Коллекторы нефти и газа

В нефтяных и газовых месторождениях нефть, газ и вода занимают пустоты (поры), трещины и каверны в горных породах. Все горные породы, составляющие земную кору, имеют пустоты между частицами, т.е. обладают пористостью, но промышленные запасы нефти встречаются только в осадочных породах: песках, песчаниках, известняках и др., являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать флюид (нефть, газ и воду) через систему связанных между собой пор и пустот.

Глины являются также осадочными породами, но они непроницаемы для жидкостей и газов, вследствие того, что пустоты в них являются ничтожно малыми и флюид в них удерживается капиллярными силами. При формировании нефтяных и газовых месторождений глины являются непроницаемыми перекрытиями, между которыми залегают проницаемые породы (коллектора).

Для проектирования и осуществления процессов добычи нефти необходимо знать основные физические характеристики нефтегазо-содержащих коллекторов. Такими характеристиками являются, пре­жде всего, механический состав, пористость, проницаемость и нефтеводо-газонасыщенность породы коллектора. Как правило, эти характеристики определяют посредством лабораторных исследова­ний кернов или при помощи комплексного анализа результатов геофизических исследований пробуренных скважин.

Под пористостью горной породы понимают нали­чие в ней пустот (пор). Различают общую или абсолютную полную, открытую и эффективную пористос­ти, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.

Коэффициентом общей пористости называется отношение суммарного объема всех пор в горной породе (пор, каверн, трещин) , к видимому объему породы :

. (3.1)

Коэффициент общей пористости используется при оценке абсолютных запасов нефти в пласте, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта.

Некоторая часть пор в горной породе оказывается не связанной между собой, такие изолированные поры не участвуют в разработке. Насыщающие пористый пласт флюиды могут двигаться только по сообщающимся между собой пустотам. Коэффициент открытой пористости – отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор к общему объему породы. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра. Отношение объема эффективных пор к объему породы называется коэффициентом эффективной пористости ( ).

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать через себя флюид при перепаде давлений. Абсолютно непроницаемых пород нет – при соответствующем давлении можно продавить жидкость и газ через любую породу. Проницаемость породы тем меньше, чем меньше размер пор и каналов их соединяющих. Породы нефтяных и газовых месторождений имеют в основном капиллярные каналы, диаметром 0,5 до 0,0002 мм. В каналах меньшего диаметра (субкапиллярных) поверхностные силы настолько велики, что движение жидкости в них практически не происходит.

Проницаемость зависит не только от свойств коллектора, но и от характера движения флюи­да, его физических свойств. Для характеристики нефтегазовых кол­лекторов используют понятия абсолютной, эффективной и относи­тельной проницаемости.

Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтрации А. Дарси. Согласно этому закону, скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости:

, (3.2)

где – скорость линейной фильтрации, м/c;

Q – объемный расход жидкости через породу за 1 секунду, м³/c;

F – площадь фильтрации, м²;

k – коэффициент проницаемости, м²;

– динамическая вязкость жидкости, Па∙с;

∆Р – перепад давления по длине образца породы, Па;

L – длина пути, на котором происходит фильтрация, м.

За единицу проницаемости принята проницаемость такой пори­стой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход флюида вязкостью 1 Па∙с составляет 1 м³/с. Коэффициент проницаемости k в системе СИ имеет размерность площади (м²). Для промысловой оценки коллекторов пользуются практической единицей Дарси (Д), которая в 10¹² меньше проницаемости в 1 м².

Абсолютная или физическая проницаемость – это проницаемость пористой среды, которая определена при движении в ней какой-либо одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью). Абсолютная проницаемость промышленных нефтегазосодержащих коллекторов колеблется от нескольких десятков до нескольких тысяч миллидарси. Наиболее распространенными являются пласты с проницаемостью 200÷l000 мД. Проницаемость глин измеряется в тысячных долях мД.

Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой фазы, жидкой ли газовой. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом.

Относительная проницаемость – отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

В ряде случаев необходимо, хотя бы приблизительно, прогнозировать такие показатели как пористость и проницаемость. Совместно с геометрическими размерами коллектора пористость

ка­чественно характеризует количество содержащегося в пласте флюи­да, а проницаемость совместно с количеством скважин – интенсив­ность извлечения пластового флюида на дневную поверхность.

