Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа
На тему: “Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа ”
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Физика нефтяного и газового пласта решает основные задачи, которые необходимы для формирования месторождений нефти и газа, и условия залегания в глубинах земли отложениях из которых экономически выгодно извлекать углеводороды: это наличие соответствующих пород-коллекторов, изучения коллекторских и фильтрационных свойств горных пород, физических свойств пород нефтяных и газовых месторождений, в изменяющихся условиях залегания и в исследовании физических основ повышения нефте- и газоотдачи коллекторов, физических и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов, насыщающих породы-коллекторы. А так же методы лабораторного анализа и аппаратуру, используемую для изучения этих свойств, зависимость свойств коллекторов и углеводородных систем от условий залегания в месторождениях и от технологии их извлечения: фазовые состояния и превращения углеводородных систем, основы вытеснения углеводородов из пластов применительно к современным технологиям нефтегазодобычи и основы методов увеличения нефтегазоотдачи пласта на базе этих технологий.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О КОЛЛЕКТОРЕ
Коллектор - горная порода с высокой пористостью и проницаемостью, содержащая извлекаемые количества нефти и газа.
Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. По типам пород различают карбонатные (известняки, доломиты, мергели) и терригенные (пески, песчаники, алевролиты); по характеру пустот - гранулярные или поровые (только обломочные г.п.), трещинные (любые г.п.) и каверновые (только карбонатные породы). Емкость коллекторов определяется коэффициентом пустотности (отношение объема пустот к объему породы коллектора), который, в зависимости от типа коллектора, может достигать 24-27%. Продуктивность коллектора определяется его толщиной (иногда до 600 м), пустотностью, проницаемостью, нефтегазонасыщенностью, давлением в пласте и на забое скважины, а также вязкостью нефти или газа.
Пористость – это процент содержания пустот в породе. Кристаллические породы могут иметь менее 1% пустот, тогда как некоторые песчаники – 35–40%, а кавернозные известняки могут обладать даже еще большей пористостью.
Проницаемость – это свойство пород быть проводником при движении жидкостей или газов. Некоторые глины имеют такую же высокую пористость, как и песчаники, но они непроницаемы, так как размер их пор очень мал. Чем крупнее поры, тем выше проницаемость. Прямой связи между пористостью и проницаемостью, в общем, нет, хотя обычно породы с невысокой пористостью (10–15%) имеют также и низкую проницаемость. Если проницаемость мала, то нефть будет только слабо сочиться из породы и продуктивность окажется ниже экономически эффективной. Поэтому трудно извлекать нефть из глин, хотя обильные признаки нефти в них имеются во многих районах мира. Методы извлечения нефти из глинистых пород разрабатываются.
Пласты пород-коллекторов должны иметь определенную мощность и относительно постоянную проницаемость по латерали. Мощность, ниже которой пласт-коллектор не может разрабатываться с необходимой экономической эффективностью, зависит от многих причин, включая стоимость бурения в данном районе, глубину, пористость и объем (запасы) нефти.
Хотя обычно породами-коллекторами являются песчаники и карбонатные породы, любые породы, которые обладают необходимыми геологическими или структурными характеристиками, могут содержать нефть в промышленных количествах. Примером являются трещиноватые глины (аргиллиты), конгломераты, зоны выветривания на древних поверхностях гранитов и серпентизированные магматические образования.
Основными классификационными признаками коллектора являются условия фильтрации и аккумуляции в них пластовых флюидов.
По этим условиям коллекторы делятся на:
- простые (поровые и чисто трещинные);
- сложные (трещинно-поровые и порово-трещинные).
Чисто трещинные, трещинно-поровые и порово-трещинные коллекторы часто объединяют понятием «трещинные коллекторы», подразумевая, что фильтрация в таких коллекторах при отсутствии в них трещиноватости была бы затруднена или невозможна.
Каждый из перечисленных типов коллекторов связан с определенными типами горных пород и характеризуется своими особенностями стационарной, нестационарной и двухфазной фильтрации, а также приуроченностью пластового флюида к тому или иному типу пустотного пространства.
