Тема 4. Нефте и газонасыщенность пород

 

В поровом пространстве нефтегазонасыщенных пород нефть, вода и газ могут присутствовать в различных соотношениях, Это зависит от способности поверхности твердой части породы смачиваться (гидрофильность) или не смачиваться (гидрофобность) водой.

Размещение воды и нефти (или воды и газа) в единичной поре, а, следовательно, и в породе при различном водосодержании можно схематически представить для пород с гидрофильной и гидрофобной поверхностью твердой фазы так, как показано на рисунке 4.1.

Гидрофильная порода. При полном водонасыщении в единичной поре, поверхность которой смачивается водой, последняя занимает весь ее объем. С уменьшением водонасыщения область, занимаемая несмачивающими фазами (нефть, газ), возрастает и при незначительном водонасыщении достигает критической величины. Вода располагается в виде пленки покрывающей поверхность твердой фазы.

Гидрофобная порода. При гидрофобном коллекторе вода сосредоточивается в центральных частях пор в виде жилок, проходящих через центры пор. При уменьшении водонасыщения, прежде всего содержание воды снижается в тонких взаимосвязанных каналах, а затем в более крупных.

В природе распространены преимущественно гидрофильные коллекторы, у которых вода смачивает твердую фазу. Установлено наличие и гидрофобных коллекторов. Например, коллекторы карбона Радаевской площади Куйбышевского Поволжья.

 

 

Рис.4.1. Схема размещения воды и нефти в единичной поре гидрофильных (А) и гидрофобных (Б) коллекторов. 1 – вода; 2 – нефть

 

Гидрофобность коллекторов обусловливается содержанием в нефти несмачиваемых включений - углистых, смол и серы. На характер распределения в поровом пространстве пород воды, нефти, газа влияют их состав и свойства. Важную роль играют содержащиеся в нефтях органические кислоты, сообщающие нефти поверхностно-активные свойства – способность к смачиванию твердой фазы. Однако вопрос о природе гидрофобности коллекторов пока изучен недостаточно.

В общем случае нефтегазоводонасыщенных пород сумма объемов нефти V_н, газа V_г и воды V_в равна объему порового пространства пород V_пор:

V_н + V_г + V_в = V_пор

и, следовательно, (V_н / V_пор) + (V_г / V_пор) + (V_в / V_пор) = 1

Отношения (V_н / V_пор); (V_г / V_пор); (V_в / V_пор), выраженные в долях единицы или в процентах, обозначаются соответственно k_н, k_г k_в и называются коэффициентами нефте-, газо- и водонасыщения. Ими оценивают степень насыщения порового пространства флюидами.

Нефтеводогазонасыщенным породам отвечают следующие соотношения:

k_{н =} 1 – (k_г + k_в )_, k_г = 1 – (k_н + k_в )

Коэффициент k_н , измеренный на образцах, наиболее близок к действительному его значению, если при отборе керна была использована промывочная жидкость на нефтяной основе и в коллекторах имелась только связанная вода.

При бурении на глинистом растворе значительное количество нефти вытесняется фильтратом раствора, поэтому нефтенасыщение кернов занижено и обычно не превышает 20-40%.

Это же насыщение, называемое остаточным и обозначаемое k_{н о}, наблюдается и в промытых фильтратом глинистого раствора зонах проницаемых нефтенасыщенных пластов, непосредственно прилегающих к стенкам скважины.

В природе нефтенасыщение пород достигает 95% и более (гидрофобные коллекторы). Однако встречаются коллекторы с нефтенасыщением 50-60%, отдающие чистую нефть. Они представлены мелкозернистыми и глинистыми разностями кварцевых и полевошпатовых песчано-алевритово-глинистых пород (алевролитами крупно- и мелкозернистыми), связывающими много воды. Значения k_н зависят от минерального состава и гидрофильности (гидрофобности) коллекторов. Коэффициент k_н возрастает с увеличением среднего радиуса поровых каналов терригенных коллекторов.

