книги / Управление продуктивностью скважин

Открытая пористость (пористость насыщения) характеризуется объемом сообщающихся (открытых) пустот, в которые может проникать жидкость или газ.

Эффективная пористость определяется той частью объема открытых пор (пустот), который участвует в фильтрации (объем открытых пустот за вычетом объема содержащейся в них связанной воды).

Фильтрационные свойства пород характеризует их проницаемость – способность пропускать через себя жидкости или газы при создании перепада давления. Движение жидкостей или газов в пористой среде называется фильтрацией.

По величине поперечного размера поровые каналы (каналы фильтрации) подразделяются:

–на сверхкапиллярные – диаметром более 0,5 мм;

–капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм;

–субкапиллярные – менее 0,0002 мм.

Всверхкапиллярных каналах жидкость перемещается свободно под действием силы тяжести; в капиллярных каналах движение жидкости затруднено (необходимо преодолеть действие капиллярных сил), газ перемещается достаточно легко;

всубкапиллярных каналах жидкость при перепадах давления, которые создаются при разработке месторождений, не перемещается.

При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде перемещаются нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость абсолютную, фазовую (эффективную) и относительную.

Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной фазы (газа или однородной жидкости) в отсутствие других фаз.

Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость породы для одной из жидкостей или для газа при одновременном нахождении в поровом пространстве двух или более фаз.

11

Относительная проницаемость пористой среды опреде-

ляется как отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.

К проницаемым породам относят пески, песчаники, известняки, к непроницаемым или плохо проницаемым – глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией и т.д.

Одно из важных свойств горных пород – их трещиноватость, которая характеризуется густотой, объемной плотностью и раскрытостью трещин.

Густотой называют отношение количества трещин ∆n, секущих нормаль их плоскостей, к длине этой нормали ∆l:

Gт = ∆n/∆l.	(1)
Объемная плотность δт характеризует	густоту трещин
в какой-либо точке пласта:
δт = ∆S/∆Vп,	(2)

где ∆S – половина площади поверхности всех трещин в элементарном объеме породы ∆Vп, м–1.

Объем трещин в элементарном объеме породы

∆Vт = ∆S bт,

(3)

где bт – среднее значение раскрытия трещин, м.

Коэффициент трещинной пористости mт определяется как отношение объема трещин к объему породы. С учетом формул

(2) и (3)

mт = bт δт.

(4)

Проницаемость трещиноватой породы (без учета проницаемости межтрещинных блоков), мкм2, когда трещины перпендикулярны поверхности фильтрации,

kт = 85 000 b2 mт,

(5)

т

где bт – раскрытие трещин, мм;

mт – трещинная пористость, доли единицы.

12

1.3. Неоднородность коллектора

Под геологической неоднородностью коллектора сле-

дует понимать изменчивость литолого-физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу. Поскольку месторождения углеводородов в основном многопластовые и, как правило, единый эксплуатационный объект содержит несколько пластов и пропластков, скоррелированных по площади, то геологическую неоднородность изучают по разрезу и по площади. Это позволяет не только характеризовать изменчивость величин параметров по объему, влияющих на распределение запасов нефти и газа в недрах и их выработку, но и связать эту изменчивость с условиями осадконакопления и последующими геологическими процессами.

В зависимости от целей и задач исследования, стадии изученности месторождения при определении геологической неоднородности пластов широко применяются различные методы, которые с определенной долей условности можно объединить в три группы:

а) геолого-геофизические, б) лабораторно-экспериментальные,

в) промыслово-гидродинамические.

К группе геолого-геофизических методов изучения гео-

логической неоднородности пластов относится весь комплекс исследований по обработке фактического материала, полученного в процессе бурения скважин, включая обработку данных анализа керна и результаты интерпретации промыслово-геофи- зических исследований скважин.

	Этими методами производится детальное изучение разре-
за	залежи, его расчленение и корреляция разрезов скважин
с	учетом литолого-петрографической, палеонтологической

и промыслово-геофизической характеристик пород. Конечным результатом геолого-геофизических методов являются как геологические профили и литологические карты, отображающие

13

особенности строения продуктивных пластов по разрезу и по площади, так и выявленные зависимости между отдельными параметрами пластов.

Детальное представление о физических свойствах пород можно получить в результате исследования образцов керна лабораторными методами. При лабораторных исследованиях определяют пористость, проницаемость, гранулометрический состав, карбонатность, водонасыщенность. Само по себе определение всех этих величин дает в достаточной степени объективную оценку неоднородности изучаемого пласта, однако из-за ограниченного отбора керна возникают значительные трудности в привязке данных этих исследований к разрезу скважин. Поэтому, прежде чем распространять значения параметров пласта на весь объем залежи или на некоторую его часть, необходимо провести тщательную привязку исследованных образцов керна для выделения в продуктивном разрезе прослоев коллекторов и неколлекторов.

К промыслово-гидродинамическим методам относят исследования скважин, с помощью которых можно получить данные, характеризующие гидродинамические свойства пластов. Гидродинамические исследования направлены на изучение коллекторских свойств пласта, его гидродинамической характеристики и физических свойств насыщающей коллектор жидкости [24]. Гидродинамическими исследованиями определяют такие весьма важные при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений параметры, как коэффициенты гидро- и пьезопроводности, проницаемости, продуктивности и приемистости. Эти методы позволяют также оценивать степень однородности пласта, выявлять литологические экраны, устанавливать взаимосвязь пластов по разрезу и скважин по площади, а также оценивать нефтенасыщенность пород.