Кроме того, коллектора классифицируются по проницаемости независимо от типа фильтрующих пустот. Наиболее удобно делить коллектора на 5 классов (проницаемость, мкм2): I — более 1; II — 0,1—1; III— 0,01—0,1; IV —0,001 — 0,01; V — менее 0,001.
По рентабельности промышленной эксплуатации коллектора делят на эффективные и неэффективные.
Коллектор эффективный - коллектор, обладающий такими емкостными и фильтрационными свойствами, которые обеспечивают рентабельность промышленной эксплуатации месторождения в конкретных геолого-технических условиях.
2. ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ. ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ
Коллектором называют горную породу, способную содержать в себе и отдавать как полезное ископаемое нефть, газ и воду при современных технологиях их извлечения на поверхность. Данное определение предполагает, что при определенных геолого-физических условиях порода может быть коллектором как вместилище флюидов, но не коллектором с точки зрения фильтрационных свойств в рамках современных технологий добычи их.
Породы-коллекторы разнообразны как по минералогическому
составу, так и по геометрии пустотного
пространства, а также по происхождению
- генезису. Наиболее часто они представлены
гранулярными (обломочными) типами:
песчаниками, песками, алевролитами. Реже
представлены карбонатными разностями
(известняками, доломитами, мергелями).
Если для первой группы коллекторов пустотное
пространство представлено в основном
порами (реже трещинами и кавернами), то
вторая группа характеризуется порово-кавернозно-
Наличие коллектора в разрезе осадочной толщи не является достаточным условием формирования и сохранения залежи углеводородов в пределах нефтегазоносного региона. Для этого необходимо наличие надежной покрышки непроницаемых пород (глин, солей, плотных карбонатных пород и т.д.). Сочетание этих двух определяющих факторов обусловлено условиями формирования толщ (фаций) в пределах нефтегазовых регионов или его частей. Непрерывные колебательные процессы приводили к трансгрессиям (наступлениям моря на сушу) или регрессиям (отступлениям береговой линии), поэтому возникали различные палеогеографические условия, обусловившие неоднородное строение осадочных пород (их слоистость, линзовидность, прерывистость и т.д.). Отсюда в разрезах продуктивных толщ выделяют шельфовые, авандельтовые, дельтовые и др. отложения. В сочетании с тектоническими факторами эти особенности обусловили различный характер ловушек-резервуаров углеводородов. Различают типы ловушек (рис. 2.1-2.4):
1) структурные-антиклинали, купола, брахиантиклинали и др. (рис.2.1)
2) литологические (литологически ограниченные, литологически экранированные) (рис. 2.2-2.4.);
3) залежи в рифогенных образованиях (рис. 2.5.).
Рис. 2.1. Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и плане
1 - нефтенасыщенные породы;
2 - водонасыщенные коллектора;
3 - непроницаемые породы (покрышки)
Рис. 2.2. Литологически ограниченная залежь нефти связанная с антиклинальной структурой ^f - линия замещения коллекторов;
(остальные обозначения прежние)
Рис. 2.3. Литологически ограниченная заливообразная нефтяная залежь в плане (а) и разрезе (б)
- породы фундамента;
- кора выветривания
Рис. 2.4. Литологически экранированная залежь нефти, приуроченная к зоне угловых несогласий
(обозначения прежние)
Рис. 2.5. Массивная залежь нефти, приуроченная к рифогенным отложениям карбонатов (а) или к антиклинали (б)
В пределах контуров нефтеносности характер контактирования нефти и пластовых вод может быть различным: выделяют водонефтяные зоны с двумя контурами или одним контуром (водоплавающие залежи - массивные независимо от структурных особенностей, как на рис. 2.5).
В Западной Сибири большая часть нефтяных месторождений приурочена к антиклинальным структурам. Литологически ограниченные залежи имеют подчиненное значение ( в основном развиты в Приуральской нефтегазоносной области).