Для прогнозирования расчетным методом абстрагируются от реа­льных условий и представляют коллектор в виде идеального или фиктивного грунта. Идеальным грунтом называют пористую среду, поровые каналы которой образованы пучком параллельных цилиндрических труб. Фиктивным грунтом называют пористую среду, составленную из шарообразных частиц одинакового диаметра. Различают свободную и плотную укладку частиц, когда угол укладки шарообразных частиц составляет соответственно 90⁰ (рисунок 4) или 60⁰ (рисунок 5).

 

Рисунок 4 – Свободное расположение шаров в модели фиктивного грунта		Рисунок 5 – Тесное расположение шаров в модели фиктивного грунта

 

 

Примеры решения задач

Задача 1.

Цилиндрический керн диаметром d = 4,1∙10^-2 м и длиной l = 12 ·10^{-2 м, поднятый из скважины в чистом и сухом виде, имеет массу m=320 г. Масса керна при насыщении на 100 % пресной водой составляет} m₁ = 0,34 кг. Требуется определить эффективную пористость керна.

Решение.

При насыщении керна водой заполняются только сообщающиеся между собой поры. Объем этих эффективных пор определяем, считая известной плотность насыщающей жидкости ( ):

.

Общий объем керна (объем цилиндра):

.

Эффективная пористость керна:

 

.

Задача 2.

Пористый керн диаметром d = 3,2×10^-2 м, длиной l = 13×10^-2 м был подвергнут испытанию на линейную фильтрацию воды. Были получены следующие данные: давление на входе в керн Р₁ = 0,35 МПа; давление на выходе из керна Р₂ = 0,1 МПа; объемная расход жидкости составил Q = 6×10^{-6 м3} /с. Найти проницаемость породы.

Решение.

Определяем из формулы (3.2):

.

.

.

Приняв вязкость воды m = 1,05ּ10^-3 Па×с, вычисляем:

.

 

 

Пластовая энергия

 

Пластовое давление – один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом.

Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном – вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.

Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.

Аналогичный процесс поступление в скважину нефти, газа – протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина:

, (4.1)

где h – высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м; r – плотность жидкости в скважине, кг/м³; g– ускорение свободного падения, м/с².

Начальное (статическое) пластовое давление — это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей углеводородов:

– залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению;

– залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.

В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным.

Возникновение аномального давления в пластах объясняется рядом причин. Наиболее часто оно обуславливается проявлением давления подпирающей залежь минерализованной воды этого же пласта (первая причина), реже – проявлением давления вышележащих горных пород (вторая причина), а ещё реже – постепенным погружением или подъёмом запечатанной, изолированной ранее залежи.

Особым случаем является также вмораживание в многолетнемерзлую породу отдельных газовых, газоконденсатных линз. Сейчас многие месторождения разрабатываются методом поддержания давления, при котором давление в разбуриваемом пласте может оказаться не только значительно выше гидростатического, но и выше начального пластового давления.

В нормальных условиях на глубине h давление флюидов приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды Р_в плотностью ρ_в =1000 кг/м³ от кровли пласта до поверхности:

. (4.2)

Этой формулой можно пользоваться при разведочном бурении на малоизученных площадях, когда нет возможности установить действительную величину Р_пл по динамическому уровню жидкости в скважине, поскольку последние еще не пробурены.

Коэффициент аномальности пластового давления определяется по следующей формуле:

. (4.3)

В нормальных условиях k_a ≈ 1. Если k_a > 1,2, то имеется аномально высокое пластовое давление (АВПД). При увеличении глубины вероятность встречи с АВПД возрастает. Значения k_a < 0,8 характеризуют аномально низкое пластовое давление (АНПД).

 

 

Примеры решения задач

Задача 1.

Пластовое давление на глубине 1900 м составляет 23 МПа. Определить коэффициент аномальности пластового давления.

Решение.

Приняв ρ_в = 1000 кг/м³, по формуле находим:

Поскольку k_a > 1,2, то имеется случай аномально высокого пластового давления (АВПД).

 

 

Практические задания

 

Задача 1.

