Архив рубрики: ВИДЫ НЕОДНОРОДНОСТЕЙ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

ОЦЕНКА РЕОЛОГИЧЕСКИХ И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ

Добавить комментарий

Реологические и фильтрационные характеристики пластовых нефтей зависят от их состава.

Исследованию состава и закономерностей изменения фи­зико-химических свойств нефтей и попутных газов посвяще­ны труды многих исследователей. Состав и свойства нефтей изучались в связи с оценкой закономерностей размещения запасов нефти по стратиграфическим горизонтам и площади, в целях оценки путей переработки нефти и использования ее в народном хозяйстве.

Как было показано выше, реологические свойства нефтей зависят от состава нефтей, содержания смол, асфальтенов, парафинов, азота, метана, этана и некоторых других компо­нентов. Тем не менее, в настоящее время методы проектиро­вания и анализа разработки залежей не позволяют учесть особенности реологических свойств, вызванных составом нефтей. В задачах разработки учитываются лишь некоторые обобщающие свойства нефтей и газов, такие как вязкость, плотность, содержание растворенного и свободного газа. Это дает удовлетворительные результаты при расчете показателей разработки месторождений легких малосмолистых нефтей.

Однако некоторые нефти в пластовых условиях проявляют структурно-механические свойства, и в связи с этим такая важная характеристика, как вязкость, остается неопределен­ной.

Таким образом, при проектировании и анализе разработки месторождений аномальных нефтей необходимо учитывать особенности проявления структурно-механических свойств. Очевидно, это возможно лишь при наличии данных об ос­новных реологических характеристиках таких нефтей, полу­ченных экспериментальным путем. Для решения этих задач необходимо иметь обоснованную систему реологических ха­рактеристик, позволяющую наиболее полно учесть особенно­сти фильтрации нефти в пласте.

Что считается самым «резиновым» местом в доме? Правильно- балкон! балконы в туле

Для желающих приобрести автомобиль недорого продажа подержанных автомобилей для вас на выбор

Если у вас остается свободное время от учебы -предлагаем тебе не тратить время просто так работа для студентов в воронеже

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА СТЕПЕНИ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

1 комментарий

Неоднородность пластов можно приближенно оценить с по­мощью ряда показателей, отображающих особенности геоло­гического строения залежи, физических свойств пород-коллекторов и насыщающих их флюидов. В настоящее время отечественными и зарубежными исследователями предложе­ны различные показатели, характеризующие степень геоло­гической неоднородности и изменчивости параметров про­дуктивных пластов и строение нефтяных залежей. Причем существуют показатели, характе­ризующие не только макро-, но и микронеоднородность пла­стов.

Показатели макронеоднородности пластов по цели исполь­зования можно разделить на две условные группы:

показатели, позволяющие проводить сравнительную оцен­ку степени неоднородности и изменчивости параметров пла­стов;

показатели, используемые в гидродинамических расчетах при проектировании и анализе разработки нефтяных зале­жей.

Условность такого разделения состоит в том, что ряд пока­зателей первой группы для определенных условий строения пластов применяется и при количественной оценке неодно­родности пластов для учета их при проектировании разра­ботки.

Исследования ТатНИПИнефть показали, что прерывистость пластов могут характеризовать следующие показатели:

1) содержание коллектора и неколлектора ω в общей пло­щади пласта;

2)     средние поперечные (по отношению к направлению по­
тока) размеры коллектора и неколлектора l;

3)     частота выклинивания (или появления) пласта от сква­
жины к скважине;

4)     доля участков коллектора (по площади), изолированных
от воздействия нагнетания.

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА СИСТЕМНО-СТРУКТУРНОГО АНАЛИЗА ДЛЯ ОЦЕНКИ НЕОДНОРОДНОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Л.Д. Дементьев, М.А. Токарев и другие исследователи при оценке степени и характера неоднородности пород-коллекторов используют методы системно-структурного ана­лиза геологических тел. При этом геологическая неоднород­ность рассматривается на различных иерархических уровнях. При выделении иерархических структур терри-генных пород авторы придерживаются системы, состоящей из четырех структурных уровней. Это уровни:

элементарного объема породы с оценкой минерального состава скелета и количества цементирующего вещества;

геологических тел, сложенных единым литологическим ти­пом пород, в данном случае песчаных пропластков;

геологических тел, представляющих систему гидродинами­чески связанных пропластков;

геологических тел, представляющих систему гидродинами­чески несвязанных пластов, каждый из которых в общем случае является системой гидродинамически связанных про­пластков.

По приведенной схеме на первом иерархическом уровне в лабораторных условиях определяют коллекторские свойства, минералогический состав породы коллектора и глинистого цемента.

