Коллекторские свойства пластов. Коллекторские свойства нефти


Коллекторские свойства пластов

Пористость, образуемая сообщающимися порами, называется откры­той. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости.

Открытая пористость – совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость – совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количествен­ного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы.

Одним из показателей вертикальной неоднородности пласта является коэффициент расчлененности.

Коэффициент расчлененности – это отношение числа прослоев коллек­торов продуктивного пласта, суммированного по всем скважинам в границах залежи к общему числу скважин.

Коэффициент песчанистости – это отношение эффективной толщины продуктивного пласта к его общей толщине.

Коэффициент нефтенасыщенности – это отношение объема нефти, содержащейся в порах (пустотах) пласта, к общему объему всех пор (пустот) нефтеносного пласта в пластовых условиях. В нижеприведенных таблицах он рассчитан для чистонефтяной зоны и для водонефтяной зоны.

Проницаемость – это фильтрационное свойство коллектора, характе­ризующее его способность пропускать нефть, газ и воду.

Насыщенность пор флюидами – заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

Смачиваемость – способность породы смачиваться жидкостью. В не­фтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти также выделяются

смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.

Пьезопроводность – способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное экс­плуатацией пласта, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности.

Пластовая температура по продуктивным пластам Западной Сибири зависит от глубины залегания пласта и увеличивается примерно на 3 гра­дуса на каждые 100 м.

Продуктивные пласты Талаканского и Алинского месторождений Вос­точной Сибири имеют аномально низкие температуры: 10–17 градусов.

Пластовое давление – давление жидкости или газа, насыщающих пласт. При отсутствии движения давление в жидкости или газе подчиняется зако­нам гидростатики. Вследствие этого сведения о величине пластового дав­ления должны включать данные о глубине, на которой произведен замер.

Давление, измеренное в первой разведочной скважине, вскрывшей залежь, называется начальным пластовым давлением. Измеряют давление глубинным манометром на уровне середины вскрытого интервала пласта.

После пуска скважины в опытную эксплуатацию и вскрытия залежи последующими разведочными скважинами в пласте происходят снижение и перераспределение давления, вызываемые отбором жидкости и появле­нием новых точек стока.

Если при опытной эксплуатации скважин наблюдается быстрое падение давления, то это означает, что промышленные запасы нефти или газа ограниче­ны. Медленное падение давления, особенно при значительном отборе из пласта продукции, является признаком, по которому можно судить о значительных запасах минерального сырья в открытой нефтяной или газовой залежи.

Значительное число нефтяных и газовых залежей приурочено к пласту, образующему региональную гидродинамическую систему. В таких залежах давление определяется статическим напором краевых вод и равно или близко по значению гидростатическому давлению.

Пласт ЮС0 в районах наличия промышленных притоков обладает ано­мально высоким пластовым давлением. Максимальное замеренное пла­стовое давление при разведочном бурении отмечено на скважине 3305П Ульяновского месторождения – 52,7 МПа.

Продуктивные пласты на месторождениях Восточной Сибири на тер­ритории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» характеризуются давлением ниже гидростатического.

Виды залежей

Ловушками нефти и газа называют природные резервуары, в кото­рых создаются условия для скопления этих флюидов. Залежью назы­вают естественное скопление нефти, газа, газоконденсата в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород. Совокупность залежей нефти, газа, газоконденсата в пределах

одной площади называют месторождением. Месторождения, состоящие из одной залежи, называют однозалежными, а из нескольких – много­залежными.

Газ, нефть, вода в пределах ловушки распределяются под дей­ствием гравитационных сил в зависимости от их плотности. Газ, как наиболее легкий флюид, размещается в верхней части ловушки или залежи над нефтью, внизу под нефтью скапливается вода. Скопление природного газа, находящегося при начальных пластовых условиях в газообразном фазовом состоянии над нефтяной частью залежи в наи­более приподнятых зонах структуры, называется газовой шапкой. Если газовая шапка большая, а скопление нефти – небольшое, его называют нефтяной оторочкой.