3. КЛАСИФИКАЦИЯ КОЛЛЕКТОРОВ
Так как емкость пустот пород может изменяться в широком диапазоне для единицы объема породы и в то же время она предопределяет масштаб запасов нефти, большое значение приобретает классификация коллекторов. По мнению автора наиболее удачна классификация Ф.И. Котяхова, особенность которой состоит в том, что она применима к коллекторам различного происхождения - к осадочным, изверженным и метаморфическим (табл. 3.1).
Трещиноватый тип коллекторов известен на месторождениях США, З.Венесуэлы, Северного Кавказа, З.Приуралья; к кавернозному типу относятся миссисипские известняки в Канаде.
Каверно-трещиноватые коллектора встречены в верхнем девоне на Речицком месторождении Белоруссии, в меловых отложениях Северного Кавказа, в нижнем кембрии Осинской, Атовской и Марковской площадей Иркутского амфитеатра.
Порово-трещиноватый и
трещиновато-поровый тип
Опыт разработки месторождений показал, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатам, около 1% - к метаморфическим и изверженным породам.
Таблица 3.1
Классификация коллекторов нефти и газа по Ф.И. Котяхову
Фильтрационные и емкостные свойства пород—коллекторов нефтяного и газового пласта (ФЕС) независимо от типа коллектора характеризуются рядом основных показателей:
1) пористостью;
2) проницаемостью;
3) удельной поверхностью;
4) гранулометрическим составом;
5) механическими свойствами;
6) насыщенностью пород нефтью, водой и газом.
Перечисленные свойства находятся в тесной связи с размерами и формой зерен гранулярных коллекторов, определяющих основные запасы аефти в месторождениях Западной Сибири. По размерам различают струк-гуры обломочных пород: псефитовую (обломки размером более 2 мм), юаммитовую (0,1 - 2 мм), алевритовую (0,01 - 0,1 мм) и пелитовую (менее 0,01 мм). Сцементированные разности этих пород (песчаники, алевролиты) характеризуются различными ФЕС в зависимости от состава и количества цемента. В качестве цементирующего материала известны глинистые вещества, карбонаты и другие компоненты.
4. ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ И ЕМКОСТНЫЕ
СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ
4.1. ПОРИСТОСТЬ
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот различной формы и происхождения. Количественно величина пористости определяется коэффициентом пористости - отношением объема пор Vnop. к объему образца горной породы Vo6p. (в долях или процентах):
.
Различают общую, открытую и динамическую (эффективную) пористость, которые соответственно определяются:
,
где Vсвпор - объем пор, связанных между собой;
Vпорзакр - объем пор закрытых;
,
,
где Vпордв.ж - часть объема открытых пор с движущейся фазой
Для несцементированных пород в оценке коэффициента пористости можно использовать модель фиктивного грунта, для которого величина пористости будет согласно Слихтеру определяться характером упаковки зерен:
,
где q - угол упаковки (60°<q<90°). В соответствии с углом q пористость меняется от 0,259 до 0,476.
Для реальных гранулярных пород структура перового пространства зависит от многих факторов:
1) гранулометрического состава пород;
2) степени цементации;
3) степени трещиноватости пород.
Характер (степень) цементации может существенно изменить пористость породы:
На рис. 4.1.1 показаны различные
типы цемента в гранулярном
Рис. 4.1.1. Типы цемента в гранулярном коллекторе:
а - цемент соприкосновения; б - пленочный цемент; в - базальный цемент.
Становится очевидным, что в зависимости от размеров зерен и характера цементации пористость будут предопределять размеры поровых каналов:
1) сверхкапиллярные - более 0,5 мм;
2) капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм;
3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.
По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение нефти, воды и газа, по капиллярным - при значительном влиянии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах пластовые флюиды практически перемещаться не могут (это глинистые разности пород).
Следовательно, при технологически допустимых перепадах давления не во всех пустотах возможна фильтрация жидкостей и газов. Отсюда пользуются еще двумя понятиями:
1) статической полезной емкостью коллектора (ПСТ);
2) динамической полезной емкостью коллектора (ПДИН).
Первая определяется открытой пористостью, вторая - условиями фильтрации (в конечном итоге - промывкой).
