Результаты гранулометрического анализа 1 страница. Существует несколько гипотез о происхождении цветка. Стробилярная теория: рассматривает превращение стробила в цветок

Результаты гранулометрического анализа

Скв.	Содержание фракций в % по массе при диаметре зерен в мм	Итого
куст
Ситовый анализ	Седиментационный анализ
0,59 0,42	0,42 0,297	0,297 0,21	0,21 0,149	0,149 0,074	0,074 0,05	0,05 0,01	0,01 0,005	0,005
15/2	-	1,5	3,2	19,6				1,5	1,2
224/2	1,5	2,0	15,2	20,3		16,3	4,5	1,8	1,4

По гранулометрическому составу выделяются глины, алевриты, пески и т.д.

Характеристика пород различного гранулометрического состава зависит от степени их цементации (табл.6.).

Реальные продуктивные пласты часто имеют неоднородный состав, тогда различают переходные типы пород: например, песчаник глинистый, алевролит глинистый и т.п. Поэтому для сопоставления характеристик гранулометрического состава кроме абсолютных величин используется коэффициент неоднородности гранулометрического состава ^неод > ""Я которым понимают

.отношение диаметра частиц фракции, составляющей 60 % от массы всего песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10 % массы песка.

При нахождении ^неод гранулометрического состава данные

табл.5 наносят на полулогарифмический бланк. Обычно ^'неод Д™

коллекторов изменяется от 1,1 до 20. Для данных табл.5 по первой и второй скважинам А:цеод составляет соответственно 2,14

и 2,66.

Данные табл.6 позволяют оценить степень влияния грануло­метрического состава на процессы, происходящие в пласте. При уменьшении диаметра зерен породы резко увеличивается удель­ная поверхность, оказывающая огромное влияние на пористость, проницаемость и начальную нефтенасыщенность пород-коллек­торов. С уменьшением диаметра зерен увеличивается высота ка­пиллярного поднятия (всасывания). Это свойство пород-коллек­торов определяет величину зоны проникновения при вскрытии коллектора и при остановке скважины в процессе эксплуатации, что, как правило, ухудшает потенциальную продуктивность.

Значительное влияние на процесс разработки оказывает величина глинистой фракции в составе породы-коллектора как терригенного, так и карбонатного, что определяется способностью их набухания и расслоения при контакте с фильтратом бурового раствора и закачиваемыми водами, особенно опресненными.

Кроме описанных способов построения структурных карт существует еще косвенный способ, основанный на построении структурной карты методом треугольников по какой-либо опорной поверхности и карты изохор до нижезалегающего продуктивного пласта. Изохоры - это линии равных вертикальных мощностей между двумя опорными поверхностями. Сумма абсолютной отметки опорного пласта и величины изохоры дает абсолютную отметку нижезалегающего продуктивного пласта. Такие построения использовались, например, в Урало-Поволжье для создания структурных карт по пластам девона или применяются сейчас для построения структурных карт в Западной Сибири по глубокозалегающим продуктивным пластам (Юо.Ю^, БУе, БУд).

28 Проницаемость

Проницаемость пористой среды определяется ее способностью пропускать жидкость или газ при перепаде давления. Прони­цаемость зависит от размеров и формы открытых пор горной по­роды и не зависит от свойств фильтруемых жидкостей или газов.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси,

За единицу измерения проницаемости принимают м Это

соответствует расходу за 1с 1м жидкости вязкостью в 1 Па-с в образце с поперечным сечением 1 м² при перепаде давлений на протяжении 1м в 1 Па.

Ранее у нефтяников была принята единица Дарси (Д):

1Д» 1,02-Ю"¹² м²; 1мД^ 1,02-10"¹⁵ м²

В общем случае не существует прямой зависимости пористости и проницаемости пород-коллекторов.

В порах горных пород одновременно может находиться много­фазная среда (вода, газ, нефть; вода, нефть; вода, газ), поэтому для характеристики проницаемости в общем случае различают абсолютную, эффективную (фазовую) и относительную проницаемость.

Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между ними и пористой сре­дой и при При условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью.

Кривые относительных проница- ^пр.„ емостей для песчаников пластов АВ^.з (1) и БВд (2) Самотлорского месторождения (по А. Г.Ковалеву)

Эффективной (фазовой) проницаемостью называется проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы - жидкой или газообразной.

Относительная проницаемость выражается отношением эффективной (фазовой) проницаемости к однофазной прони­цаемости образца породы, ее величина изменяется от 0 до 1.