Предельно высокие значения k_н или k_г обычны для верхних частей водоплавающих нефтяных и газовых залежей, значительных по мощности (например, в Западной Сибири). Мощность и предельные значения k_н или k_г в этой зоне тем больше, чем ниже расположены вмещающие породы; зависят они и от высоты залежи, степени насыщения коллекторов нефтью (газом), их минерального состава, а также от физических свойств пласта и вмещающих пород, степени их однородности. За зоной предельного насыщения по направлению к забою скважин следуют зоны недонасыщения и переходная.

Зоны предельного насыщения и недонасыщения разделяет водонефтяной (ВНК) или водогазовый (ВГК) контакт. В зоне недонасыщения мощностью от долей метра (например, у кварцевых терригенных коллекторов Волго-Урала) до 30-40 м (у полемиктовых полевошпатовых терригенных коллекторов Западной Сибири) коэффициент k_н или k_г ниже, чем в покрывающей ее зоне предельного насыщения, и уменьшается по экспоненте от значений, близких к тем же в зоне предельного насыщения, до критических (при этом k_н.о=30-40%). В этой зоне содержание нефти может иметь промышленное и полупромышленное значе­ние. Критическое водонасыщение — это значение k_в при котором во время испытания получают безводную нефть, ниже находится нефть с водой, затем вода.

Переходная зона начинается на различных расстояниях от ВНК (ВГК), и ее мощность и остаточное насыщение углеводородами зависят от условий формирования залежей, состава и физических свойств фаз, капиллярности пластов и ряда других свойств и факторов. Переходная зона отмечается и в законтурных скважинах на большом расстоянии от ВНК (ВГК). Остаточное k_н.о устанавливается по образцам, отобранным от коллектора. Остаточное нефте-(газо) насыщение уменьшается с глубиной и тем ниже, чем выше коэффициент открытой пористости и абсолютной проницаемости пласта. Это обусловливает необходимость определения по диаграммам ГИС мощности переходной зоны ниже ВНК (и ВГК). Есть скважины, где ВНК и ВГК ГИС четко разделяют на нефть и воду или газ и воду. Ниже всех этих зон часто находится водоносный горизонт и за ним водоупорный пласт (например глинистый).

 

 

ТЕМА 5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Абсолютная проницаемость

Свойство пород проводить жидкости, газы и их смеси при наличии градиента давления Δр/L называется проницаемостью. Различают проницаемость абсолютную (физическую) и эффективную.

Проницаемость абсолютная – проницаемость породы по отношению к сухому газу или однокомпонентной жидкости. Породы проводят за единицу времени тем большее количество Q сухого газа или однородной однокомпонентной жидкости, чем значительнее их сечение F, действующий градиент давления Δр/L и меньше вязкость μ фильтрующего вещества.

Расход Q газа (или однокомпонентной жидкости) разных пород при заданных сечении, градиенте давления и вязкости неодинаков. Это определяет коэффициент пропорциональности k_пр в соотношении

Q = k_пр (Δр/L) / (F/ μ),

названный коэффициентом проницаемости, имеет размерность площади и единица измерения его в СИ – м². Но сих пор применяется внесистемная едница дарси (Д). Проницаемость в 1Д имеет образец породы сечением 1 см², длиной 1 см при градиенте давления в 0,1 МПа и вязкости однородного фильтрующегося вещества, равной 1 сПз; 1Д = 10^{-12 м2} =1 мкм², а 1 мД =1 фм². Коэффициент k_пр абсолютной проницаемости пород по воде ниже, чем по газу, так как известная доля порового объема влажных пород занята прочно- и рыхлосвязанной водой, водой тупиковых и очень тонких капилляров с меньшей, чем у свободной воды, или вовсе отсутствующей подвижностью.

Различие в значениях рассматриваемых коэффициентов особенно велико при фильтрации через глинистые породы.

Проницаемость пород определяется главным образом:

1) размером и формой отдельных пор;

2) количественным соотношением и взаимоотношением пор различного размера и формы, степенью извилистости поровых каналов