Плотность нефти при температуре 20ºС . Определить плотность нефти в градусах АРI и количество баррелей в одной тонне нефти (Q = 1 тонна) при температуре 20 ºС и 65 ºF.

 

Таблица 4 – Исходные данные к задаче 1

 

Вариант
Плотность нефти ,

 

Задача 2.

Построить геологический разрез скважины №1, используя данные таблицы 5, соответствующие персональному варианту.

 

Таблица 5 – Исходные данные к задаче 2

 

Номер ва- рианта	Название горной породы и интервал ее залегания (тыс.м)
глина	песок	известняк	мергель	песчаник	соль	сланец
	0-0,3 0,4-1,0 1,1-2,0	0,3-0,4 1,0-1,1 2,2-2,4	3,0-3,1	2,0-2,2 2,4-2,6 3,2-3,3	3,1-3,2 3,4-3,5	3,3-3,4 2,6-3,0	3,5-3,6
	0-0,5 0,6-1,5 1,7-2,0	0,5-0,6 1,5-1,7	2,0-2,2 2,5-2,7	3,0-3,3	3,3-3,4 2,7-2,8	3,4-3,5	2,2-2,5 2,8-3,0
	0,2-0,5 1,2-2,0	0-0,2 1,0-1,2	2,5-3,0	0,5-1,0	3,1-3,2 2,0-2,2 3,0-3,2	3,2-3,4 2,2-2,5	3,4-3,6
	0-1,0 1,2-1,8	1,0-1,2 1,8-2,0	2,0-2,5	2,5-3,0	3,0-3,2	3,2-3,4	3,4-3,6
	0,2-0,8 2,0-2,5	0-0,2	0,8-1,5	1,0-2,0 3,3-3,5	2,5-3,0	3,0-3,3	3,5-3,6
	0-2,0	2,0-2,2	2,2-3,0	3,0-3,2	3,2-3,3	3,3-3,4	3,4-3,6
	0-0,6 0,8-1,8	0,6-0,8 1,8-2,0	2,2-2,5 3,4-3,6	2,8-3,0	3,0-3,2 2,0-2,2	3,2-3,4	2,5-2,8
	0,3-1,0 1,3-1,8	0-0,3 1,0-1,3	1,8-2,0	3,0-3,2 2,0-2,2	3,2-3,3 2,2-2,5	3,3-3,4 2,5-2,7	3,4-3,6 2,7-3,0
	0-0,5 2,7-3,0	0,5-0,8	0,8-1,2 3,0-3,2	1,2-1,5	1,5-1,8 3,2-3,3	1,8-2,2 3,3-3,4	2,2-2,7 3,4-3,6
	0-1,0 2,3-2,5	1,0-1,2 2,5-2,7	1,2-1,5	1,5-1,8	1,8-2,2 2,7-3,0	3,2-3,4 3,0-3,2	3,4-3,6

При построении учесть, что склонные к водопроявлениям неустойчивые пески олигоценовых отложений должны быть перекрыты технической колонной диаметром не менее 273 мм, склонные к осыпям и обвалам эоценовые глины – колонной диаметром 219 мм, а склонные к газопроявлениям верхнемеловые отложения – колонной диаметром 168 мм. До проектной глубины должна быть опущена колонна диаметром 114мм. Все колонны должны иметь цементную оболочку от забоя до устья.

 

Задача 3.

Построить геологический профиль по данным бурения и исследования 5-ти скважин, которые расположены по отношению к скважине №1 следующим образом: №2 – в 1500м на Юг, №3 – в 2300м на Север, №4 – в 1100м на Восток, №5 – в 1800м на Запад. Отличие интервалов залегания литолого-стратиграфических комплексов в скважинах №№2–4 по сравнению со скважиной №1 даны в таблице 6, где также приведены направления трасс профилей.

 

Таблица 6 – Исходные данные к задаче 3

 

Номер варианта	Направление трасс профилей	Различие глубин залегания горных пород по сравнению со скважиной №1   скв.№3     скв.№4     скв.№5
скважина №2	скважина №3	скважина №4	скважина №5
	С–В		+50		-50
	С–Ю	+50	+100	+150	+200
	В–З	-50	-100	-150	-100
	С–В	+100	+150	+50	+100
	Ю–В	-100	-100	-50	-100
	В–З	-50	-50	-100	-50
	С–Ю			+150	+200
	С–В	+50	+150	+100	+150
	Ю–В	+50	-50	+100	-100
	В–З	-100	-100	+50	+50

Задача 4.

