Коллекторские свойства нефтеносных пластов. Их значение при определении запасов месторождения

Министерство образования Российской Федерации

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Контрольная работа по геологии

1 вариант

г. Тюмень, 2000 год

Вопрос 1. Коллекторские свойства нефтеносных пластов. Их значение при определении запасов месторождения (залежи).

          При решении конкретно-научных задач нефтегазопромысловой геологии одна из исходных задач – изучение внутреннего строения залежи нефти и газа. Суть этой задачи сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами и породами-неколлекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых свойств – пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и выявить структуру этой системы.

          При отнесении породы к коллекторам или неколлекторам необходимо исходить из возможности движения нефти или газа в ее поровом пространстве. Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. Выше ВНК (ГВК) коллектор нефтенасыщен (газонасыщен), ниже – водонасыщен. Порода-коллектор водонасыщена за внешним контуром нефтеносности, нефтенасыщена во внутреннем контуре нефтеносности, газонасыщена во внутреннем контуре газоносности.

          Как показывает практика, не все породы-коллекторы, содержащие физически подвижную нефть, отдают ее при существующих в наше время технологии и системах разработки. В связи с этим коллекторы делят на продуктивные и непродуктивные, т.е. отдающие и не отдающие нефть или газ при современных системах разработки.

          Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пустот, т.е. существованием пустого пространства (или пустотности), которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами. В соответствии со сказанным емкостные свойства коллекторов нефти или газа обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.

          Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор, не заполненных твердым веществом. Различают полную, открытую пористость и пористость скелета породы. Полная пористость включает в себя абсолютно все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом и поверхностью образца, пористость которого определяется. Пористость, образуемая сообщающимися порами, называется открытой. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости. Коэффициент пористости измеряется в долях единицы. Его можно выразить также в процентах от объема породы.

          Пористость породы в большой степени зависит от размеров поровых каналов, которые в свою очередь, определяются гранулометрическим составом слагающих горную породу частиц и степенью их сцементированности. По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные – диаметром 2 – 0, 5 мм; 2) капиллярные – 0, 5 – 0, 0002 мм  (до 0, 2 мкм); 3) субкапиллярные – менее 0, 0002 мм (менее 0, 2 мкм).

          Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них пустот, которые по некоторым физическим особенностям относятся к типу каверн. Общепринятых представлений об отличительных особенностях пор и каверн в настоящее время еще нет. Г.Н. Теодорович считает, что к кавернам следует относить пустоты, которые в трех взаимно перпендикулярных направлениях имеют размеры больше 2 мм.

          Если порода относится к чисто каверному типу, то метод исчисления коэффициента полной и открытой кавернозности аналогичен методу определения коэффициентов пористости.

          Для определения пустотности кавернозно-пористой породы необходимо определить суммарную и раздельную емкость пор и каверн.      Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным породам, а в некоторых районах и к терригенным отложениям. Такие породы очень плотные, часто не пропускают жидкости и газы, т.е. практически плохо проницаемые. Вместе с тем наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

          Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Понятие раскрытости в некоторой степени условное. Существование трещин в породах на больших глубинах в условиях горного давления возможно лишь при наличии многочисленных контактов между их стенками. Площадь контактов по сравнению с площадью стенок трещин мала, и поэтому контакты существенно не влияют на емкостные и фильтрационные свойства трещин. На этом основании и введено понятие раскрытости трещин.

          Емкость коллектора трещинного типа обусловливается емкостью пустот всех трех видов:

1)    емкость пор пород, коэффициент пористости которых обычно составляет 2-10% (трещиноватости, как правило, подвержены плотные и, следовательно, низкопористые породы);

2)    емкостью каверн и микрокарстовых пустот. Наибольшая емкость этих пустот характерна для отличающихся повышенной растворимостью карбонатовых пород, в которых она составляет значительную часть (13 – 15%) емкости пустотного пространства;

3)    емкостью самих трещин (трещинной емкостью). Пустоты этого вида составляют десятые доли процента от объема трещиноватой породы. Чаще всего трещины играют роль путей фильтрации жидкости или газа, связывающих воедино поровое пространство блоков и каверн.

При образовании залежей нефть и газ вследствие меньшей плотности мигрировали в повышенные части пласта, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты наряду с УВ содержат и некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов.

  Начальное распределение нефти, газа и остаточной воды в пустотном пространстве коллектора влияет на процессы движения нефти через коллектор и вытесняя ее водой. Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества (твердой фазы) нефтяного коллектора. В частности, поверхность минеральных зерен (или пустот, что одно и то же) характеризуется значительной неоднородностью по смачиваемости.

          Проницаемость – это фильтрационное свойство коллектора, характеризующее его способность пропускать  нефть, газ и воду.

