Методические приемы детальной корреляции скважин. 2 страница
Коэффициентом нефтенасыщенности Кн(газонасыщенности Кг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.
Коэффициентом водонасыщенности Кв коллектора,содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.
Иногда Кн, Кг, Кк выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.
Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:
· для нефтенасыщенного коллектора
; (5.13)
· для газонасыщенного коллектора
; (5.14)
· для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть
(5.15)
Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С.Л. Закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. При кипении вода испаряется вместе с растворителем, попадая в холодильник, где и конденсируется. Так как вода тяжелее применяемых углеводородных растворителей, то она накапливается в нижней части градуированной ловушки. Быстро и просто количество связанной воды определяется методом центрифугирования. Образец, полностью насыщенный водой, помещают в центрифугу, в которой под действием центробежных сил вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Поэтому по мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вытесняется сначала из более крупных пустот, в которых силы слабее, а затем из все более и более мелких.
По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасыщенности определяют через величину Рн, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:
, (5.16)
где ρн.п.–удельное электрическое сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; ρв.п. – удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100 %-м заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.
Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.
Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными.
По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (Кв ≤ 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными.
Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что, во-первых, процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем, во-вторых.
В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды.
В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки.
В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97-50 % при соответствующей начальной водонасыщенности 3-50 %.
Контрольные вопросы к главе 5.2
1. Что такое расчленение продуктивной части разреза скважины?
2. Что такое корреляция и ее виды?
3. Что такое репер?
4. Для чего строится опорный разрез?
5. Какими признаками характеризуются глины на каротажных диаграммах?
6. Что такое кондиционный предел?
7. Что используют в качестве реперов в разрезе осадочного чехла юго-востока Западно-Сибирской плиты?
8. Что понимают под геологической неоднородностью?
9. Какими численными показателями оценивается геологическая неоднородность?
10. Как графически можно изобразить макронеоднородность?
11. Какое влияние оказывает трещиноватость на фильтрационные и емкостные свойства пород-коллекторов?
12. Какими значениями пористости и проницаемости характеризуются породы-коллекторы в природных условиях?
13. Что относят к вторичным пустотам?
14. От чего зависит проницаемость горных пород?
15. Что называю простым геологическим телом?
16. Какие породы относят к гидрофобным?
17. Что такое коэффициент нефтенасыщенности?
5.3. Энергетическая характеристика залежей нефти и газа
Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки.
Различают два вида давления в земной коре – горное и гидростатическое.
Горное давление –создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления.
Геостатическимназывается давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера).
Геотектоническое давление–отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами.Его величина и вектор в каждой точке не поддаются замеру.
Горное давление Ргор – давление в жестком каркасе пород, их матрице, оно передается и жидкости, заполняющей пустотное пространство пород.
5.3.1. Начальное пластовое давление
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:
, (5.17)
где h – высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м; r – плотность жидкости в скважине, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.
При практических расчетах формулу используют в следующем виде:
, (5.18)
где с – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.
Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины или величиной абсолютной отметки.
Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.
Высоту столба жидкости h в зависимости от решаемой задачи обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора – такой столб жидкости h1 называют пьезометрической высотой (рис. 5.26) – или как расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой горизонтальной плоскости – этот столб жидкости высотой h2 = h1 + z, где z – расстояние между серединой пласта и условной плоскостью, называют пьезометрическим напором.
Величину давления, соответствующую пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Рпл.а); величину давления, соответствующую пьезометрическому напору, – приведенным пластовым давлением (Рпл.пр), зная расстояние z и плотность жидкости в скважине r, при необходимости всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот):
(5.19)
В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья скважин, пробуренных в разных точках на водоносный пласт, обладающий давлением, могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности. В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (рис. 5.27, скв1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скв. Н1 до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h1, а также плотность воды rв (она обычно больше 1 вследствие того, что пластовые воды минерализованы):
(5.20)
В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (рис. 5.27, скв2):
(5.21)
Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 5.27, скв 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление pу на их герметизированных устьях:
, (5.22)
где ру = h3pв/102; h3 – превышение пьезометрического уровня над устьем скважины.
Для характеристики изменения пластового давления в водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad p, отражающим величину изменения Pпл на 1 м глубины скважины:
(5.23)
Из рисунка видно, что на величину grad p в различных скважинах заметное влияние оказывает разность абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad p меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad p больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью. Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более. Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.
Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается, соответственно, различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление.
Начальное (статическое) пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т. е. до начала извлечения из него жидкостей или газа.
Начальное пластовое давление в значительной мере определяет природное фазовое состояние УВ в недрах и, следовательно, также обусловливает определение рациональных условий разработки.
Значение начального пластового давления залежи необходимо учитывать при оценке по керну значений пористости и проницаемости пластов в их естественном залегании. Указанные параметры, определенные по керну в поверхностных условиях, могут быть существенно завышены, что приведет к неправильному определению емкости резервуара и запасов УВ.
Знание значения начального пластового давления залежей и всех вышележащих пластов-коллекторов необходимо при обосновании технологии бурения и конструкции скважин. При этом следует исходить из двух основных требований: обеспечения нормальной проходки ствола скважины (без поглощений промывочной жидкости, выбросов, обвалов, прихватов труб) и повышения степени совершенства вскрытия пластов (минимального "загрязнения" продуктивных пластов промывочной жидкостью), т. е. предотвращения снижения производительности пласта по сравнению с его природными возможностями.
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.
Природа пластового давления в залежи в значительной мере предопределяет изменение пластового давления в процессе разработки. Соответствие пластового давления гидростатическому может служить показателем приуроченности залежи к инфильтрационной водонапорной системе. В этих условиях можно ожидать, что в процессе разработки залежи пластовое давление будет снижаться относительно замедленно. СГПД свидетельствует о замкнутости элизионной водонапорной системы. Снижение пластового давления в залежах с СГПД происходит быстрее, темпы его падения возрастают с уменьшением размеров водонапорных систем. Таким образом, по значению начального пластового давления можно прогнозировать закономерности падения пластового давления в залежи при ее разработке, что позволяет обоснованно решать вопросы о целесообразности применения методов искусственного воздействия на пласты и о времени начала воздействия.
При составлении первого проектного документа на разработку значение начального пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разработки залежи.
Природной водонапорнойсистемой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения подземных вод, т. е. единым генезисом напора.
В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три основных элемента:
· область питания – зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обусловливающее движение воды;
· область стока – основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод;
· область разгрузки – части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением), в которых происходит разгрузка подземных вод.
Природные водонапорные системы подразделяют наинфильтрационные и элизионные(рис. 5.28), различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значениями напора. Залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.
В зависимостиот степени соответствияначального пластового давленияглубинезалеганияпластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:
· 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.
5.3.2 Залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому
Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.
В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.
Инфильтрационную систему отличают следующие особенности:
· она является "открытой", т. е. сообщается с земной поверхностью в областях как разгрузки, так и питания;
· область питания системы расположена гипсометрически выше области разгрузки;
· природный резервуар пополняется атмосферными и поверхностными водами;
· движение жидкости в пласте-коллекторе происходит в основном в соответствии с влиянием гравитационных сил в сторону регионального погружения пластов.
· пьезометрическая поверхность системы (с плотностью пресной воды -1 г/см3) представляется в виде наклонной плоскости, соединяющей области питания и разгрузки;
· начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов.
· значение начального пластового давление ниже значений геостатического, т. е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород.
· наиболее характерна для древних платформ.
За пределами залежей нефти и газа, т. е. в основной по площади водоносной части инфильтрационных систем, значение вертикального градиента пластового давления обычно не выходит за пределы 0,008 – 0,013 МПа/м и в среднем составляет около 0,01 МПа/м. Редкие исключения могут быть обусловлены весьма резким различием абсолютных отметок устьев скважин и пьезометрической поверхности.
В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней превышают значения этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов. Величина превышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК.
Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при рв= 1) на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением Ризб.
В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за указанные пределы 0,008 – 0,013 МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.
О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т. е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта непосредственно у границ залежи или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК.
5.3.3 Залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического
Начальное пластовое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей, вертикальный градиент которого выходит за пределы значений этого показателя, характерных для пластового давления, соответствующего гидростатическому, называется давлением, отличающимся от гидростатического. При gradp > 0,013 пластовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД) при gradp < 0,008 – меньшим гидростатического (МГПД).
