном проницаемости в пределах массива, поэтому процесс вытеснения идет значительно сложнее. 3 7. Разобщенность пластов: Т.- разобщены на пропластки по толщине и по простиранию; К.- подвержены трещиноватости – вертикальной и наклонной к слоистости, с разной степенью раскрытости трещин, следовательно невысокая проницаемость коллектора в целом, а также значительное изменение этой характеристики во всех направлениях (хотя трещины могут служить гидродинамическими каналами при фильтрации). 6. Сложность вскрытия пластов : при создании перепада давления (во вновь пробуренной скважине) с целью вызова притока из проницаемого пласта значительно ухудшает коллекторские свойства как Т., так и К. пород. В последствие, даже после очистки ПЗП в Т. коллекторах, эти явления практически необратимы, а в К.- проведение соляно-кислотных обработок позволяет не только восстановить естественную проницаемость пластов, но даже и увеличить ее в радиусе несколько метров от скважины. 4 2. ФЕС И НЕФТЕГАЗОВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ 2.1 Емкостные свойства – пористость, трещиноватость и кавернозность 1. Измеряются в % или в д.ед. от объема горной породы. Ко.п.=Vп.отк/Vобр. 2. Величина пористости зависит от размеров пор, каверн, протяженности и раскрытости трещин, гранулометрическим составом частиц, слагающих породу и степенью их сцементированности. 3. Среднее значение емкости в породах изменяется: в поровом коллекторе – (пористость) от 12 до 25%, в кавернозном коллекторе – (кавернозность) от 1-2 до 13-15% в трещинном коллекторе – (трещиноватость) – 1-2 %. 4. Определяется по лабораторным исследованиям керна и по данным ГИС (электрические, нейтронные и акустические методы) По понятию пористости надо знать: общее представление, определение полной, абсолютной, открытой пористости. Коэффициенты. Величина пористости, кавернозности, трещиноватости. 2.2. Фильтрационные свойства коллекторов Проницаемость – это важнейшее свойство коллекторов при разработке, под которым понимают способность коллекторов к фильтрации – к движению в них жидкостей или газов при перепаде давления. В коллекторах может происходить однофазная, двухфазная или трехфазная фильтрация, в зависимости от перемещения в поровом пространстве коллектора одного, двух или трех типов флюидов. При этом проницаемость для каждой из движущихся фаз будет существенно отличаться. Для оценки проницаемости нефтегазоводосодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемости. 1. Абсолютная проницаемость - это проницаемость породы, насыщенной только одной фазой, которая инертна по отношению к данной породе. Опреде- 5 ляется в лабораторных условиях по воздуху, газу и др. Ее величина зависит только от физических свойств г.п. Коэффициент абсолютной проницаемости определяется из линейного закона Дарси: K пр= Q μ ∆l / F ∆p, где Q – расход жидкости или газа через образец; μ – вязкость флюида;∆l – длина образца; F – площадь образца; ∆p– перепад давления Единицы измерения – м 2 , следовательно, физический смысл проницае- мости – это площадь поперечного сечения каналов через которые происходит фильтрация жидкости или газов при перепаде давления В практике промысловых исследований используют величину проницаемости 1 мкм2 =10-3 м 2 =1 мД 2. Фазовая проницаемость - это проницаемость коллектора для какой – либо, насыщающей его фазы при передвижении в нем многофазной системы. Значение фазовой проницаемости зависит уже не только от свойств породы, но и от степени насыщенности пустот каждой фазой и от свойств флюидов. 3.Относительная – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Измеряется в %. Этот вид проницаемости важен при разработке залежей. Его исследуют в течение всего времени эксплуатации и строят графики зависимости относительной проницаемости и степени насыщенности пород какой либо фазой. КПР,% 100 80 60 40 20 20 40 60 80 100 КВ,% Кривая1 – зависимость относительной проницаемости для пористой среды от коэф-та водонасыщенности пустотного пространства коллекторов. Кривая 2 –для воды Из графиков следует, что с ростом обводненности пластов фазовая и относительная проницаемость для нефти уменьшается. Но характер изменения 6 этих параметров для каждой залежи индивидуален. Зависимости используются при проектировании типа заводнения и анализа обводненности скважин. 2.3. Нефтегазоводонасыщенность В процессе миграции, нефть, газ и вода, перемещаясь по пластам в капельно-жидком состоянии, заполняют ловушки согласно принципа «дифференциального улавливания» (по закону гравитации газ занимает в ловушке наивысшее положение в ловушке, затем нефть, ниже – вода). Рис. Распределение флюидов в залежи согласно принципа дифференциального улавливания Но кроме сил гравитации в поровом пространстве действуют капиллярные поверхностно-молекулярные силы, которые, напротив, препятствует четкому плотностному распределению флюидов в пласте. Действие этих сил обусловливает, во-первых, присутствие связанной воды в пустотном пространстве коллектора, и во-вторых, во-вторых, наличие переходной зоны вместо четких границ раздела флюидов (ВНК, ГНК) – см. лекцию по ВНК Понятие об остаточной связанной воде Известно, что первоначально продуктивные пласты были заполнены пластовой водой, при дальнейшей миграции нефти или газа в эти пласты вода из пустотного пространства