Эффективная проницаемость породы для любой из насыщающих ее сред меньше абсолютной проницаемости и зависит от нефте-, газо- и водонасыщенности породы.

Распределение и подвижность фаз в поровой системе породы зависят от проницаемости и от смачивающих свойств соответствующих фаз. В отношении смачиваемости порода может быть гидрофильной или гидрофобной.

Большинство пород-коллекторов гидрофильны. В гидрофильных породах остаточная вода избирательно лучше смачивает стенки пор породы, чем нефть.

Смачивающая жидкость при низкой проницаемости породы об­ладает малой подвижностью. Несмачивающая фаза, занимающая остальное пространство в поровых каналах, обладает большей подвижностью. Определение насыщенности керна фазами флюидов - одна из наиболее трудоемких задач, которые приходится решать при лабораторном определении эффективной проницаемости.

На рис.17 показаны кривые относительной проницаемости для песчаников пластов АВ^-з и БВд Самотлорского месторождения.

При обводнении относительная проницаемость для нефти А"пр.н

резко уменьшается до нуля при значительной величине остаточной нефтенасыщенности, а относительная проницаемость для водной фазы резко увеличивается почти до единицы.

Следует отметить, что эффективность применения при разработке методов повышения нефтеотдачи, особенно физико-химических, зависит от того, насколько ими удается уменьшить величину остаточной нефтенасыщенности, при которой фазовая проницаемость для нефти становится равной нулю.

29 Геологическая неоднородность объектов разработки

Геологическая неоднородность - одна из важнейших характеристик пород-коллекторов. Ее изучение позволяет уточнить геологическую модель пласта, залежи или объекта разработки. Необходимость введения понятия геологической неоднородности возникла в начале 60-х годов ввиду того, что проектные показатели разработки, полученные с помощью гидродинамических моделей, отличались от фактических.

Проведение анализа разработки, выбор методов повышения нефтеотдачи и другие мероприятия с нефтяным объектом невозможны без знания его геологической неоднородности.

Следует отметить, что в специальной литературе часто применяется подразделение геологической неоднородности на микронеоднородность и макронеоднородность. При этом характеристики микронеоднородности соответствуют рассматриваемому ниже первому структурному уровню, а макронеоднородность - остальным трем структурным уровням.

При системно-структурном анализе геологическую неоднородность следует рассматривать на различных иерархических уровнях. При выделении иерархических структур терригенных нефтяных пластов будем придерживаться системы, состоящей из четырех структурных уровней (рис. 18):

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

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

III - уровень геологических тел, представляющих систему гидродинамически связанных пропластков;

Ш

-r. л

Глинистый цемент'

Рис.18. Схема выделения структурных уровней геологической неоднородности

IV-уровень геологических тел, представляющих систему гидродинамически несвязанных пластов, каждый из которых в общем случае представляет систему гидродинамически связанных пропластков. I иерархический уровень. На первом иерархическом уровне (см. рис.18) на образце породы в лабораторных условиях исследуют минеральный состав породы-коллектора, состав и структуру цемента, распределение диаметра поровых каналов, пористость (т), нефтенасыщенность (|3) и проницаемость (^пр)

коллектора.

30 Нефте-, газо- и водонасыщенность

Поровое пространство пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений, как правило, заполнено углеводородами частично. Часть порового пространства занимает так называемая связанная вода. Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. До появления в этих коллекторах нефти и газа они были полностью или частично

заполнены водой. Процесс формирования залежей углеводородов сопровождался вытеснением воды из пор, каверн и трещин.

Содержание остаточной воды обычно выражают в процентах от суммарной емкости пор. Оно может меняться от первых единиц до 70 % и более. В большинстве хорошо проницаемых песчано-алевритовых коллекторов содержание остаточной воды составляет 15-25 %.

Количество остаточной воды в породах-коллекторах зависит от многих факторов. Важнейшие из них: минеральный состав, структура порового пространства, минеральный состав и количество глинистого цемента, карбонатность терригенных коллекторов, содержание поверхностно-активных веществ в нефтях.

Менее изученными факторами, влияющими на содержание остаточной воды в породах-коллекторах, являются время формирования последних и время образования в них нефтяных и газовых залежей.

Содержание нефти и газа в пласте определяют с помощью коэффициентов нефте- и газонасыщенности:

Существует довольно много способов определения остаточной водонасыщенности породы-коллектора. В лабораторных условиях применяются следующие.