На втором иерархическом уровне по геофизическим дан­ным определяют коллекторские свойства и массовую глини­стость. Результаты интерпретации всех геофизических мето­дов привязывают к определенному песчаному пропластку, т.е. интерпретация производится на втором иерархическом уровне.

Третий иерархический уровень — уровень гидродинами­чески связанного пласта, во многих случаях соответствует эксплуатационному объекту. Эффективность параметров гео­логической неоднородности, определенных на этом уровне, оценивается теснотой связи с показателями разработки.

Гидродинамически связанный пласт состоит из сложного сочетания песчаных пропластков, сливающихся между собой, расчленяющихся и выклинивающихся как по толщине, так и по площади.

В мире никогда не считалось зазорным продать или купить автомобиль б у Ведь если у машины уже есть пробег -это только украшает ее

Сегодня абсолютно без проблем можно купить подержанное авто Ведь машина должна возить- а не только быть роскошью

ИЗМЕНЧИВОСТЬ СОСТАВА И ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ И ГАЗА

Добавить комментарий


ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Нефть представляет собой смесь соединений, в состав кото­рых входит большое число разных химических элементов. Однако преобладают в нефти углерод и водород. Кроме них заметное место занимают кислород, сера и азот. Углерод на­ходится в количестве от 83 до 87 %, водород составляет 12 — 14 % [97]. Содержание серы, кислорода и азота в нефти, каждого в отдельности, не превышает 2 % (хотя есть примеры и более высокого содержания серы). Очень часто этих эле­ментов содержится в нефти менее 1 %. В очень небольшом количестве в нефти имеются ванадий, никель, медь и некото­рые другие элементы.

Основную часть нефти составляют углеводороды различ­ного строения и молекулярной массы

Обычно углеводороды, входящие в состав нефти, делят на три класса: метановые, нафтеновые и ароматические. Преоб­ладающее содержание того или иного класса углеводородов определяет так называемый групповой состав нефти. Разли­чают нефти: метановые, метаново-нафтеновые, нафтеновые, нафтеново-ароматические и ароматические.

В большом количестве, до 25 % и выше, в нефтях содер­жатся смолистые вещества [191]. Нефтяные смолы являются высокомолекулярными соединениями коричневого, бурого или темно-бурого цвета. Смолы содержат углерод, водород, кислород, серу и азот. Молекулярная масса смол достигает 1000, плотность смол около 1100 кг/м3. Химический анализ смол показал наличие у них ароматических и нафтеновых колец и метановых и нафтеновых цепей. Смолы хорошо рас­творимы в ароматических растворителях (бензол, толуол и др.) и в жидких предельных углеводородах (пентан, гексан и выше).

К соединениям, содержащим в своем составе кислород, относятся и асфальтены и наиболее высокомолекулярные вещества в нефти, имеющие близкий к смолам химический состав с молекулярной массой большей, чем у смол, и дости­гающей 5000.

Выделенные из нефти асфальтены представляют собой твердое вещество черного цвета плотностью до 1220 кг/м3, хорошо растворимы в ароматических углеводородах, в четы-реххлористом углероде и сероуглероде. В легких предельных углеводородах (пентан, гексан и др.) асфальтены нераствори­мы, как и во многих других органических растворителях, имеющих молекулы с полярной частью (этиловый спирт, аце­тон и др.). Следует отметить, что свойства асфальтенов за­метно меняются во времени, особенно на свету, при этом уменьшается растворимость их в нефти и даже в ароматиче­ских растворителях. Содержание асфальтенов в нефти обыч­но невысокое, редко превышает 10 %. Однако из-за их высо­кой молекулярной массы и плотности, поверхностной актив­ности, относительной устойчивости и способности к ассоциа­ции асфальтены придают нефти ряд специфических особен­ностей, от которых зависят ее физические свойства, фильт­рационная способность, отмыв нефти водой в пористой среде и т.д.

К числу кислородных соединений, входящих в состав неф­ти, относятся нафтеновые кислоты. Эти вещества обычно встречаются в нафтеновых нефтях. В метановых нефтях наф­теновых кислот содержится очень мало. В частности, нефти девонских и каменноугольных отложений Башкортостана и Татарстана практически не содержат этих кислот.

В нефтяной залежи всегда находится в большем или меньшем количестве газ (свободный или растворенный в нефти).

В состав газа входят метан, этан, пропан, бутан, причем метан и этан составляют основную часть попутного газа. В газах нефтяных месторождений в относительно небольших количествах может присутствовать сероводород.

Химический состав нефти и условия, в которых она нахо­дится, определяют ее физические свойства.

Важнейшая характеристика нефти плотность.

от группового состава нефти, содержания в нефти легких уг­леводородов,   с  одной   стороны,   и   асфальто-смолистых  ве­ществ— с другой.  В зависимости от состава нефть имеет плотность от 760 до 1000 кг/м3.