коллекторов вытеснялась и пустоты заполнялись УВ, но не полностью. Часть этой воды находится в неподвижном состоянии в пустотном пространстве коллекторов и в настоящее время. Эта вода очень прочно связана с минеральной матрицей горной породы молекулярно- поверхностными (капиллярными) силами и носит название – реликтовой, связанной или остаточной. Формы содержания остаточной воды - в виде пленки, обволакивающей стенки открытых пор, каверн, трещин; в капельном виде в неэффективных 7 изолированных пустотах; в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Эта оставшаяся вода носит название остаточной, связанной или реликтовой. Причем, действие молекулярных сил таково, что извлечь эту воду невозможно при существующих способах добычи. Связанной воды в коллекторе может быть от единиц % до 70%. Её количество определяется количеством и размерами пустот, чем меньше поры, тем больше в пласте остаточной воды. Чем меньше проницаемость породы, тем больше их остаточная водонасыщенность; в терригенных коллекторах связанной воды больше, чем в карбонатных породах; с увеличением в коллекторе глинистого материала увеличивается количество связанной воды. Для решения задач промысловой геологии, разработки залежей и подсчета запасов УВ, определение объема остаточной воды, содержащейся в открытых порах коллектора является наиболее важным условием. С помощью параметра водонасыщенности определяют один из основных параметров – нефтегазонасыщенность коллекторов. Для определения объема пор, занятых нефтью, (коэффициент нефтенасыщенности) необходимо знать количество связанной воды, занимающей поровое пространство. Эту величину определяют с помощью коэффициента водонасыщенности. kв - коэффициент водонасыщенности коллектора, содержащего нефть или газ – это отношение объема остаточной воды в открытых порах к объему открытых пор: kв= Vост.в / Vо.п. kн- коэффициент нефтенасыщенности – отношение объема нефти в открытых порах коллектора к объему пор. kг- коэффициент газонасыщенности – отношение объема газа в открытых порах коллектора к объему пор. Коэффициенты связаны между собой следующими связями: Нефтяная залежь kн + kв =1 (kн = 1- kв) Газонефтяная залежь kн + kг+ kв =1 8 Значения коэффициентов нефте- и газо- насыщенности можно определить лабораторным путем - по керну, отобранному в процессе бурения скважин, либо по ГИС. НО обычно эти методы не дают надежных результатов, т.к., качество их определения зависит от многих технических и технологических условий. Образец, насыщенный нефтью или газом и извлеченный на поверхность не может отражать истинных пластовых показателей (при бурении скважины часть нефти из образца горной породы вытесняется фильтратом бурового раствора; газ, растворенный в нефти насыщающей образец выделяется и тоже вытесняет нефть т.д. Исследуя такой образец в лаборатории определяют не начальное нефтегазосодержание породы, а К-эт остаточной нефтенасыщенности). Поэтому определяют К водонасыщенности, меньше зависящий от этих факторов и дающий удовлетворительные результаты. Кв также определяется либо по керну, либо по ГИС. 1. При определении по керну используется при бурении скважины промывочная жидкость непроникающая в пласт – на битумной или нефтяной основе. Отобранные образцы – экстрагируют в приборах Дина и Старка или Закса. Количество выделившейся остаточной воды определяют методом центрифугирования. Зная Кв находят Кн или Кг из формул. 2. Для определения по ГИС используют метод сопротивления и определяют Кв по параметру Рн – параметр нефтегазонасыщения. Рн = н. пл./ в.пл. – отношение удельного сопротивления нефтяного пласта, поровое пространство которого заполнено только нефтью и остаточной водой и пласта заполненного на 100 % водой. Между параметрами Рн и Кв существует закономерная связь – Рн =1 / Кв n, где n – изменяется от 1,7 -4,3 (чаще принимается равным 2) и зависит от литологического типа пород и свойств нефти и воды. Определив Кв можно определить Кн и Кг из уравнений Кн +Кв = 1; Кг+Кв = 1; 9 Понятие о гидрофильном и гидрофобном коллекторе Наличие остаточной воды в пустотном пространстве коллектора оказывает непосредственное влияние на процессы вытеснения нефти и газа из пласта. Матрица породы (минеральный скелет) имеет разную смачиваемость из-за сложного строения и свойств поверхности слагающих ее минералов, поэтому остаточная вода по-разному взаимодействует с г.п. 1. Если остаточная вода тонкой пленкой покрывает всю поверхность пустот, то такой коллектор считается гидрофильным. Гидрофильность – свойство поверхности частиц коллектора лучше смачиваться водой, чем нефтью (при наличии обеих фаз). Коллектор считается гидрофильным, если kв >10% (0,1ед). Процесс вытеснения в таких коллекторах идет лучше, т.к. нефть как бы скользит по пленке воды, выстилающей поверхность пор. 2. Гидрофобность – свойство поверхности частиц коллектора лучше смачиваться нефтью, чем водой. При соприкосновении нефти с такой г.п. происходят процессы адсобции – химическое взаимодействие поверхностноактивных веществ нефти с поверхностью минералов. Коллектор считается гидрофобным, если kв <10%. Коэффициент извлечения нефти из таких коллекторов значительно меньше, вследствие значительных потерь нефти в пласте (г.п. смачивается нефтью, которая прочно удерживается молекулярными силами на поверхности минералов). 10