1. Способ, основанный на определении потери массы исследованного образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105-107°С и на определении объема отогнанной из него или из смежного образца воды при кипячении их в растворителе с температурой кипения до 110°С. Погрешность метода не превышает 2 %.

2. Способ центрифугирования, при котором экстрагированный и полностью высушенный образец насыщается водой, которую затем вытесняют с помощью центрифуги при частоте вращения 4400-31500 об/мин.

3. Хлоридный метод, основанный на представлении о том, что минерализация погребенной воды в данной нефтяной или газовой залежи постоянна. Исходя из этого, зная минерализацию керна, т.е. содержание в нем хлоридов, можно установить истинную его водонасыщенность.

4. Метод полупроницаемой мембраны, основанный на отжатии свободной воды силами капиллярного давления с сохранением в образце породы остаточной воды.

5. Метод ртутной капиллярометрии, который заключается в нагнетании ртути в керн с одновременным измерением капиллярных давлений.

Применяются также и многие другие лабораторные методы. В промысловых условиях для определения остаточной водонасыщенности широко распространен метод низкочастотной электрометрии, или электрический каротаж. Метод основан на том, что электропроводность породы коллектора зависит от количества и минерализации насыщающей его воды. По результатам геофизических исследований против испытуемых пластов определяют петрофизическую характеристику, например, удельное электрическое сопротивление пласта.

31 Свойства пластовых вод

Плотность пластовых вод прямо связана с их минерализацией. Плотность дистиллированной воды при 4°С принята за единицу. Плотность пластовых вод на поверхности всегда больше единицы и достигает 1,3 г/см³ и более. Воды в пластовых условиях в большинстве случаев менее плотные, чем на поверхности, что обусловливается влиянием пластовой температуры.

В нефтепромысловой практике плотность воды определяют по величине солености в градусах Боме (°Ве'). Градус Боме соответствует 1 % массового содержания NaCI в растворе.

Замеренную величину солености по ареометру пересчитывают на плотность по формуле rf=145/(145-/i), где d - плотность при температуре 15,5°С, г/см³; п - соленость, °Ве".

Плотность пластовой воды /^д =р/Ь, где р - плотность воды в

стандартных условиях; Ъ - объемный коэффициент пластовой воды.

Вязкость пластовых вод уменьшается с ростом температуры и возрастает с увеличением их минерализации. Вязкость воды в пластовых условиях обычно значительно меньше вязкости нефти, поэтому вода в этих условиях имеет большую подвижность, чем нефть. Для нефтяных и газовых месторождений характерно присутствие пластовых вод вязкостью 0,2-1,5 МПа-с. При атмосферных условиях и 20°С вязкость этих вод составляет в среднем 1,005 мПа-с.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство жидкости противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава. Наименьшее поверхностное натяжение имеют щелочные воды, так как они содержат поверхностно-активные вещества -органические кислоты и основания. В общем случае по мере увеличения времени контакта вод (щелочных и жестких) с нефтью их поверхностное натяжение резко падает (в 3-7 раз). Межфазовое натяжение вод на границе с нефтью возрастает от щелочных вод (4,410⁵ Н/см) к жестким пластовым (22,6 10⁵ Н/см), к морской и дистиллированной (3410⁵ Н/см).

Существенное значение для разработки нефтяных и газовых место-рожцений имеет растворяющая способность подземных вод по отношению к нефти, газу и компонентам их состава.

Растворимость жидких УВ в воде возрастает с повышением температуры и несколько снижается с ростом давления. Наибольшая растворимость в воде у бензола. Растворимость в воде УВ одного класса уменьшается с ростом их молекулярной массы, а также падает в присутствии других УВ. Насыщение воды газом приводит обычно к снижению растворимости в ней жидких УВ. На растворимость жидких УВ в воде влияет и ее минерализация. Электролиты снижают взаимную растворимость. Взаимная растворимость нефтей и воды мало изучена. При температуре до 100°С нефть и вода слабо взаимно растворяются.

В интервале 150-200°С растворимость нефти в воде заметно увеличивается, а при температуре выше 200°С резко возрастает.

Явление неограниченной растворимости в системах нефть -

вода наблюдается в интервале температур 320-330°С при давлении порядка 160 МПа.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти и зависит от минерализации воды и температуры. При прочих равных условиях лучшей растворимостью в воде обладают сероводород и углекислый газ, худшей - азот. С увеличением минерализации растворимость газов ухудшается.