По данным анализа нефтей наблюдается тесная связь ме­жду плотностью и содержанием асфальто-смолистых веществ и легких углеводородов. Чем больше асфальто-смолистых ве­ществ содержится в нефти, тем выше ее плотность.

В пластовых условиях нефти содержат значительное коли­чество растворенных газов. Пластовая температура часто оказывается высокой. По этим причинам плотность нефти в пластовых условиях значительно меньше, чем на поверх­ности.

Вязкость нефти, как и плотность, зависит от содержания в

нефти легких углеводородов и асфальто-смолистых веществ, а также температуры.

Пределы изменения вязкости нефтей очень большие. Из­вестны нефти, имеющие вязкость менее 1 мПа-с. Тяжелые нефти могут иметь вязкость, измеряемую сотнями или даже тысячами Пас [97].

Наличие в нефти парафина приводит к сильной зависимо­сти ее вязкости от температуры. С уменьшением температу­ры происходит образование кристалликов парафина, вяз­кость нефти при этом резко возрастает. Так, нефть месторо­ждений Жетыбай и Узень (Казахстан) содержит до 30 % па­рафина. После извлечения этой нефти на поверхность, дега­зации ее и снижения температуры до 25 °С ее вязкость ста­новится настолько высокой, что нефть перестает течь.

Растворенные в нефти в пластовых условиях газы умень­шают ее вязкость. При этом, чем выше молекулярная масса углеводородных газов, тем сильнее снижается вязкость. Рас­творение в нефти азота, наоборот, приводит к увеличению вязкости нефти.

Состав и физические свойства нефтей в пластовых усло­виях существенно влияют на процессы фильтрации в порис­той среде и на нефтеотдачу пластов. Исследованиями многих авторов установлено, что пластовые нефти многих месторождений обладают структурно-механическими свойствами. Их фильтрация в пористой среде сопровождает­ся отклонениями от законов Ньютона и Дарси. Такие нефти принято называть аномально вязкими или неньютоновскими, так как их вязкость и подвижность являются переменными величинами.

Аномалии вязкости нефти оказывают заметное влияние на процесс разработки нефтяной залежи. При разработке неф­тяных залежей фактические градиенты пластового давления меняются в широких пределах. Поэтому нефть может фильт­роваться при таких градиентах давления, которые меньше и градиента предельного разрушения структуры, и градиента динамического давления сдвига. Это может привести к не­полному охвату пласта фильтрацией и, как следствие, к не­равномерной выработке запасов нефти и уменьшению ко­нечного коэффициента нефтеотдачи.

Многочисленными исследованиями установлено, что на степень проявления аномалий вязкости нефти влияет боль­шое количество таких факторов, как содержание в нефти асфальтенов и смол, а при температуре ниже температуры начала кристаллизации  парафина наличие кристалликов па-

рафина, состав и количество растворенного газа, температу­ра, давление и др.

Наибольшее влияние на реологические и фильтрационные свойства аномальных нефтей оказывают так называемые структурообразующие компоненты нефти: асфальтены, смо­лы и парафины. Содержание в нефти структурообразующих компонентов может изменяться в широких пределах в зави­симости от возраста пород, глубины залегания пластов и дру­гих факторов.

По данным многочисленных исследований установлено, что в залежах девона содержание асфаль-тенов колеблется от 1 до 9 %, смол от 2 до 20 %, парафина от 2,5 до 11 %. Наиболее часто встречаются залежи, содержащие 3 % асфальтенов, 10 % смол и 4,5 % парафина. В залежах нижнего карбона Волго-Уральской нефтегазоносной провин­ции содержится асфальтенов от 1 до 11 %, смол от 2,5 до 22,5 %, парафина от 2,5 до 8,5 %, чаще всего асфальтенов 5 %, смол 7,5 %, парафина 3,5 % (табл. 1.2).

Кривые распределения содержания структурообразующих компонентов по 72 залежам девона и 67 залежам нижнего кар­бона, заимствованные из работы, приведены на рис. 1.8.

Состав и свойства нефти месторождения определяются геологическими и геохимическими условиями, в которых происходило образование залежей. В зависимости от этих условий (давление, температура, физико-химические свойст­ва пород, воды, газов, наличие микроорганизмов) нефть пре­терпевала сложные превращения, в результате которых ме­нялись ее химический состав и физические свойства.

Состав и свойства нефти определяются такими фактора­ми, как: 1) возраст вмещающих отложений; 2) глубины залегания; 3) дифференциация внутри залежи; 4) фациально-литологические условия; 5) гидрогеологические условия; 6) тектонические условия и миграционные процессы; 7) со­держание газа в нефтяной залежи.

