Минералогический состав пород – коллекторов нефти и газа.

Минералогический состав пород – коллекторов нефти и газа.

Коллектор – это горная порода, пронизанная пустотами различного происхождения, способная вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке

Средний минералогический состав, %

НАСЫЩЕННОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЬЮ, ГАЗОМ, ВОДОЙ, МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ

Водонасыщенность - степень заполнения порового пространства водой. Различают воду свободную и связанную. Свободная вода способна перемещаться в поровом и трещинном пространстве под действием силы тяжести или вследствие перепада давления. В процессе формирования скоплений нефти и газа свободная вода вытесняется из коллекторов, слагающих природные резервуары. Связанная вода остается в породе. По своей природе она может быть физически и химически связанной. Физически связанная вода фиксируется молекулярными силами (пленочная, уголков пор, субкапиллярная и др.). Химически связанная вода входит в состав породообразующих минералов – каолинита, монтмориллонита, опала, гипса и др. На коллекторские свойства пород влияют свободная и физически связанная вода. В процессе формирования залежей углеводородов они частично остаются в породе и называются остаточной водой, а само явление – остаточной водонасыщенностью. Содержание остаточной воды обычно колеблется от 20 до 80%. Оно тем выше, чем меньше размер пустот и зерен, слагающих породу.

Нефтенасыщенностью и Газонасыщенностью пород понимают степень заполнения их порового пространства нефтью и газом. В газонефтяном флюиде нефть не начинает перемещаться, пока нефтенасыщенность не превысит 30 %. До этого момента через породу может проходить только газ.

При нефтенасыщенности 55 % и газонасыщенности 45 % относительная проницаемость одинакова для газа и нефти. Возрастание нефтенасыщенности влечет за собой рост относительной проницаемости пород для нефти. При 90 %-ной насыщенности газ полностью прекращает движение.

В породах-коллекторах часто совместно присутствуют все три флюида – газ, нефть и вода. Их суммарная насыщенность 100 %, а доля каждого из них может меняться в процессе разработки залежи углеводородов. При этом изменяется и относительная проницаемость пород для каждого флюида. В результате по окончании разработки любой нефтяной залежи, при самых лучших коллекторских свойствах пород значительная часть нефти и газа (до 50 %) остается в недрах.

Методы изучения:

Прямые:

· метод экстрагирования породы с применением аппаратов Дина и Старка, Закса;

· метод отгонки паров жидкости путем увеличения температуры до 500-600°С с последующим улавливанием и конденсацией паров воды и фракций нефти.

Косвенные:

· метод центрифугирования или центробежный метод,

· метод капиллярного движения давления полупроницаемых мембран,

· хлоридный метод,

· метод электропроводности,

· геофизический метод.

КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ И КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА НЕФТИ И ГАЗА

Компонентный состав нефти –выделение групп компонентов, отличающихся друг от друга по агрегатному состоянию, в процессе хроматографического разделения. Хроматография – один из способов разделения смесей.

Существует четыре компонента нефти:

1. Газ + бензин.

2. Углеводородные масла (в т.ч. твердые парафины в среднем от 0% до 20%.) в среднем 25-75% .

3. Смолы. от 1% до 30%,

4. Асфальтены. Асфальтены в отличие от смол могут отсутствовать в легких нефтях. Нефть, не содержащая асфальтенов, называется мальтеновой. от 0% до 20%.

Классификация нефти:

Содержание серы:

· Малосернистые до 0,5%

· Среднесернистые 0,5-1%

· Сернистые 1-3%

· Высокосернистые более 3%

По количеству парафинов

· Малопарафинистые менее 1,5%

· Парафинистые 1,51-6%

· Высокопарафинистые более 6%

По содержанию смол и асфальтенов

· Малосмолистые менее 5%

· Смолистые 5-15%

· Высокосмолистые более 15%

По плотности при 20^o и 0,1 МПа

· Особо легкая до 0,83 г/см³

· Легкая 0,831 -0,85 г/см³

· Средняя 0,851-0,87 г/см³

· Тяжелая 0,871 – 0,895 г/см³

· Битуминозная более 0,895 г/см³

По вязкости

· Незначительная до 5МПа*с

· Маловязкая от 5,1 до 10 МПа*с

· Повышенной вязкости 10,1-30 МПа*с

· Высоковязкая от 30,1 до 200 МПа*с

· Сверхвязкая более 200 МПа*с

Классификация газоконденсатных залежей

· Низкоконденсатные менее 25 г/м³

· Среднеконденсатные от 25-100 г/м³

· Высококонденсатные от 100-150 г/м³

· Уникальноконденсатные более 500 г/м³

ОСНОВНЫЕ ЗАКОНЫ ФИЛЬТРАЦИИ

Первые исследования, связанные с фильтрацией воды через песчаные фильтры, были опубликованы в 1856 г. французским инженером А. Дарси. Большой вклад в теорию фильтрации внесли русские ученые Н.Е. Жуковский и Н. П. Павловский, изучавшие фильтрацию воды в водоочистных и гидротехнических сооружениях. На базе их исследований Л. С. Лейбензоном была создана теория фильтрации нефти, газа и воды в пластах, которую затем успешно развивают его ученики – И. А. Чарный, В. Н. Щелкачев, Б. Б. Лапук и созданные ими школы ученых.

Жидкости и газы движутся в продуктивных пластах в различных по размерам и форме каналах, образованных системой сообщающихся пор или трещин. Такое движение в поровой или трещинной среде называется фильтрацией

Законы фильтрации

Основное соотношение теории фильтрации называют законом фильтрации. Он устанавливает связь между вектором скорости фильтрации и полем давления, которое вызывает фильтрацию.

1. Исследования Дарси и Дюпюи которых положили начало теории фильтрации. При изучении движения воды через песчаные фильтры установлена экспериментальная зависимость

где Q–объемный расход жидкости через фильтр длиной L и площадью поперечного сечения F,

DН -разность напоров; -гидравлический уклон; k_ф–коэффициент фильтрации (коэффициент пропорциональности), представляющий собой скорость фильтрации при гидравлическом уклоне,

равном единице.

Коэффициент фильтрации имеет размерность скорости.Коэффициент фильтрации используется обычно в гидротехнических расчетах, где приходится иметь дело с одной жидкостью –водой. При

исследовании фильтрации нефти, газа и их смесей необходимо разделить влияние на фильтрацию свойств пористой среды и жидкости:

ТЕОРИЯ БАКЛИ-ЛЕВЕРЕТТА

Модель Бакли – Леверетта описывает процессы разработки нефтяных месторождений при непоршневом вытеснении нефти водой. Так как вытеснение не поршневое, то при фильтрации флюидов образуется зона двухфазной фильтрации – нефть + вода, которая через определённое время (время безводного периода) достигнет забоя добывающих скважин и, при дальнейшей эксплуатации скважин получаем совместный приток нефть + вода, при чём доля воды будет всё время увеличиваться. Эксплуатация ведётся до тех пор, пока продукция полностью не обводниться, либо до тех пор, пока дебит добываемой нефти остаётся рентабельным

ВИДЫ ФОНТАНИРОВАНИЯ

– артезианское фонтанирование: Рзаб > Рнас, Руст > Рнас, фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора, где Рнас – давление насыщения нефти газом. Руст- давление на устье (выкиде) скважины (устьевое давление)

II – газлифтное фонтанирование:Рзаб > Рнас> Руст, фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъёма.

III - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте:Рзаб < Рнас,

ЭФФЕКТИВНЫЙ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР

ГЖС – ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ СМЕСИ

УСЛОВИЯ ФОНТАНИРОВАНИЯ

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НАСОСА

Теоретическая производительность насоса, м³/с

Фактическая подача, м³/сут

,1440 – число минут в сутках,S – длина хода полированного штока, F- площадь поперечного сечения цилиндра, м², n – число двойных ходов плунжера в минуту

ВИДЫ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ

· самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время

· возвратный, тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

УСЛОВИЯ ИХ ВЫДЕЛЕНИЯ

Объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, Поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Большое значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты ссущественно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их необходимо разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и ехнологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водо-нефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин

6. Эксплуатационный фонд скважин

ФУНКЦИЯ БАКЛИ-ЛЕВЕРЕТТА

Функция Бакли – Леверетта f(σ) зависит от водонасыщенности σ, определяется следующим образом:

Минералогический состав пород – коллекторов нефти и газа.

Коллектор – это горная порода, пронизанная пустотами различного происхождения, способная вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке

Средний минералогический состав, %