          В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений в пустотном пространстве пород происходит фильтрация жидкостей, газов или их смесей. В последнем случае проницаемость одной и той же породы для какой-либо составляющей смеси, называемой фазой (нефти, газа или воды), зависит от количества и качественного состава других фаз. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемостей.

          Запасами нефти, газа или конденсата называется их количество содержащееся в породах-коллекторах в пределах изучаемой части геологического пространства. В соответствии с этим определением можно говорить о запасах отдельного слоя, пласта, зонального интервала, блока, а также любой части указанных геологических тел в пределах залежи, месторождения, группы месторождений, нефтеносного пласта и т.п.

          Классификация запасов обеспечивает единые принципы подсчета и учета запасов нефти и газа в недрах исходя из степени изученности этих запасов и их подготовленности для промышленного освоения. Отнесение запасов к той или иной категории производится в соответствии с надежностью их определения, которая зависит от геологических условий и степени изученности подсчетного объекта.

          Категории - запасов наиболее общий интегральный показатель степени изученности и подготовленности залежей или ее части к разработке. В связи с этим отнесение запасов к той или иной категории требует конкретной объективной оценки условий, в которых находится залежь, с точки зрения количества и качества полученной по ней информации.

          При подсчете запасов УВ их относят к категориям А, В, С1 и С2.  Условия отнесения запасов к той или иной из указанных категорий определяются «Инструкцией по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов».

          Результаты оценки точности подсчета запасов позволяют: 1) дать объективную оценку состояния геологической изученности залежи; 2) получить дополнительные данные для количественной характеристики запасов; 3) выявить и устранить систематические погрешности при обосновании подсчетных параметров и проведении расчетов и тем самым повысить достоверность результатов подсчета запасов; 4) обосновать бурение скважин и проведение исследований, необходимых для доразведки залежи с целью точности подсчета запасов; 5) более правильно и полно определить задачи геологических исследований, проводимых в процессе разработки.

          Согласно действующей классификации, запасы месторождений нефти и газа по значению разделяют на две группы, подлежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечение которых в разработку в настоящее время нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

          В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы, т.е. часть балансовых запасов, которую можно извлечь при рациональном использовании современной техники и технологии добычи нефти и газа.

          Правильный подсчет запасов нефти и газа предполагает раскрытие внутренней структуры подсчетного объекта, знание которой необходимо также для организации эффективной разработки залежей, в частности для выбора структуры системы разработки.

Вопрос 2. Объемный метод подсчета начальных запасов нефти и свободного газа.

          Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти и объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустого пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

          Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте- (газо) насыщенной толщины пласта h_н.эф., на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности k_н.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности k_н. Или газонасыщенности k_г. при этом выражение Fh_н.эф. определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fh_н.эф.k_п.о. – объем пустотного пространства пород-коллекторов, Fhk_п.о.k_н. или Fhk_п._о.k_г. – объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом. Объемы пустотного пространства насыщенных нефтью или свободным газом, можно получить путем умножения Fh_н.эф. на среднее значение коэффициента пористости. Для нефти коэффициент эффективной пористости k_п.эф. равен произведению k_о._п.k_н., а для газа – k_п.эф. = k_п._о.k_г., которые рассчитываются по каждому однородному продуктивному интервалу пласта.

          В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента Q, учитывающего усадку нефти.

          С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях  будет определяться выражением:

V_н._ст. = Fh_н._эф. k_п.о. k_н. O

или

V_н.ст. = Fh_н._эф. k_п._эф. O

          Умножив Vн.ст. на среднее значение плотности нефти при стандартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:

Q_н._о. = Fh_н._эф. k_п._о. k_н. О_р.           (1)

или

Q_н._о. = Fh_н._эф. k_п._эф. О_р.       (2)

          Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (ее части), к стандартным условиям используется произведение барического Кр и термического Кt коэффициентов:

К_рК_t =   ((р_о L_о – р_ост. L_ост)/ Р_ст.) ((Т_о + t_ст.)/(T_о + t_пл.))     (3)

где,   р_о – среднее значение пластового давления в залежи (ее части), Мпа;

          L_о – поправка, обратнопропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Z_о при давлении р_о, L_о = 1/Z_о;

          р_ост. – среднее остаточное давление, установленное в залежи, когда давление на устье добывающей скважины равно стандартному, Мпа;

          L_ост. – соответствует рост поправка на сжимаемость реальных газов, равная 1/Z_ост.;

          Р_ст. – давление при стандартных условиях, равная 0, 1 Мпа;

          Т_о = 273К;  t_ст. = 20^оС; t_пл. – ср. температура в залежи в пластовых условиях, ^оС, значение коэффициента Z устанавливается обычно по опытным кривым.