На территории работ ОАО «Сургутнефтегаз» ведется отбор горючего природного газа из газовой залежи пласта ПК1 на Верхненадымском ме­сторождении и попутного газа из газовых шапок Яунлорского, Дунаевского, Федоровского, Лянторского, Быстринского, Вачимского, Комарьинского и Талаканского нефтегазоконденсатных месторождений, Алинского и Ват-лорского газонефтяных месторождений. Также ведутся отборы попутного

Рис. 1. Типы залежей

растворенного газа по всем нефтяным месторождениям. Различают следующие типы залежей: – пластовые; – массивные; – литологически ограниченные.

Среди пластовых выделяют:

а) пластовые сводовые;

б) стратиграфически экранированные;

в) тектонически экранированные;

г) литологически экранированные.

Пластовая сводовая залежь – это залежь, приуроченная к резервуа­ру пластового типа, т.е. ограниченному в кровле и подошве практически непроницаемыми породами и изогнутому в форме свода, которая под­пирается водой.

Пластовая стратиграфически экранированная залежь ограничена непроницаемыми породами по поверхности стратиграфического не­согласия.

Пластовой тектонически экранированной залежью называют залежь в пласте, ограниченном вверху по его наклону разрывом, приводящим пласт в соприкосновение со слабопроницаемыми породами.

Пластовая литологически экранированная залежь приурочена к ло­вушке, обусловленной выклиниванием пласта-коллектора или ухудшением его коллекторских свойств вверх по восстанию.

Массивные залежи – это скопления углеводородов в ловушке, об­разованной мощным выступом однородных или различных по составу, но проницаемых для нефти (газа) пород, чаще карбонатных; в кровле такие залежи ограничиваются непроницаемыми породами, а в подошве – водой, заполняющей большую часть природного резервуара; при этом водонеф-тяной или газоводяной контакт сечет массив по всей площади залежи не­зависимо от характера напластования пород.

Литологически ограниченные залежи – это скопления нефти (газа) в резервуаре неправильной формы, ограниченном со всех сторон слабо­проницаемыми породами; вода, подстилающая такую залежь, не имеет гидростатического напора.

Похожие статьи:

poznayka.org

Свойства коллекторов нефти и газа.

Количество просмотров публикации Свойства коллекторов нефти и газа. - 40

Схема газовой (газонефтяной) залежи пластового типа.

Основными элементами залежи и параметрами являются ее геометрические размеры и форма, а так же положение внешних и внутренних контуров нефтеносности и газоносности.

Горно-геометрические характеристики (Рис.2.1) залежи. Длина залежи равна расстоянию между крайними точками, образующимися при пересечении большей оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи равна расстоянию по малой оси между этими точками. Высота залежи равна расстоянию по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки.

Верхняя граница пласта принято называть кровлей, а нижняя граница – подошвой.

Водо-нефтяным контактом принято называть поверхность, разделяющая нефть и воду. Соответственно газо-водяным контактом (ГВК) принято называть поверхность, разделяющая газ и воду в чисто газовых залежах.

Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта принято называть внешним контуром нефтеносности, а с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности. Скопление свободного газа над нефтью в залежи принято называть – газовой шапкой.

Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела (ГНК) с кровлей пласта – принято называть внешним контуром газоносности, а с подошвой пласта – внутренним контуром газоносности.

Величина Н – характеризует вертикальное расстояние от поверхности кровли пласта͵ в какой либо точке, до условной поверхности уровня моря и принято называть гипсометрической отметкой кровли в этой точке. Численно равна разности между глубинной этой точки L и альтитудой, соответствующей ей точке земной поверхности.

Высоту нефтяной залежи (Нн) называют этажем нефтеносности, а высоту (Нг) – газовой шапки – этажем газоносности.

Важной характеристикой залежи является толщина продуктивного пласта – ᴛ.ᴇ. расстояние от кровли до подошвы пласта по линии перпендикулярной к одной из этих поверхностей (истинная толщина). Видимая толщина пласта – расстояние по вертикали от кровли до подошвы.

Общая толщина. Эффективная толщина пласта hэф – разность между общей толщиной и суммарной толщиной всœех непроницаемых пропластков. При подсчете запасов часто применяется понятие нефтенасыщенной или газо-насыщенной толщины пласта.

Толщина пласта – коллектора (общая и эффективная) изменяется по площади его протирания (распространения). Для количественной характеристики ее изменения используют карты толщин (изопахит), представляющие собой систему плавных линий на плане залежи, соединяющие точки пласта с одинаковой толщиной. По этому принципу строятся карты общей, эффективной, нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины пласта.