Наличие в пластах-коллекторах СГПД можно объяснить тем, что на определенном этапе геологической истории резервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью оттока. Сверхгидростатическое пластовое давление характерно для элизионных водонапорных систем. В таких системах (рис. 5.29) напор создается за счет выжимания вод из вмещающих пласты-коллекторы уплотняющихся осадков и пород и частично за счет уплотнения самого коллектора под влиянием геостатического давления, возрастающего в процессе осадконакопления (геостатические элизионные системы) или в результате геодинамического давления при тектонических напряжениях (геодинамические элизионные системы).
В элизионной системе областью питания является наиболее погруженная часть пласта-коллектора. Отсюда вода, поступившая в нее, перемещается в направлении восстания пласта к областям разгрузки, когда имеется связь пласта-коллектора с земной поверхностью или к границам распространения пласта-коллектора, если такой связи нет. В первом случае принято называть элизионные системы полузакрытыми, во втором – закрытыми. Вместе с водами, выжимаемыми из породы-коллектора, последним передается часть геостатического давления. При этом пластовое давление повышается по сравнению с нормальным гидростатическим Pпл.г на величину pдоп.
, (5.24)
где
(5.25)
Vдоп. – превышение количества поступающей в пласт-коллектор воды над количеством ее, удаляющимся в область разгрузки; bв ‑ коэффициент сжимаемости воды; Vв – общий объем воды в пласте-коллекторе.
С увеличением закрытости водонапорной системы и объемов выжимаемой в нее воды pдоп возрастает и СГПД, приближается по величине к геостатическому давлению. СГПД наиболее характерно для пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород, в межсолевых и подсолевых отложениях.
Образование СГПД связывают также с уплотнением пород-коллекторов в результате цементации, с освобождением дополнительного объема воды при переходе монтмориллонита в иллит, с тепловым расширением воды и другими процессами, протекающими в недрах земли. СГПД, являющееся следствием тектонических напряжений, может быть свойственно пластам-коллекторам в пределах локальных тектонических СГПД или даже отдельных тектонических блоков.
СГПД характерно для районов с повышенной неотектонической активностью и соответственно с высокой скоростью осадкообразования– для Северного Кавказа, Азербайджана, Средней Азии, Предкарпатья. В этих районах СГПД встречается и на малых глубинах. Градиент СГПД может достигать 0,017 – 0,025 МПа/м и более.
В пределах элизионных водонапорных систем давление в гипсометрически высоких частях залежей нефти и газа так же, как и в пределах инфильтрационных систем, несколько повышено за счет избыточного давления.
Пластовое давление, меньшее гидростатического, т. е. с вертикальным градиентом менее 0,008 МПа/м встречается относительно редко. Наличие в пластах-коллекторах МГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории создавались условия, приводящие к дефициту пластовой воды в резервуаре. Одним из таких условий может быть увеличение пористости, например, при выщелачивании или перекристаллизации пород. Возможно также уменьшение объема жидкости, насыщающей пустотное пространство, например вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате их перемещения при тектонических движениях на меньшие глубины.
5.3.4 Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений
Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктивные пласты имеют природную (начальную) температуру, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения.
Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации. В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой.
Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром.
Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20 – 25 сут для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. В промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь 4 – 6 ч после остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленных по техническим причинам.
В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят после подъема насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым раствором и остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для этой цели удобнее использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение естественной температуры.
Данные замеров температур могут быть использованы для определениягеотермической ступени и геотермического градиента.
Геотермическая ступень–это расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1º С и определяют её по формуле:
, (5.26)
где G– геотермическая ступень, м/º С;
Н – глубина места замера температуры, м;
h – глубина слоя с постоянной температурой, м;
Т – температура на глубине º С;
t – средняя годовая температура воздуха на поверхности, o С.
Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при разработке вторичных аномалий температуры. Процесс изучения природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, определение температуры в кровле продуктивных пластов, построение геолого-геотермических профилей и геотермических карт.
Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади.
Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электрическим, самопишущим и другими приборами, а также максимальным ртутным термометром проводят измерение температуры с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в остальной его части.
По данным температурных исследований строят термограмму, т. е. кривую, отражающую рост естественной температуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Г0. Сочетание геотермы с литолого-стратиграфической колонкой скважины представляет собой геолого-геотермический разрез скважины (рис.5.30). На геотерме обычно выделяются прямолинейные участки с разными углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.