Дифференциация нефти внутри залежи заключается в закономерном изменении состава и свойств нефти в пределах одной залежи (пласта). Плотность нефти увеличивается по падению пласта и от кровли к подошве. Одной из причин этого является гравитационное разделение, при котором наиболее тяжелые компоненты нефти (асфальтены, смолы) скапливаются в нижних частях залежи, а легкие в верхних. Другой причиной увеличения смолистости нефти на крыльях складки является окисляющее действие краевых и подошвенных вод.

Таблица 1.2

Содержание структурообразующих компонентов в нефти

Нефтедобы­вающие районы

Содержание в нефти, % (по массе)

парафина

смол силикагеле-вых

асфальтенов

Предел изменения

Среднее содер­жание

Предел измене­ния

Среднее содер­жание

Предел измене­ния

Среднее содержа­ние

Башкоркостан Татарстан

Самарская область

Волгоградская область

Пермская область

Оренбургская область

Удмуртская Республика

Астраханская область

Республика Коми

Саратовская область

Шаимский

Верхнесалым-ский и Сур­гутский

Нижневартов­ский

Месторожде­ние Узень

2,1-6,8 3,3-5,1 2,9-10,2

0,8-8,5 2,0-10,4 1,9-7,1 2,7-7,0 3,8-26,0 1,4-7,9 6,6-10,4

0,2-7,8 2,3-9,1

1,7-4,4 15,7-18,6

3,71 4,12 5,74

4,26 4,61 4,47 4,69 14,77 4,03 8,78

4,57 3,55

2,66 18,10

9,6-26,8 5,1-15,1 2,3-32,8

2,0-13,0 2,9-29,1 2,9-24,8 11,7-30,2 2,8-10,4 5,0-29,4 4,4-7,5

0,4-10,9 1,2-22,9

0,7-11,5 0,3-3,3

17,32 11,19 8,61

6,47 13,50 13,32 19,40 5,88 4,62 9,50

5,72 10,55

7,19 1,59

1,2-9,5 1,8-7,4 0,1-18,0

0-1,8 0-8,9 0,2-24,0 2,1-16,9 0,1-2,5 0,1-3,7 0,2-0,6

0,3-4,5 0,1-6,3

0,3-4,2 12,8-15,8

5,18 4,22 2,52

0,71 2,90 3,63 6,88 1,22 1,56 0,47

1,22 2,21

1,53 14,4

В некоторых залежах отмечаются зоны высокосмолистой нефти, обладающей большими плотностью и вязкостью. Та­кие зоны обычно находятся у водонефтяного контакта. Осо­бенно развиты зоны высокосмолистой и малоподвижной нефти в залежах с подошвенной водой и большой площадью ВНК. Тяжелая битумоподобная нефть у ВНК обнаружена в ишимбайских залежах известняков турнейского яруса в Баш­кортостане, Оренбургской области и других районах. Пред­полагается, что осмоление нефти в этих зонах произошло в результате окисления ее под действием сульфатов контурных вод и микроорганизмов.

Малоподвижная, так называемая окисленная нефть обна­ружена В.М. Березиным в нефтенасыщенных пластах Арланского месторождения. Окисленная нефть здесь располагается небольшими «гнездами». Пока еще не ясны причины образо­вания таких локальных «гнезд» высокосмолистой нефти.

Не исключается и влияние на свойства нефти биохимиче­ских процессов, за счет которых происходит окисление неф­ти.

Влияние фациально-литологических условий на свойства нефти обусловлено адсорбционными, каталитическими и ре­акционными свойствами пород-коллекторов нефти.

Породы, содержащие активные глины (монтмориллонито-вые), адсорбируют из нефти асфальтены и смолы, что ведет к уменьшению смолистости нефти. Глины оказывают и катали­тическое воздействие на нефть, ускоряя процессы ее мета­морфизма (разукрупнения молекул) и, следовательно, умень­шая ее плотность.

Рациональное влияние пород сводится к их окисляющему действию на нефть. Хотя во всех осадочных породах содер­жится кислород, в большинстве из них (кремнезем, алюмоси­ликат, силикат, карбонат) кислород инертен. Активным явля­ется лишь кислород сульфатов, свободной окиси железа и некоторых редких минералов. Поэтому нефть, залегающая в сульфатных породах, сильно окислена, содержит много смол и асфальтенов.

Пластовые воды оказывают на нефть окисляющее дейст­вие. Это происходит за счет сульфатов, растворенных в воде, причем они активнее сульфатов пород вследствие подвижно-

сти воды. Интенсивность взаимодействия нефти с сульфата­ми воды зависит от проницаемости коллекторов нефти. Осо­бенно интенсивны процессы взаимодействия нефти с пласто­вой водой в трещиноватых породах, где обеспечивается цир­куляция воды.

Тектонические условия сильно влияют на миграцию неф­ти. При боковой миграции в процессе образования залежи возможно более быстрое движение легкой нефти по сравне­нию с тяжелой. Это приводит к изменению свойств нефти в залежи по ее простиранию.