Неоднородность пластов можно оценивать с помощью показателей, характеризующих особенности геологического

14

строения залежей. К таким показателям относятся, в первую очередь, коэффициенты расчлененности и песчанистости.

Коэффициент расчлененности Кр определяется для за-

лежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор:

	Кр =	n1 +n2 +...+nm	=	∑n	,	(6)
		N		N

где n1, n2 , ..., nm – число прослоев коллектора в каждой сква-

жине;

N – общее число скважин, вскрывших коллектор.

Коэффициент песчанистости Кп представляет собой отношение эффективной толщины hэф к общей толщине пласта hобщ, прослеживаемой в разрезе данной скважины:

К	п	=	hэф	.	(7)
			h
			общ

Для пласта в целом коэффициент песчанистости равен отношению суммарной эффективной толщины пласта во всех скважинах к общей суммарной толщине пласта в этих скважинах.

Для нефтяных залежей Пермского Прикамья коэффициенты расчлененности и песчанистости изменяются в пределах от 1,38 до 14,8 и от 0,18 до 0,87 соответственно.

Изменчивость продуктивных слоев пласта по площади залежи характеризуется коэффициентом распространенности КS:

КS = Sк/S,

где Sк – площадь коллектора, на которой встречается пропласток, м2;

S – общая площадь пласта, м2.

15

1.4.Состав и свойства пластовых флюидов

Кпластовым флюидам, насыщающим продуктивные пласты, относят нефть, газ и воду.

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава физикохимические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.

По консистенции различают нефти от легкоподвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до черного.

Выделяют элементный, фракционный и групповой составы нефти.

Элементный состав. Основными элементами нефти являются углерод и водород. В среднем в состав нефти входит 86 % углерода и 13 % водорода. Других элементов (кислород, азот, сера и т.д.) в нефти незначительное количество. Однако они могут существенно влиять на физико-химические свойства нефти.

Групповой состав. Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов.

П а р а ф и н о в ы е у г л е в о д о р о д ы (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание в нефти – 30–70 %. Различают алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С2–С4 (в виде растворенного газа), жидкие алканы С5–С16 (основная масса жидких фракций нефти) и твердые алканы С17–С53, которые входят в тяжелые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины.

16

PNRPU

Н а ф т е н о в ы е у г л е в о д о р о д ы (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой CnH2n, CnH2n–2 (бициклические) или CnH2n–4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25–75 %. Содержание нафтенов растет по мере увеличения молекулярной массы нефти.

А р о м а т и ч е с к и е у г л е в о д о р о д ы – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряженные системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10–15 %.

Г е т е р о а т о м н ы е с о е д и н е н и я – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют асфальтено-смолистыми веществами. Содержание в нефти – до 15 %.

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28–550 °С и выше. При нагреве до 40–180 °С выкипает фракция, которую называют авиационным бензином; при 40–205 °С – автомобильный бензин; при 200–300 °С – керосин; при 270–350 °С – лигроин. При более высоких температурах выкипают масляные фракции. По содержанию светлых фракций, выкипающих до 350 °С, нефти подразделяют на нефти типа Т1

(более 45 %), типа Т2 (30–44,9 %), типа Т3 (менее 30 %).

Плотность пластовой нефти зависит от ее состава, дав-

ления, температуры, количества растворенного в ней газа (рис. 1.4). Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. С повышением давления плотность

17

нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами. Наибольшей растворимостью в нефти обладают углекислый газ и углеводородные газы, меньшей растворимостью – азот. При снижении давления из нефти выделяются сначала азот, затем углеводородные газы (сначала сухие, затем жирные) и углекислый газ.

Рис. 1.4. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

Обычно плотность нефтей колеблется в пределах

760–960 кг/м3.

Давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения (Рнас). Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа в залежи, от их состава и пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равно пластовому давлению или меньше его. В первом случае нефть полностью насыщена газом, во втором – недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. Это связано как с изменением свойств нефти и газа в пределах площади,

18

так и с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы, количества и свойств связанной воды и других факторов. Растворенный в пластовой нефти азот увеличивает давление насыщения.

Вязкость – способность жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних слоев вещества относительно других. Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона:

	F	=µ	dv	,	(8)
	A		dy

где А – площадь контакта перемещающихся слоев жидкости (газа), м2;

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями dv, Н;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа), м;

µ – коэффициент динамической вязкости (коэффициент пропорциональности), Па·с.

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости нефти сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенного давления и зависимости от температуры (рис. 1.5, 1.6). При этом вязкость уменьшается с повышением количества растворенного газа в нефти и с увеличением температуры.

Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа с до десятых долей мПа с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

19

Рис. 1.5. Изменение свойств пластовой нефти в зависимости от давления. Озерное месторождение, пласт Фм: f – газосодержание; bнефти – объемный коэффициент нефти; bгаза – объемный коэффициент газа; µ – динамическая вязкость нефти

Рис. 1.6. Изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от температуры и давления насыщения газом

20