Коллекторские свойства продуктивных пластов

 

Пористостью определяется способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды, т.е. пористость характеризует наличие пустот (пор) в породе. Каналы, образуемые порами, можно разделить на крупные (диаметром более 0,5 мм), капиллярные (0,0002…0,5 мм) и субкапиллярные (менее 0,0002 мм).

Отношение суммарного объема пор к общему объему образца называется коэффициентом полной пористости. Его величина колеблется в широких пределах: от 0,05…1,25% у магматических пород до 6…52% у песков.

Ввиду того, что коэффициент полной пористости не учитывает наличие связи между порами и, соответственно, фильтрации через них пластовых флюидов, используются коэффициенты открытой и эффективной пористости. Коэффициент открытой пористости – это отношение к объему образца суммарного объема пор, сообщающихся между собой. Коэффициент эффективной пористости – это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.

Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Она характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющим размерность [м²]. Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. По закону Дарси коэффициентом проницаемости, равным 1 м², обладает образец пористой среды площадью поперечного сечения 1 м² и длиной 1 м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па∙с составляет 1м³/с. Для большинства нефтяных месторождений коэффициент проницаемости равен 0,1…2 мкм², для газовых до 0,005 мкм².

В случае фильтрации смеси нефти, газа и воды проницаемость породы будет меняться в зависимости от соотношения каждой фазы. Абсолютной называется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы. Под эффективной (фазовой) проницаемостью понимают проницаемость для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от соотношения фаз в смеси и существующих градиентов давления. Относительной проницаемостью называют отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От ее величины зависят проницаемость и содержание остаточной (связанной) воды и нефти. Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, составляет от 40000 до 230000 м²/м³, что связано с небольшим размером зерен и их плотной упакованностью.

Упругость пласта – это его способность изменять свой объем при изменении давления.

Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Коэффициент нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности) равен доле объема пор, заполненных нефтью (газом или водой).

 

Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа и воды)

 

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти – это объем газа, растворенного в 1 м³ пластовой нефти. Газосодержание обычно выражают в м³/ м³ или м³/т. Оно может достигать 300…500 м³/ м³, но обычно его значение колеблется в пределах 30…100.

Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равно растворимости или меньше ее.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Промысловым газовым фактором называют количество добытого газа в м³, приходящееся на 1 м³ (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от пластовой температуры.

Сжимаемость пластовой нефти обуславливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости, характеризующим относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной нефти. Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти, а также ее плохой сжимаемостью.

Плотность пластовой нефти – масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2…1,8 раз меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа.

Вязкость пластовой нефти определяет степень ее подвижности в пластовых условиях и также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.

Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)

 

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. К ним можно отнести следующие:

Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Процесс разработки можно условно разделить на четыре стадии:

1) рост добычи на начальном этапе разработки, обусловленный обустройством месторождения, вводом новых скважин;

2) максимальная добыча нефти в течение некоторого периода времени;

3) резкое падение добычи и значительный рост обводненности продукции скважин;

4) сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти и неуклонное нарастание обводненности; завершающая стадия добычи нефти.

Темп разработки месторождения, равный отношению текущей добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения. Если извлекаемые запасы нефти остаются неизменными в процессе разработки месторождения, то изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии.

Добыча жидкости из месторождения – суммарная добыча нефти и воды. Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти и может отличаться от нее в несколько раз на третьей и четвертой стадиях.

Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее первоначальным запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т.е. отношении объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения.

Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным: вблизи нагнетательных скважин оно повышается, вблизи добывающих – понижается.

Давление на устье р_у добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.

Пластовая температура. В процессе разработки месторождения пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения.

Схема системы ППД

 

В комплекс сооружений системы поддержания пластового давления (ППД) методом заводнения (рис. 1) входят: водозабор 1, насосная станция первого подъема 2, водоочистная станция 3, резервуары чистой воды 4, насосная станция второго подъема 5, магистральные водоводы 6, подводящие водоводы 7, подземные резервуары чистой воды 8, блочные кустовые насосные станции (БКНС) 9, водоводы высокого давления 10 и нагнетательные скважины 11.

Для ППД возможно также использование вод глубинных водоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного пласта, газа (в случае разбухания глин призабойной зоны пласта при закачке воды), горячего теплоносителя (горячая вода, пар) или полимеров.

Принципиальная схема системы ППД методом заводнения

Рисунок 1