Миграция может проходить вертикально по трещинам. При этом свойства нефти от залежи к залежи по глубине бу­дут меняться аномально: например, в залежах на меньшей глубине нефть может иметь меньшую плотность, чем в зале­жах на большей глубине.

Газы в нефтяном месторождении могут находиться в сво­бодном виде (в газовой шапке), в растворенном состоянии в нефти и в пластовой воде.

С увеличением газосодержания уменьшается плотность нефти и ее вязкость, выход бензиновых фракций оказывает­ся выше.

Перечисленные факторы совместно влияют на нефть. В результате свойства нефти подчинены очень сложным зако­номерностям. Тем не менее можно установить основные на­правления изменения свойств нефти.

Физико—химические свойства нефти (плотность, содержа­ние асфальтенов, смол, бензиновых фракций, вязкость, дав­ление насыщения, газовый фактор) изменяются по глубине от залежи к залежи. Как правило, с глубиной залегания уменьшается молекулярная масса нефти, содержание в нефти смол и асфальтенов, увеличивается газонасыщенность. Это приводит к изменению с глубиной плотности, вязкости и ря­да других реологических характеристик. Если же в разрезе встречаются коллекторы нефти с резко различающимися свойствами (например, трещиноватые, кавернозные), то свой­ства нефти в них могут не следовать этим закономерностям.

В пределах одной залежи свойства нефти изменяются по толщине пласта. От кровли к подошве увеличивается содер­жание смол и асфальтенов, а следовательно, изменяются и другие характеристики нефти (плотность, реологические ха­рактеристики). Особенно заметно это в пластах большой тол­щины и коллекторах с подошвенной водой, где вблизи ВНК часто нефть бывает настолько окисленной, что оказывается малоподвижной.

По простиранию пласта содержание смол и асфальтенов увеличивается в направлении по падению пласта к водонеф-тяному контакту с краевыми водами. От свода к крыльям уменьшается газосодержание, увеличивается вязкость и плотность.

Таким образом, к началу разработки месторождения су­ществуют определенные закономерности в распределении состава, плотности и основных фильтрационных свойств нефти как по разрезу от залежи к залежи, так и в пределах каждой залежи по толщине и простиранию пласта. Все это позволяет считать, что нефтяные залежи характеризуются не­однородным строением по составу и свойствам нефти и газа.

Хочешь быть финансово-независимым человеком? львов работа Получай удовольствие от своей работы

Украина- ваша мечта? Хотите переехать на родину? квартиры в донецке на любой вкус, большой выбор на нашей дос

Ах! Самара— городок…не спокойнааая я! Да- Самара-славный город. И если вам интересны его события,предлагаем пройти по ссылке.

ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЗОНЫ  КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Добавить комментарий

Отличительной особенностью большинства нефтяных место­рождений, приуроченных к платформенным областям, явля­ется наличие обширных водонефтяных зон. Под водонефтя-ной зоной обычно понимается часть залежи, расположенная между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Ширина водонефтяных зон залежей зависит от угла наклона слоев на крыльях структур и изменяется от нескольких ки­лометров до нескольких десятков километров. На Туймазин-ском, Шкаповском, Бавлинском и Серафимовской группе ме­сторождений площади водонефтяных зон составляют от 40 до 70 % от общей площади залежей и содержат значительные запасы нефти — от 27 до 52 % от общих геологических.

Водонефтяные зоны и условия их эксплуатации на Ромаш-кинском, Ново-Елховском, Бондюжском и ряде других плат­форменных месторождений значительно различаются слож­ностью строения из-за высокой расчлененности нефтеносных горизонтов.

Сложность строения ВНЗ на месторождениях обусловли­вается тем, что в их пределах выделяются как пласты с по­дошвенной водой, так и нефтеносные. Площадь распростра-

нения пластов с подошвенной водой и величина запасов в них зависят не только от положения на структуре, но и во многом определяются расчлененностью разреза в интервалах отметок ВНК.

По условиям залегания пластов Ромашкинского месторож­дения выделяют] четыре типа водонефтяных зон:

водонефтяные зоны в виде локальных участков разнооб­разной формы внутри безводной части нефтяной залежи;

водонефтяные зоны, окаймляющие нефтяную залежь в виде узких полос шириной до 1,5 км;

водонефтяные зоны площадного развития (широкие поло­сы, поля);

водонефтяные зоны с хорошей гидродинамической связью с вышележащими высокопродуктивными пластами.

Разработка водонефтяных зон нефтяных месторождений является сложным технологическим процессом, как правило, характеризующимся повышенной обводненностью по добы­ваемой продукции, относительно большими объемами попут­но добываемой воды, низкой текущей и конечной нефтеотда­чей пластов. Проектирование разработки таких залежей так­же сопряжено со значительными трудностями, связанными с невозможностью прогнозирования показателей заводнения подобных объектов на основе традиционных методов гидро­динамических расчетов.