В большинстве случаев газосодержание пластовых вод равно 0,2-0,5 мЭ/м³ и не превышает 1,5-2,0 мЭ/м³. Величина газосодержания пластовой воды определяется путем анализа глубинных проб.

Коэффициент теплового расширения воды характеризует изменение единицы объема воды при увеличении ее температуры на 1 °С. Он в основном зависит от температуры и минерализации. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения изменяется неравномерно. Объем воды при увеличении температуры от 0 до 4°С уменьшается. В интервалах изменения температур 4-10; 10-20; 20-30 и 65-70°С средний коэффициент теплового расширения соответственно составляет 6,5-Ю'⁵; 15-Ю'⁵; 25,8 •10'⁵ и 58 •10'⁵

Изменение объема пластовой воды под действием температуры, давления и газонасыщенности принято харак­теризовать пластовым объемным коэффициентом воды Ъ,.

Объемный коэффициент пластовых вод нефтяных и газовых месторождений изменяется от 0,98 до 1,20. Наибольшее влияние на его величину оказывают пластовая температура и минерализация.

Коэффициент сжимаемости пластовой воды показывает изменение единицы объема воды в пластовых условиях при изменении давления на 0,1 МПа. Для пластовых вод нефтяных и газовых месторождений он находится в пределах (3-5)-10⁴ МПа'¹,

Электропроводность пластовой воды характеризует ее способность проводить электрический ток. Она увеличивается с повышением концентрации растворенных в воде солей и температуры.

Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом-м. Удельное электрическое сопротивление вод нефтяных и газовых месторождений в большинстве случаев находится в пределах от 0,05 Ом-м (крепкие рассолы) до 1 Ом-м (слабосоленые воды). Его измеряют на поверхностных пробах воды при температуре, равной пластовой, или рассчитывают по минерализации воды:

32 Методы определения водонефтяного контакта.

Методы определения ВНК постоянно модернизируются и развиваются. Однако до сих пор нет универсального метода, дающего надежные результаты по определению ВНК в различных геолого-физических и технологических условиях разработки.

В связи с этим при оценке текущего ВНК необходимо совместно использовать данные геофизических методов, промысловых и некоторых специальных видов исследования скважин, проводимых в комплексе с ними.

Многочисленные методы определения ВНК, применяемые в настоящее время, можно условно объединить в несколько групп:

гидродинамические, оптические, геологопромысловые, геофизические и методы, основанные на закачке в пласт-коллектор радиоактивных изотопов или жидкостей различного химического состава.

Гидродинамический метод оценки текущей нефтенасыщенности и водонефтяного контакта предложен В.А.Сусловым. Он основан на сравнении гидропроводности пласта в одной и той же скважине, определенной до и после момента ее обводнения по данным метода восстановления давления. Данная методика находится в стадии теоретического и экспериментального обоснования. Проведенные промысловые исследования по скважинам пластов Аз Кулешовского, Ai Бавлинского и Ci Арланского месторождений показали принципиальную возможность ее применения. Следует отметить, что наилучшие результаты получаются лишь при больших отношениях вязкостей нефти и воды.

Оптические методы контроля за перемещением нефти основаны на свойстве пластовых нефтей значительно изменять коэффициент светопоглощения К^ в зависимости от

расстояния до контакта нефть-вода. Параметр К^ может

изменяться в 2,5-5 раз в пределах залежи, причем изменение наблюдается как на площади, так и по мощности продуктивного пласта.

Опыт применения фотоколориметрического метода на месторождениях Татарстана и Башкортостана показал, что величина К^ изменяется по мощности пласта, уменьшаясь с удалением от поверхности ВНК. Непосредственно на контакте нефти с водой К^ нефти резко возрастает и может достигать

нескольких тысяч единиц против сотен в нефтяной части пласта. Это свойство нефтей, наряду с решением ряда промысловых задач, может быть использовано для определения перемещения ВНК. Однако точно оценить местоположение ВНК при существующей технологии проведения фотоколориметрии не представляется возможным.

Геологопромысловые методы оценки положения ВНК ос­нованы на данных об обводненности продукции скважин, проница­емости пласта, вязкости нефти и эффективной мощности пласта.

Использование радиоактивных изотопов или жидкостей, отличных по химическому составу, для определения ВНК основано на различных величинах фазовой проницаемости пласта-коллектора в нефтяной и водяной его частях. Общим для всех модификаций этого метода является то, что в пласт закачивается жидкость определенного состава. Жидкость может обладать высокой (низкой) фазовой проницаемостью для нефтеносной части пласта и низкой (высокой) фазовой проницаемостью для обводненной части пласта.