Построить структурную карту по кровле или подошве любого пласта Нижнего мела, используя построенные геологические профили. Изогипсы расположить с интервалом 10÷25 м.

 

Примечание.Построения, получаемые при решении задач 2÷4 выполняются на листах миллиметровой бумаги формата А4.

Задача 5.

Вывести теоретическую зависимость для определения пористости фиктивного коллектора. Показать, чтоегопористость не зависит от геометрических размеров элементов, составляющих фиктивный коллектор. Оце­нить количественно теоретическую максимальную и минимальную пористость фиктивного коллектора.

Примечание.Для получения зависимости для определения пористости фиктивного грунта:

,

можно воспользоваться схемой ромбоэдра, приведенного на рисунке 3, представляющего собой фрагмент фиктивного коллектора, сложенного восемью шарами диаметра d. Вершины ромбоэдра – центры шаров, слагающих фиктивный коллектор, – угол укладки шаров, Θ – угол между ребром ромбоэдра и диагональю основания (эти углы связаны соотношением: ).

 

 

Рисунок 6 – Схема к задаче 5

 

Задача 6.

Цилиндрический керн диаметром d и длиной l , поднятый из скважины в чистом и сухом виде, имеет массу m. Масса керна при насыщении на 100 % пресной водой составляет m₁. Требуется определить эффективную пористость керна.

 

Таблица 7 – Исходные данные к задаче 6

 

Вариант	d, см	l, см	m, кг	m1, кг
			0,32	0,34
			0,33	0,35
			0,34	0,36
			0,3	0,33
			0,35	0,38
			0,32	0,35
			0,33	0,37
			0,34	0,38
			0,3	0,33
			0,35	0,39

 

Задача 7.

Пористый керн диаметром d = 3,2×10^-2 м, длиной l = 13×10^-2 м был подвергнут испытанию на линейную фильтрацию воды. Были получены следующие данные: давление на входе в керн Р₁ = 0,35 МПа; давление на выходе из керна Р₂ = 0,1 МПа; объемная расход жидкости составил Q = 6×10^{-6 м3} /с. Найти проницаемость породы.

 

Таблица 8 – Исходные данные к задаче 7

 

Вариант	d, см	l, см	Р1,МПа	Р1,МПа	Q∙10-6, м3 /с
	3,2		0,35	0,1
	3,3		0,34	0,2
	3,4		0,33	0,15
	3,5		0,35	0,2
	3,1		0,34	0,1
	3,2		0,36	0,15
	3,3		0,33	0,1
	3,4		0,34	0,15
	3,5		0,35	0,2
	3,1		0,34	0,1

 

 

Список рекомендуемой литературы

 

1. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – М.: Институт компьютерных исследований; Удмуртский государственный университет, 2004. – 720 с.

2. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. – 544 с.

3. Просёлков Е.Б., Просёлков Ю.М. Основы нефтегазопромыслового дела: Учебное пособие. – Краснодар: Изд. КубГТУ, 2008. – 224 с.

4. Антонова Е..О, Крылов Г.В., Прохоров А. Д. Основы нефтегазового дела. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 307 с.

5. Мстиславская Л.П., Павлинич М.Ф., Филипов В.П. Основы нефтегазового производства: Учебное пособие. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – 276 с.

 

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

по выполнению практических заданий по дисциплине

«Основы нефтегазопромыслового дела» для студентов всех форм

обучения бакалавров направления

131000.62 Нефтегазовое дело

 

Составители: Антониади Дмитрий Георгиевич

Даценко Елена Николаевна

Шостак Никита Андреевич

 

Технический редактор и корректор

Компьютерная верстка

 

___________________________

 

Подписано в печать Формат 60х84 /16

Бумага офсетная Офсетная печать

Печ. л. Изд. №

Усл. печ. л. Тираж экз.

Уч.- изд. л. Заказ №

___________________________

Кубанский государственный технологический университет

350072, г.Краснодар, ул.Московская, 2, кор. А

Типография КубГТУ: 350058, Краснодар, ул. Старокубанская, 88/4