Одной из сложных задач изучения ВНЗ является опреде­ление начального и текущего положения водонефтяного кон­такта. Рассмотрим этот вопрос подробнее.

Согласно современным представлениям, понятие о водо-нефтяном контакте (ВНК) как граничной плоскости между нефтью и водой является условным. В нефтяных залежах, подстилаемых водой, имеется зона постепенного перехода от нефти к воде (переходная зона), возникающая под действием различных факторов. Распределение воды и нефти в пласте до начала его разработки связано с проявлением капилляр­ных сил в поле силы тяжести, обусловленном наличием в пласте погребенной воды и другими факторами. Капиллярные силы в гидродинамическом поле давления препятствуют ус­тановлению четкой границы раздела между водой и нефтью, вызывая образование переходной зоны в процессе разработ­ки пласта, независимо от того, была она или нет в начальный момент.

Переходная зона от нефти к воде образуется в процессах как формирования залежи, так и ее эксплуатации при вытес­нении нефти водой.  Как показывают многочисленные экспе-

ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЗОНЫ  КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

0,7    kuv, мкм’

Рис. 1.5. Зависимость толщины hп переходной зоны от проницаемости кол­лектора kпр

риментальные исследования и теоретические расчеты, соот­ношение насыщенности коллектора нефтью и водой по раз­резу продуктивного пласта изменяется. Верхняя часть нефтя­ного пласта содержит минимальное количество связанной воды. Эта вода при существующих на практике перепадах давления неподвижна и находится в пленочном состоянии с толщиной пленки в сотые и тысячные доли микрона. Наличие такой воды в нефтеносных пластах впервые было установлено в 1928 г. Н.Т. Линдитропом и В.М. Николаевым. По данным С.Л. Закса и промыслово-геофизических исследований, объем связанной воды изменяется от единиц до 70 % объема пор.

Толщина переходной зоны сильно изменяется как в зави­симости от физических свойств пористой среды, так и от фи­зико-химических свойств насыщающих ее жидкостей. Анализ фактического материала по Туймазинскому и Бавлинскому месторождениям показывает, что размер переходной зоны колеблется от 1 до 7 м.

В условиях многих месторождений обнаруживается кор­реляционная зависимость толщины переходной зоны от про­ницаемости коллектора. С увеличением коэффициента про­ницаемости породы толщина переходной зоны уменьшается.

В переходной зоне, особенно в условиях платформенных месторождений с обширными водонефтяными площадями, сосредоточены значительные запасы нефти. Поэтому для правильного подсчета запасов нефти, проектирования и раз­работки нефтяных месторождений необходимо иметь четкое представление о характере переходной зоны. Точное уста­новление положения водонефтяного контакта имеет важное значение для определения как начальных, так и текущих за­пасов нефти. Например, для средних размеров нефтяных за­лежей Башкирии и Татарии ошибка в отбивке водонефтяного контакта на 1 м искажает величину извлекаемых запасов до 1 млн. т, а для крупных месторождений — на несколько де­сятков миллионов тонн.

При наличии в пласте переходной зоны различные иссле­дователи рекомендуют проводить водонефтяной контакт ус­ловно на различных уровнях.

Американский исследователь Дж. Джонс считает, что за контакт между водой и нефтью необходимо принимать отметку, ниже которой притоков нефти в скважинах не на­блюдается. Другие американские исследователи — Д. Амикс, Д. Басс и Р. Уайтинг отмечают, что наиболее правильно при-

М.А. Жданов] при практических расчетах рекомендует проводить водонефтяной контакт условно по подошве пере­ходной зоны. В.Л. Комаров советует принимать при расчетах за водонефтяной контакт не уровень нулевой фазовой про­ницаемости для воды, а уровень нулевой фазовой проницае­мости для нефти, что примерно соответствует нижней грани­це переходной зоны.

Лучше всего водонефтяной контакт устанавливать по удельному сопротивлению в области переходной зоны. Одна­ко определение удельного сопротивления этой зоны во мно­гих случаях практически невозможно, особенно в неоднород­ных коллекторах [56]. В таких случаях, по мнению Н.Н. Со-хранова [200], условное положение водонефтяного контакта следует проводить на 1,0—1,5 м выше нижней границы пере­ходной зоны.

Таким образом, в настоящее время практически нет еди­ного подхода в методике проведения водонефтяного контакта в водонефтяных зонах пласта.

В исследованиях С.А. Султанова по данным промыслово-геофизических исследований скважин, пробуренных на уча­стках залежей, где наблюдается перемещение водонефтяного контакта, отмечается увеличение толщины переходной зоны в процессе разработки пласта. Это подтверждается экспери­ментальными исследованиями по вытеснению нефти водой на моделях пласта, выполненными В.П. Оноприенко [149].