Радиоактивную смесь приготовляют с помощью специальных приборов - инжекторов и задавливают в пласт. При последующей эксплуатации скважин жидкость с радиоактивными изотопами быстро вымывается из той части пласта, в которой он обладает высокой фазовой проницаемостью. Сопоставление контрольного и повторного замеров гамма-активности против продуктивного пласта позволяет выявить нефтяную и обводняющуюся части пласта.

Кроме радиоактивных индикаторов в настоящее время применяют также закачку в пласт жидкости, отличной от жидкости, насыщающей пласт, и определяют нефтяные и обвод­ненные интервалы пласта по скорости расформиро­вания зоны проникновения. Контроль за скоростью расформирования зоны проникновения осуществляется методами радиометрии.

Рассмотренные выше методы определения ВНК находятся в стадии развития, а исследования ими чаще всего носят эпизодический характер. В настоящее время наиболее распространены промыслово-геофизические методы оценки ВНК.

Промыслово-геофизические методы оценки ВНК можно разделить на две группы: а) методы радиометрии; б) различные модификации метода сопротивлений.

Методы радиометрии для определения ВНК стали применяться с 1955 г. Обобщение накопленного опыта показало, что положительные результаты можно получить при исследовании неперфорированной части эксплуатационного объекта.

В настоящее время, применяются: стационарные методы радиометрии - нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтронный метод по тепловым нейтронам (ННМт), нестационарные -импульсный нейтрон - нейтронный метод (И ННМт) и импульсный нейтронный гамма метод (ИНГМ). При детальных исследованиях проводится разделение нефтеводоносных пластов методом наведенной активности НА (по Na, C1, О).

Внедрение в промысловую практику импульсных методов позволило применять методы радиометрии для определения ВНК в пластах с меньшей минерализацией вод. Так, если НГМ и ННМт можно применять при минерализации пластовой воды больше 150 г/л NaCI, то импульсные методы - при 40-50 г/л ' NaCl. Теоретические основы применения методов радиометрии широко освещены в отечественной литературе.

Наиболее эффективны для определения ВНК различные моди­фикации метода сопротивлений. Во всех вновь пробуренных скважинах устанавливаются начальное или текущее положения ВНК методом электрометрии. Эти данные являются основными при определении начального ВНК в целом по залежи. Данные электрометрии позволяют оценить также текущую нефтенасыщенность продуктивного пласта. Однако после полного разбуривания залежи методы электрометрии проводятся только в специальных оценочных скважинах.

Среди методов, применяемых в производственных условиях для оценки ВНК и насыщенности коллекторов по величине их удельного сопротивления, сравнительно новым является индукционный. Принципиальное преимущество индукционного метода по сравнению со стандартной электрометрией состоит в том, что он позволяет исследовать сухие скважины или заполненные слабо проводящим промывочным раствором на нефтяной основе. Однако подобные условия на практике встречаются редко. Индукционный метод в основном применяется совместно с различными видами электрометрии, поскольку включение его в обязательный комплекс измерений позволяет повысить эффективность геофизических исследований и при измерениях в обычных скважинах, пробуренных на глинистом растворе, приготовленном на воде. По сравнению с

существующими методами стандартной электрометрии индукционный метод обладает рядом преимуществ, реализация которых позволяет получать дополнительную информацию о разрезах скважин.

Индукционный метод наиболее эффективен для исследования сравнительно низкоомных разрезов при отсутствии проникновения или при повышающем проникновении в интервале коллекторов. Регистрация диаграмм в линейном масштабе проводимости позволяет получать шкалу сопротивлений, растянутую в интервале низких значений.

Индукционный метод позволяет значительно повысить точность определения удельного сопротивления низкоомных коллекторов-водонасыщенных и обводненных песчаников.

При разработке нефтяных месторождений с заводнением коллекторов пресными водами часто невозможно разделить по удельному сопротивлению нефтяные пропластки и пропластки, обводненные закачиваемой водой. В этом случае положительные результаты получены при совместном применении электрометрии и волнового диэлектрического метода (разновидность индукцион­ного метода). Пропластки, обводненные пресной водой, и нефте­носные разделяют по различию диэлектрической проницаемости, которая составляет для нефти 5-10, для воды 14-20 отн.ед.