,
где SВК и SВН - соответственно конечная и начальная водонасы-щенности коллектора;
m0 - коэффициент открытой пористости.
4.2 ПРОНИЦАЕМОСТЬ
Проницаемость коллектора является фильтрационным параметром горной породы. Это свойство горной породы пропускать жидкости и газы и их смеси при создании перепадов давления. Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью.
При разработке нефтяных (газонефтяных) и газовых (газоконденсатных) месторождений встречаются различные виды фильтрационных потоков: движение нефти или газа или совместная фильтрация двух или трех фаз (нефти, газа и воды одновременно). При этом проницаемость пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.
Под абсолютной проницаемостью (Кабс) принято понимать фильтрующую способность горной породы (керна) для инертного в физико-химическом отношении флюида (воздуха или азота) .
Фазовой проницаемостью (Кфаз) называется проницаемость горной породы для данной фазы (нефти, газа, воды) при Наличии в пустотном объеме коллектора одной или двух других фаз, независимо от того, находятся последние в статическом состоянии или принимают участие в совместной фильтрации.
Относительная проницаемость (К' = Кфаз/Кабс) определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной для той же породы.
Для количественной оценки проницаемости горных пород обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
,
где к – коэффициент фильтрации;
DР - перепад давления;
m - динамическая вязкость;
DL - длина участка фильтрации.
Для любого сечения вдоль потока согласно законам общей гидравлики в тех же условиях фильтрации имеем:
,
где Q - объемный расход жидкости в единицу времени;
F - площадь поперечного сечения пористой среды.
В условиях установившегося режима, приравняв правые части (4.2.1) и (4.2.2), имеем:
,
Задав единичные параметры величинам в формуле (4.2.3): [Q] = 1 см3/сек; [m] == 1 спз; [DL] = 1 см, [F] = 1 см2; [DР] = 1 кгс/см2, для размерности проницаемости в (4.2.3) получим: [k] = 1 дарси (1 Д).
При использовании для тех же величин размерностей в Международной системе единиц, размерность проницаемости:
.
При этом 1 Д@10-12м2 = 1 мкм2.
При расчете проницаемости по газу вследствие его сжимаемости следует ввести средний объемный расход, приведенный к среднему давлению и средней температуре образца:
,
где QГ =2Q0P0/P1+P2 (согласно закону Бойля-Мариотта).
Тогда (4.2.5) приобретает вид:
,
где P1 и Р2 - давления в газовом потоке до и после образца.
Формулы (4.2.3) и (4.2.6) справедливы для одномерных (плоскопараллельных) потоков. При использовании решений из подземной гидромеханики для плоскорадиальной фильтрации (случай притока к скважине) имеем: при фильтрации жидкости
;
при фильтрации газа
,
где RK и rC - соответственно радиусы контура питания и скважины;
РПЛ и РЗАБ - пластовые и забойные давления.
4.3. НАСЫЩЕННОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ
В породах - коллекторах, содержащих нефть и газ, обычно находится остаточная (погребенная) вода, которая в определенных условиях фильтрации может удерживаться в пустотной среде молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Образование остаточной воды обязано генетическими особенностям формирования залежей нефти и газа.
Количественно содержание того или иного флюида в коллекторе определяется коэффициентом насыщенности:
,
,
,
где Vн, Vв и Vгаз - соответственно объемы нефти, воды и газа в поровом объеме - Vnop.
Содержание остаточной воды в песчаниках и алевролитах, а также в некоторых карбонатных коллекторах может меняться от нескольких до 70 и более процентов, составляя в среднем 20-30%.
Изучение остаточной (начальной) водонасыщенности имеет большое Практические значение как в подсчете запасов нефти и газа, так и в определении условий фильтрации и и конечном итоге - нефтеотдачи пластов.
Величина остаточной водонасыщенносги
зависит от содержания в цементе
коллекторов глинистых
Нефтеводонасыщенность может определяться двумя основными методами:
1) по керну (в аппаратах Закса);
2) по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.
4.4 УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Удельная поверхность пород - суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца, - зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы.
Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т. д. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Работами советских ученых М. М. Кусакова, Б. В. Дерягина, К. А. Зинченко, Ф. А. Требина установлено, что кроме объемных свойств жидкостей и газов (например, плотности, вязкости): на характер фильтрации нефти влияют и молекулярные явления, происходящие на контактах жидкости и породы. Объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются действием молекул, распространенными внутри жидкой фазы. Поэтому в крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.
Таким образом, удельная поверхность - одна из важнейших характеристик горной породы.
Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, сложно точно определить ее величину. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами размерами от десятков и сотен микрометров (по диаметру) до размеров молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенного значения, а зависит от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул, имеющих одинаковые размеры, можно по опытным данным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.
У мелкопористых сред
при адсорбции существенно
Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму (фиктивный грунт), то поверхность всех частиц в 1 м3 породы составила
,
где Sуд—удельная поверхность, м2/м3; т—пористость, доли единицы; d—диаметр частиц, м.
Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее значения по каждой фракции гранулометрического состава
.
Здесь Р - масса породы, кг; Рi - масса данной фракции, кг;
di— средние диаметры фракций (в м), определяемые по формуле
,
где d`i и d"i —ближайшие стандартные размеры отверстий сит.
4.5. ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИИ СОСТАВ
Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное содержание в породе частиц различного размера, выраженное в весовых процентах.
Гранулометрический анализ выявляет степень дисперсности минеральных частиц, слагающих горную породу. Пески и слабосцементированные песчаники легко подвергаются разделению зерен по фракциям. Сцементированные разности гранулярных коллекторов можно изучить лишь по шлифам под микроскопом. Иногда прибегают к дезинтеграции (разрушению) коллектора до песка.
Гранулометрический анализ позволяет восстановить палеогеографические условия отложения пород, т.е. установить условия сноса и отложения обломочного материала. От степени дисперсности обломков пород зависят многие свойства пористой среды (пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т.д.). От размеров частиц гранулярной среды зависит количество нефти, остающейся в пласте после завершения процесса разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен или цементирующих компонентов среды, или в форме капиллярно удержанной нефти.
Данные гранулометрии в
Механический состав пород определяют ситовым анализом с размерами ячеек сит 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0,5 и 0,25 мм. При наличии в породе коллоидно-дисперсных минералов применяют седиментационный анализ.
5. ФОРМИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ Т ГАЗА. РОЛЬ ГИДРОТЕРМАЛЬНЫХ ПРОЦЕССОВ
Формирование коллекторов
нефти и газа в осадочных и
вулканогенных породах
В связи с увеличением глубины
бурения при поисково-
Для понимания процесса формирования полезной емкости коллекторов рассмотрим некоторые факты, полученные за последние годы при изучении различных типов коллекторов нефти и газа.
Многими работами последних лет достаточно убедительно показано, что основная полезная емкость коллекторов (терригенных и карбонатных) представляет собой поры, каверны и системы трещин вторичного эпигенетического происхождения.
Так, в Днепровско-Донецкой впадине на глубине 4-6 км залежи нефти, газа и конденсата в нижнекаменноугольных отложениях встречены в песчаниках, основная емкость которых представляет собой вторичные поры и каверны, образованные в результате растворения цемента и коррозии обломочных зерен. Аналогичные явления были обнаружены на ряде газоконденсатных месторождений Восточно-Кубанской впадины, приуроченных к мезозойским песчаникам, залегающим в условиях температур до 170 °С , в песчаниках докембрия Башкирии и в других районах.
На глубине 1000-1200 м комплекс аутигенных минералов (кварц, пирит, анкерит, кальцит, барит, ангидрит, кварц - II, гипс), образующихся перед заполнением пласта нефтью на большей глубине дополнился такими минералами, как каолинит, диккит, группой железистых карбонатов, более разнообразным комплексом сульфидов, углеродистыми минералами группы керита и антраксолита. Причем многими исследователями отмечаются более локальное развитие такого типа коллекторов и их приуроченность к разрывным нарушениям.
Характер и последовательность
минералообразования в трещинах
и вторичном поровом