 
 
 
 

 
 

В нефтепромысловой практике широко распространена система графического изображения тех или иных закономерностей с помощью карт. Строятся карты давлений, температур и т.д. По всœем залежам (газовым, газоконденсатным, нефтяным) строятся структурные карты. Структурная карта отображает топографию поверхности кровли (или подошвы) продуктивного пласта (рис.2.2.).

При построении структурных карт поверхность кровли (подошвы) пласта рассекается горизонтальными плоскостями, линии пересечения этих поверхностей будут проходить через точки с одинаковыми гипсометрическими отметками. Эти линии называются изогипсами (рис. 2.3).

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, структурная карта есть система изогипс, нанесенных на общий план. На структурные карты обычно наносятся точки расположения скважин, контуры нефтеносности и газоносности и другие данные.

 
 
Рис. 2.3. Часть структурной карты продуктивного пласта. Градация серого цвета отражает изменение коэффициента газонасыщенности Кᴦ.
 
 

Геологический профиль – профиль земной поверхности и разрез продуктивного пласта содержащего нефть, газ, газоконденсат. Строить геологические профили начинают уже на этапе строительства первых разведочных скважин, которые бурятся с целью обнаружения залежей УВ и называются поисковыми. По данным их бурения уточняются горно-геометрические характеристики залежей. При этом производится отбор и лабораторное изучение образцов пород – коллектора, а так же содержащиеся в нем жидкости и газы. Профиль строится по линии расположения скважин. Глубина, на которой скважина вскрывает кровлю пласта͵ зависит от характера залегания пласта и высоты точки расположения устья скважины над уровнем моря - ϶ᴛᴏ высота принято называть альтитудой скважины. Эта величина определяется методами геодезии для всœех скважин.

Промышленная ценность нефтяной (или газовой) залежи определяется, прежде всœего, её геометрическими размерами (площадью, мощностью). Чем больше S и мощность, тем больше залежь может содержать У.В. Но геометрические размеры дают лишь косвенное представление о количестве имеющихся У.В. Так как нефть (газ) в пластовых условиях занимают не весь геометрический объём пласта͵ а лишь поровое пространство между частицами породы, из которой сложена залежь. Таким образом общая полезная емкость залежи зависит от коллекторских свойств породы.

Пористостью пласта коллектора принято называть объём пустот, состоящий из пор, поровых каналов между отдельными зернами и частицами породы, трещин, каверн и т.д. Численная величина пористости определяется отношением общего объёма всœех пустот в породе ко всœему объёму породы с пустотами. Эта величина измеряется в широких пределах от долей % до нескольких десятков. Геометрические размеры и величина пористости не могут определять полностью промышленную ценность залежи. Необходимо чтобы углеводороды могли двигаться в пласте, перемещаться к забоям скважин, фильтроваться через породу, ᴛ.ᴇ. пласт – коллектор должен быть проницаем для углеводородов. Чем больше величина проницаемости породы для У.В. (нефть и газ), тем большую промышленную ценность имеет залежь. Проницаемость породы зависит от размера пор и каналов, связывающих поры между собой. Чем больше размер пор, тем выше проницаемость.

Промышленное значение залежей углеводородов зависит так же от величины Рпл, от качественных характеристик углеводородов.

Важнейшим параметром является величина нефте–газонасыщенности (Кг, Кн).

Нефтенасыщенностью (газонасыщенностью) – принято называть отношение объёма пор в залежи, заполненных газом (нефтью) к общему объёму пор породы. (кроме нефти (аза) в порах пласта всœегда содержится вода, остающаяся неподвижной в процессе эксплуатации. Это ʼʼсвязаннаяʼʼ вода и она неподвижна вследствии действия сил сцепления породы с водой. Таким образом часть порового пространства породы

Общее содержание нефти (газа) в залежи принято называть геологическим запасом нефти (газа) данной залежи.

2.3. Давление и температура в пласте. Геотермический градиент.

Геотермическая ступень.

Природный газ в газовых залежах находится под давлением, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ определяется чаще всœего напором краевых или подошвенных вод, а так же давлением горных пород.