          Значение Р_скв._о получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей данных замеров глубинным манометром или манометром давления на устьях скважины, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:

Р_скв._о = Р_скв._м    , ^{1293х10-9Нк.п.Рг.}       (4)

где,   Р_скв._м – манометрическое давление на устье закрытой скважины, Мпа;

-         основание натуральных логарифмов;

Р_г – относительная плотность газа по воздуху;

Н_к._п. – глубина кровли плата в скважине.

Среднее остаточное пластовое значение в залежи получают для условий глубины Н_ц._т. на уровне центра тяжести залежи и стандартного давления  на устье всех скважин:

Р_отс. = 0, 1       ^{1293х10-9 Рц.т. Рг.}              (5)

          Глубина залегания центра тяжести пластовой залежи с определением долей условности принимается на уровне половины высоты залежи, а массивной – на уровне одной трети высоты от газожидкостного контакта. При подсчете начальных запасов свободного газа в процессе поисково-разведочных работ и разработки залежи используются данные о начальных пластовых  давлениях, полученные лишь в поисковых и разведочных скважинах до начала разработки. Этим определяется внимание, которое должно уделяться замерам пластового давления при геологоразведочных работах.

          Среднее значение пластовой температуры tпл. вычисляются  по данным о замерах в скважине, и также приводятся к уровню центра тяжести залежей.

          В соответствии с изложенным, формулы для подсчета начальных запасов свободного газа залежи (ее части) объемным методом имеют следующий вид:

Q_г._о. = Fh_г._эф. k_п._о. k_г. K_p K_t                (6)

Q_г._о. = Fh_г._эф. k_п._эф. K_p K_t                    (7)

          Часть балансовых запасов нефти, которая может быть извлечена из недр, - извлекаемые запасы – определяется с помощью коэффициента извлечения k _извл.н.:

Q_н._извл. = Q_н._о. k_извл._н.                (8)

          Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основными проблемами объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободного газа.

          Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщенности пустого пространства и его изменчивости по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах и т.п.  по существу объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных. Поэтому процесс изучения залежей идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статичных моделей постоянно совершенствуются , а иногда и в корне меняются.

          Совершенствование статичных моделей происходит в результате, как увеличения объема наблюдений, так и привлечения новых методов исследования и рационального комплексирования их с другими применительно к условиям каждой стадии геологоразведочных работ и разработки залежей. Чем ниже стадия изученности залежей или проще строение, тем проще модель и применяемый вариант объемного метода. С повышением степени изученности они усложняются. Именно этим обусловливается многовариантность объемного метода. Каждому варианту присущи свои способы определения объема пород – коллекторов, объема пустотного пространства насыщенного нефтью или газом, способы определения средних значений параметров по скважинам, подсчетным объектам или залежей в целом и т.п.

Вопрос 3. К какому типу залежей относят нефтеносные (газосодержащие) пласты на рассматриваемом месторождении.

          Месторождения нефти и газа Васюганской области приурочены к пологим ненарушенным брахиантиклиналиям. В их пределах известны залежи нефти и газа разных типов. Залежи, связанные с проникаемыми горизонтами юрских пород (Ю1 и Ю2), являясь метолого-стратиграфически экранированными, а в случае сообщаемости между собой массивно-пластовыми. Не выдержанные по площади песчанники валанжина обусловливают развитие пластовых, метологически экранированных залежей. Четкой дифференциации нефтеносных и газоносных земель не наблюдается. Все нефтяные месторождения невелики по запасам, газоконденсатные месторождения более значительны. Наиболее характерными месторождениями являются Мыльджинское и Лугинецкое.

          На Мыльджинском месторождении установлен значительный стратиграфический интервал газоносности. Залежи газа пластово-сводные и пластовые, литологически ограниченные установлены в горизонтах Ю1 и Ю2, БВ12, БВ16 и БВ10. Они выявлены в интервале глубин 2090 – 2434 м. Коллекторами являются пласты песчаников и алевролитов.

          Лугинецкое газоконденсатное месторождение представляет собой  изометрическую антиклинальную раскладку размерами 30х24 км, амплитудой 160 м. Продуктивные горизонты Ю1 и Ю2 залегают на глубинах 2270 – 2340 м. Залежи пластовые с литологическим ограничением. Резервуар выражен переслаиванием мелкозернистых песчаников и аргиллитов. Покрышкой служат глинистые породы мощностью до 200 км. Залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1.     Бакиров Э.А., Ларин В.И. Геология нефти и газа. (Учебник для нефтяных специальностей вузов) под ред. Э.А. Бакирова – 2-е изд. перераб. и доп. –М.: Недра, 1990 г.

2.     Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. (учеб. по спец.  «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений») – М.: Недра, 1985 г.

3.     Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. – М.: Недра, 1985 год.