Подземная гидромеханика

КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ

 

по дисциплине:  Подземная гидромеханика

 

Для специальности 

130503 "Разработка  и эксплуатация нефтяных и  газовых месторождений"

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

1. Насыщенность, связанность

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте–, газо– и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью и характеризует водонасыщенность (S_в), газонасыщенность (S_г), нефтенасыщенность (S_н).

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов. Из капиллярных пор и микротрещин вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Она может удерживаться молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Таким образом, в пласте находится остаточная (погребенная) вода. Количество остаточной воды (S_в.ост.) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа (см. ниже). Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и других.

Обычно, для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (S_Н), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта, считается хорошим показателем.

 Однако, эта закономерность  наблюдается далеко не для  всех регионов. Например, в Западной  Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и др.

В пределах нефтяных залежей, большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур, к зоне водонефтяного контакта (ВНК) ее величина, как правило, может значительно снижаться. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы водой, нефтью и газом.

Водонасыщенность (S_В) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (S_Н) и газонасыщенности (S_Г):

 

, 

 

где V_В, V_Н, V_Г – соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (V_пор) породы.

От объёма остаточной воды зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (П_ст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма остаточной воды:

П_ст =  V_{соб. пор} – V_{в. ост.}.                  

В зависимости от перепада давления, существующих в пористой среде, свойств  жидкостей, поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные  пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость) не движется в порах. Её величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Динамическая полезная ёмкость коллектора (П_дин) характеризует относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте.     

Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S = 1) или 100 %. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

  S_Н + S_В = 1.   

Для газонефтяных месторождений соответственно:

S_В + S_Н + S_Г = 1, S_г = 1 – (S_B + S_H).    

На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому  материалу в аппаратах Закса (см. лабораторный практикум) или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.

Связанность - отношение объёма, связанного с породой флюида V_fс, к объёму пор

. 

2. Пустота, пористость, раскрываемость

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения – это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.
2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами, циркуляционными водами образуются поры (например, поры выщелачивания), вплоть до образования карста.
3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО₃) в доломит (СаСО₃· МgСО₃). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита (Al₂O₃·2·SiO₂·H₂O).
4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.
5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор (2-5) – это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

Различают пористость породы следующих видов: общую, открытую, эффективную (динамическую).

Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (V_пор), открытых и закрытых, независимо.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V_сообщ.) между собой пор и она измеряется в м³, см³.

На практике величину пористости породы характеризуют коэффициентом пористости (m), выраженным в долях единицы или в процентах к объёму образца.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) зависит от объёма всех пор (V_пор):

.  

Коэффициент открытой пористости (m_о) зависит от объёма сообщающихся между собой пор (V_сообщ. _пор):

.   

Коэффициент эффективной (динамической) пористости (m_эф) характеризует фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор, через которые идёт фильтрация (V_{пор фильтр.}):

  

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, величины коэффициентов  общей и эффективной пористости примерно равны (рис. 1.).

Рис. 1 Среднезернистый кварцевый  песок юрского возраста месторождения  Джаксымай, Эмба, m_эф - 22,31

 

Для пород, содержащих большое количество цемента, между коэффициентами эффективной  и общей пористости наблюдается  существенное различие. В общем случае, для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

m_п ≥ m_o ≥ m_эф.  

Пористость пород нефтяных и  газовых коллекторов может изменяться от нескольких процентов до 52 % (табл. 1.). Для хороших коллекторов коэффициент  пористости лежит в пределах 15-25 %.

Таблица 1.

     Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Горная порода	Пористость, %
Глинистые сланцы	0,54-1,4
Глины	6,0-50,0
Пески	6,0-52
Песчаники	3,5-29,0
Известняки	до 33
Доломиты	до 39
Известняки и доломиты, как покрышки	0,65-2,5

 

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

• субкапиллярные – размер пор < 0,0002 мм, практически непроницаемые глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит и др.);
• капиллярные (каналы и трещины) – размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;
• сверхкапиллярные (каналы и трещины) – размер пор > 0,5 мм.

Не все виды пор заполняются  флюидами: водой, нефтью, газом, часть  пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

В субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы. Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов  по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов и выполняют функции покрышек.

 По капиллярным  порам (каналам) и трещинам  движение нефти, воды, газа происходит  при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между последними и стенками пор. Для перемещения пластовых флюидов по капиллярным порам требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести.

По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под  действием сил тяжести.

Структура порового пространства определяется и зависит от:

• гранулометрического состава пород;
• формы и размера зёрен – по мере уменьшения величины зерен пористость, как правило, возрастает за счет возрастания частиц неправильной формы, зерна неправильной формы укладываются менее плотно, что приводит к увеличению пористости;
• укладки зёрен, например, при кубической укладке сферических зерен пористость составляет » 47,6 %, при более плотной ромбической укладке » 25,96 % (рис. 2);

Рис. 2. Различная укладка сферических  зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а – менее плотная кубическая укладка; б – более компактная ромбическая укладка

 

• сортировки зёрен, чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость;
• однородности и окатанности зёрен – порода, содержащая более однородные и окатанные зерна, имеет более высокую пористость;
• степени и типа цементации  (рис. 3, 4);
• степени трещиноватости горных пород;
• характера и размера пустот.

Характер цементации (рис. 3, 4) может  существенно изменять пористость породы. Типы цементации порового пространства будут в большей степени предопределять размеры поровых каналов. А радиус зерен в меньшей степени оказывает влияние на величину пористости и, как правило, не определяет величины пористости.

 

 

 

 

 

 

 

        

 

Рис. 3. Разновидности цемента горных пород

 

Рис. 4 Различные типы цемента в гранулярном коллекторе

а. – соприкасающийся тип цементации; б. – плёночный тип цементации; в. – базальный тип цементации

 

Компактность расположения частиц породы, а, следовательно, общая и  открытая пористость зависят от факторов:

• давления (Р_г), которое испытывают на себе породы;

• от плотности пород, количества цемента и типа цементации;

• глубины залегания и, как правило, пористость пород падает с увеличением глубины залегания, в связи с их уплотнением (Р_упл.) под действием веса вышележащих пород (рис. 5.), с увеличением глубины уплотняющее давление растёт, а вместе с этим уменьшается пористость породы (Р_упл.↑ → m↓).

Рис. 5. Влияние естественного уплотнения пород на их пористость: 1. – песчаники; 2. – глины

 

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.

Емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается  из объема пор, трещин и каверн.

Vпуст.=Vпор.+Vтрещ.+Vкаверн

По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся породах.

Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа - это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п.

К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений. Отмечается заметное изменение пористости в зонах водонефтяных контактов.

На рисунке 6 показаны некоторые  типы пустот встречающиеся в породах.

3. Несовершенные скважины

Несовершенная скважина - буровая  скважина, не полностью вскрывшая  водонасыщенную толщу пород, длина  водоприемной части которой меньше мощности водоносного пласта.

Предположим, что вода и нефть  совместно притекают к скважине радиусом г_с, вскрывшей горизонтальный пласт мощностью h на глубину b. На расстоянии R₀ от оси скважины распределение давления считается гидростатическим.

Пусть при отсутствии движения мощности, занятые водой и нефтью, соответственно равны h₁ и h₂. Движение считается установившимся и следующим закону Дарси, а жидкости несжимаемыми. На расстоянии r от скважины проведем цилиндрическую поверхность, соосную со скважиной. Пусть в первой области (водяной) высота этой поверхности у= у (r) (рис. 1).