Пример увеличения толщины переходной зоны по скв. 443 Бавлинского нефтяного месторождения, заимствованный из монографии С.А. Султанова, приведен на рис. 1.7. В этой скважине переходная зона, образовавшаяся в процессе экс­плуатации, фиксируется характерной зазубренностью кривой ρк малых градиент-зондов с одновременным понижением ка­жущегося   сопротивления.   Начальное  положение   ВНК  четко отмечалось на абсолютной отметке            —  1486,4 м

пробуренным до начала разработки данного участка залежи.

Положение ВНК через 6 лет поднялось до водненной зоне по данным бокового электрического зонди­рования содержалось около 40 % нефти.

Красивый город ждет своих горожан продажа Харьков Покупайте недвижимость в Харькове- ассортимент на нашей доске

А почему бы не поменяться жильем? Ведь купля-продажа занимает больше времени иногородний обмен домов в батайске фото Подберите подходящий вариант

НЕРАВНОМЕРНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Добавить комментарий

КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Решая вопросы, связанные с подсчетом запасов нефти и неф­теотдачей пласта, необходимо знать количество и распреде­ление остаточной воды. Как показали исследования, коэффициент вытеснения нефти водой возрас­тает не только с ростом температуры и проницаемости по­ристой среды, но и с увеличением количества остаточной воды.

Под остаточной водой понимается суммарная влага: ад­сорбционная, или физически связанная, начальной капилляр­ности и углов пор.

Образование адсорбционной или связанной воды на по­верхности частиц породы обусловливается как химическими, так и физическими силами, которые по своей природе явля­ются электрическими. Вода углов пор может быть также названа капиллярно-разобщенной или капиллярно-неподвижным состоянием свободной пластовой воды.

В сцементированных и несцементированных горных поро­дах связывание жидкости с дисперсными частицами сказыва­ется в уменьшении живого сечения капилляров (пор), что приводит к уменьшению фильтрации флюидов через порис­тые среды.

Исследования ряда авторов показывают, что чем меньше в песчано-алевролитовых коллекторах веществ, подверженных гидратации, тем меньше содержится в них остаточной воды. Количество остаточной воды зависит еще от сортированности и окатанности кластического материала, слагающего породу, а также от размеров пор. Количество остаточной воды воз­растает с повышением плотности отложений и с увеличением содержания в них тонких пор.

Распределение воды в коллекторе определяется различием в кривых капиллярного давления для отдельных слоев пласта. Более макропористые и проницаемые прослои обладают меньшим давлением вытеснения, и для того, чтобы в них наступило равновесие капиллярного давления между различ­ными фазами флюидов, требуется меньшая водонасыщен-ность.

В литературе опубликован ряд работ о толщине тонких смачивающих слоев жидкости. Однако большинство этих ра­бот посвящено измерению толщины тонких слоев жидкости на плоской твердой поверхности.

Толщина слоя связанной воды зависит от гидрофильности минерального состава скелета, внешних условий, условий равновесия между силой, отнимающей воду, и силой, связы­вающей воду у твердой поверхности, от присутствия тех или иных катионов, степени концентрации электролитов в пла­стовой воде, а также от размера частиц.

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности пород коллекторов. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гид­рофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непо­средственно соприкасается с твердой поверхностью и вслед­ствие адсорбции поверхностно-активных веществ поверх­ность нефтяного коллектора становится в значительной мере гидрофобной.

По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в порис­той среде и других дисперсных телах, различные исследова­тели высказывают неодинаковое мнение. Однако большинст­во из них приходят к выводу о существовании:

капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными си­лами у поверхности твердого тела и прочно связанной с час­тицами пористой среды (свойства адсорбционной воды зна­чительно отличаются от свойств свободной);

пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки по­верхности твердой фазы;

свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на по­верхности раздела вода — нефть, вода — газ).

Исследования ряда авторов показывают, что чем меньше в песчано-алевролитовых коллекторах веществ, подверженных гидратации, тем меньше содержится в них остаточной воды. Количество остаточной воды зависит еще от сортированности и окатанности кластического материала, слагающего породу, а также от крупности пор. Количество остаточной воды воз­растает с повышением плотности отложений и с увеличением содержания в них тонких пор.

По своему химическому составу остаточная вода может сильно отличаться от контурной воды и от воды, добываемой вместе с нефтью и газом. Исследования показывают [226 и др.], что остаточная вода значительно солонее, чем морская (в 3 — 10 раз). Нормальная морская вода в среднем содержит 3,5 % (по массе) NaCl при общей минерализации, достигаю­щей 35 000 мг/л. Содержание солей в пластовых водах неф­тяных месторождений колеблется в пределах от 10 000 до 200 000 мг/ л.