Горным давлением принято называть давление, создаваемое весом залегающих над газом (нефтью) пород:

Ргор = 0,1 gп L,(2.14)

где

Ргор – горное давленин, кг/см2;

gп – средний удельный вес горной породы, ᴛ.ᴇ. всœех выше лежащих пластов с учетом насыщающих их жидкостей;

L – глубина, считая от поверхности залежи до точки пласта͵ в которой определяется горное давление.

Давление природного газа в газовой залежи всœегда меньше горного давления.

Пластовым давлением называют давление, под которым газ (нефть) находится в продуктивном пласте. Давление в продуктивном пласте до начала его разработки, приведенное к определœенной отметке ВНК (ГНК), называют начальным Рпл. Начальное пластовое давление в газовой залежи обычно равно гидростатическому давлению ᴛ.ᴇ. примерно глубинœе скважины (L), умноженной на удельный вес воды. При этом существуют пласты и с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

Пластовое давление (Рпл.) – важный параметр месторождений углеводородов, с помощью которого определяют запасы пластовой энергии и газа (нефти), дебиты скважин и т.д. Пластовое давление в газовых месторождениях определяются глубинными манометрами, спущенными на забой скважины, либо путем расчета по статическому давлению на устье скважин (по барометрической формуле):

Статическим давлением называют давление на устье в закрытой скважинœе (Рбуф, Рзатр). Значения его, до начала эксплуатации единой залежи углеводородов, практически одинаковы для различных скважин. Давление на устье определяется (измеряется) с помощью различных измерителœей физических величин (образцовых манометров, датчиков давления, дифманометров и т.д.).

Одним из важнейших факторов характеризующих состояние нефти и газа, а так же воды является температура.

referatwork.ru

Нефтяные коллекторы и их свойства. Пластовое и приведенное давления.

В процессе осадконакопления при формировании залежи нефти в результате региональной (первичной) миграции пористое пространство породы оказывается з

21.02.01 ЭС2-14 000.000  
аполненным диффузно рассеянными нефтью, газом и водой. В дальнейшем при внутрирезервуарной (вторичной) миграции внутри пористой породы жидкости и газ распределяются в соответствии с их плотностями: газ занимает повышенную часть пласта (образуя газовую шапку), ниже располагается нефть, а еще ниже вода. Однако полного гравитационного разделения газа, нефти и воды не происходит и часть воды (так называемой связанной воды) остается в газовой и нефтяной зонах пласта, удерживаясь там силами поверхностного натяжения в субкапиллярных порах.

Нефть и газ по химическому составу являются очень сложными углеводородами, находящимися при повышенных пластовом давлении и температуре, что отличает их свойства в пластовых условиях от свойств на поверхности земли.

Состояние смеси углеводородов на поверхности зависит от состава углеводородов, добываемых из скважины, и от давления и температуры, при которых они извлекаются. Углеводороды, остающиеся в пласте на любой стадии его истощения, претерпевают физические изменения, так как пластовое давление по мере отбора из пласта нефти или газа уменьшается. Поэтому возникает необходимость изучения физических свойств углеводородов, находящихся в природных условиях, и особенно изменений этих свойств в зависимости от давления и температуры.

Знание физических закономерностей изменения свойств углеводородов дает возможность оценить количество полученных газов и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при извлечении их на поверхность.

Изучение указанных выше данных позволяет выяснить физические явления, происходящие в недрах, оценить промышленные запасы нефти и газа в пласте и наметить мероприятия по наиболее полному извлечению из недр нефти и газа.

При изучении физических свойств пластовых жидкостей и газов следует иметь в виду также и то, что движение их в пористой среде при эксплуатации происходит в сложных условиях, определяемых не только высокими давлением и температурой, но и физико-химическими свойствами жидкостей, газов и самой пористой среды. Из-за сло

21.02.01 ЭС2-14 000.000  
жности состава природных углеводородных смесей очень часто приходится пользоваться эмпирическими данными, полученными в результате лабораторных исследований.

Для исследования физических свойств природных жидкостей и газов в первую очередь необходимо установить состояние и характер изменения простых однокомпонентных систем. Однокомпонентные углеводороды в чистом виде не существуют в природе и могут быть получены только после тщательной переработки углеводородных систем. Однако ввиду того, что физические свойства однокомпонентных углеводородов и характер их изменения в зависимости от давления и температуры качественно такие же, как и более сложных систем, для их изучения можно пользоваться основными определениями и принципами термодинамики и физической химии, относящимися к индивидуальным углеводородам.