0,001

НЕРАВНОМЕРНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ10        10        30        40        50         60 Доля остаточной воды, % к объему пор

Рис. 1.4. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости для различных нефтегазоносных песчано-алевролитовых пород (по А.А. Ханину [226]):

1 — алевролиты глинистые абазинской свиты Ахтырско-Бугундырского неф­тяного месторождения; 2 — алевролиты хадумского горизонта Северо-Ставропольского газового месторождения; 3 — песчаники мелкозернистые угерской свиты газовых месторождений Угерское и Бильче-Волица; 4 — мо­дели, составленные из песчано-алевролитового материала кварцевого соста­ва; 5 — алевролиты глинистые картамышской свиты Шебелинского газового месторождения; 6 — песчаники мелкозернистые меловых отложений Газлин-ского газового месторождения (средние данные для горизонтов); 7 — песча­ники мелкозернистые газоконденсатного месторождения Русский Хутор; 8 — песчаники мелкозернистые Усть-Балыкского и Мегионского нефтяных месторождений; 9 — песчаники мелкозернистые мотской свиты Марковско­го газоконденсатного месторождения; 10 — песчаники средне-, мелкозерни­стые газовых месторождений Байрам-Али и Майского; 11 — рифовые перм­ские газоносные известняки ишимбайского типа Башкирского Приуралья

Повышенную минерализацию остаточной воды объясняют испарением молекул воды, а также воздействием геохимиче­ского градиента. Остаточная вода харак­теризуется повышенным содержанием хлора. Однако отме­чаются и отклонения от этих закономерностей для некоторых месторождений.

По данным Ю.С. Мельниковой, изучавшей нефтяные де­вонские песчаники в разрезе скв. 1529 Туймазинского место­рождения, пробуренной на безводной нефти, содержание хлоридов в остаточной воде колеблется от 12,5 до 26,2 %, со­ставляя в среднем 18,5 %. В 1956 г. Ю.С. Мельникова с со­трудниками изучали концентрацию хлоридов в воде по дан­ным анализа более 400 образцов керна, отобранных из сква­жин различных месторождений Башкирии, которые были пробурены на водном глинистом растворе. В результате ока­залось, что в алевролитах с низким значением пористости (от 5 до 10 %) и проницаемости (меньше 0,001 мкм2) при водосо-держании до 90 % концентрация хлоридов составляла 14 — 18,6 % (в пересчете на хлористый натрий). При этом содер­жание хлоридов в законтурных водах нефтяных пластов ДI и Дп равно 22-24 % .

Выяснилось, что в Туймазах концентрация хлоридов в ос­таточной воде ниже, чем в законтурной, тогда как в боль­шинстве случаев соотношение обратное. Этот факт в работах А.А. Ханина объясняется особенностями осадкообразования отложений пластов ДI и Дп в условиях дельты с пониженной соленостью вод. В результате проведенных исследований дру­гих авторов отмечается влияние раннего и позднего диагене­за на формирование химического состава остаточной воды.

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений, особенно применение физических и физико-химических ме­тодов воздействия на пласт, свидетельствует о том, что в про­цессах извлечения нефти и газа остаточная вода играет большую роль. По степени гидродинамической подвижности применительно к процессам вытеснения нефти водой ее можно классифицировать на фазово-подвижную, влияющую на показатели разработки в начальный период эксплуатации скважин, и фазово-неподвижную, перемещающуюся лишь благодаря смешению с водой, вытесняющей нефть.

В том случае, когда пласт содержит включения менее про­ницаемой породы, не контактирующей с ВНК, распределение остаточной воды в них не описывается единой кривой зави­симости капиллярного давления pк от насыщенности σво; ка­ждому включению соответствует своя кривая pк(σво) с началом координат в подошве локальной области. В связи с этим в зоне контакта со стороны менее проницаемой породы на­чальная водонасыщенность намного превышает значение, со­ответствующее высоте ее залегания над ВНК по кривой pк(σво) для однородного пласта данных физико-химических свойств.

В реальных условиях неоднородных нефтяных коллекто­ров остаточная вода не образует единого сплошного вала на фронте вытеснения. Чаще всего она поступает на забои скважин, имея различную степень разбавления закачиваемой водой. Лишь при больших скоростях вытеснения, когда про­исходит прорыв воды по отдельным пропласткам, или при очень устойчивом фронте вытеснения остаточная вода может образовывать скопления в виде вала перед закачиваемой во­дой.

При перемещении на фронте вытеснения остаточная вода может перетекать из более проницаемого слоя в менее про­ницаемый. Интенсивность перетоков зависит от соотношения капиллярных и гидродинамических сил.

Если в новый год на вашем листочке желания было написано Куплю квартиру в Орске ищите варианты у нас!

Желаете купить машину с пробегом в шахтах — подыщите себе достойного железного коня