Углеводородные системы, как и другие системы, могут быть гомогенными и гетерогенными.

В гомогенной системе все ее части имеют одинаковые физические свойства. Для гетерогенной системы физические и химические свойства в разных точках различны.

Гетерогенные системы состоят из фаз, каждая из которых представляет собой определенную часть системы, являющуюся гомогенной и физически отделенной от других фаз отчетливыми границами (например, гетерогенная система: лед, вода и водяной пар).

В нефтегазовом пласте существует также гетерогенная система: газ, нефть, вода. Поэтому кроме свойств углеводородов необходимо изучение также свойств воды, которая занимает часть объема пласта, создает энергию для добычи нефти, а также извлекается вместе с нефтью и газом.

Ниже будут рассмотрены лишь основные свойства нефти в поверхностных и пластовых условиях, которые необходимо знать при проектировании, анализе разработки нефтяных залежей, а также при подсчете запасов нефти.

2. Физические свойства нефти

Нефть представляет собой в основном смесь углеводородов различного состава, хотя в ней обычно преобладают углеводороды метанового (парафинового) или нафтенового рядов. В меньших количествах встречаются углеводороды ароматического ряда и др.

По физическому состоянию углеводороды от СН4 до С4 Н10 – газы, от С5 Н12 до C16 h44 – жидкости и от C17 h46 до С35 Н72 – твердые, называемые парафинами.

Углеводороды метанового ряда (Сп Н2п+2 ) преобладают в нефтях месторождений Грозненского района, Челекена, Ферганской долины, Южной Бухары и др.

Углеводороды нафтенового ряда (Cn h3n ) являются основной составной частью нефтей Азербайджана, Западной Украины и т.п.

Товарные качества нефти определяются содержанием легких и тяжелых углеводородов, составом жидких и твердых углеводородов и наличием примесей.

Нефть характеризуется фракционным составом. Обычно выделяют следующие фракции: до 100 °С – бензин первого сорта, до 110 °С – бензин специальный, до 135 °С – бензин второго сорта, до 265 °С – керосин (сорт «метеор»), до 270 °С – керосин обыкновенный; остаток относится к мазуту, из которого при подогреве (под вакуумом) до 400–420 °С отбирают масляные фракции.

По содержанию фракций различают нефти легкие (бензиновые, масляные) и тяжелые (топливные, асфальтовые и др.). Среднее содержание бензиновых фракций (кипящих до 200 °С) в нефтях пермских и каменноугольных отложений восточных районов СССР колеблется в пределах 15–25%, в нефтях девонских отложений – 25–30%.

Качество нефти зависит также от содержания в ней парафина, серы, смолистых веществ и т.п. По содержанию парафина различают беспарафинистые нефти – парафина не более 1%, слабопарафинистые-1–2% и парафинистые – более 2%. Наибольшим содержанием парафина отличаются нефти месторождений Мангышлака (20–28%), Западной У

21.02.01 ЭС2-14 000.000  
краины (до 12%), Грозненского района (до 7%), Челекена и Средней Азии (до 4–5%), Сураханского (2–4%), Озек-Суатского (до 25%) и др.

 

 

Химический состав и физические свойства нефти и газа.

Свойства нефти

Нефть – горючая маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного.

В нефти встречаются следующие группы углеводородов:

· метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2;

· нафтеновые – СnН2ni;

· ароматические – Сnh3n-6.

Преобладают углеводороды метанового ряда.

Таблица 2.1. Углеводороды метанового ряда
Наименование Формула Примечание
Метан СН4 При атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии
Этан С2Н6
Пропан С3Н8
Бутан С4Н10
Пентан С5Н12 Неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно
Гексан С6Н14
Гептан С7Н16
Октан С8Н18 . . . C17h46 Жидкие вещества
  С18Н38 и т.д. Твердые вещества (парафины)

 

Рис. 2.1. Химический состав нефти

Рассмотрим основные физические свойства нефти.

1. Плотность - отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для опр

21.02.01 ЭС2-14 000.000  
еделения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти (рис. 2.2).

Рис. 2.2. Ареометр

Плотность нефти варьируется от 730 до 980 1050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы

По плотности судят о качестве нефти. Легкие нефти наиболее ценные.

2. Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па с), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па с относится к числу высоковязких.

 

 



infopedia.su