Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







НЕФТЕ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ





 

Полагают, что нефтенасыщенные и газона­сыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части плас­тов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного прост­ранства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой во­ды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше раз­мер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изо­лированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геоло­гии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.

Определение коэффициентов нефтегазоводонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.

Коэффициентом нефтенасыщенностиКн (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, Кв выражают в процентах от объема от­крытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотно­шениями:

для нефтенасыщенного коллектора

Кн + Кв = 1;

для газонасыщенного коллектора

Кг + Кв = 1;

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме ос­таточной воды еще и остаточную нефть

При подсчете запасов нефти и газа и проектировании разработки требуется знание коэффициентов нефте- и газо­насыщенности.

Однако и прямое (по образцам нефтегазонасыщенных пород), и косвенное (по геофизическим данным) определение этих коэффициентов не дает надежных результатов. По кер­ну нефтегазоносность не может быть определена потому, что при выбуривании образца часть нефти или газа вытесняется из него фильтратом промывочной жидкости; при подъеме образца на поверхность вследствие снижения давления в нем от пластового до атмосферного происходит увеличение объ­ема нефти и газа, и они вытекают из образца; кроме того, при снижении давления из нефти выделяется растворенный в ней газ, который также вытесняет некоторую часть нефти.

Значение коэффициента водонасыщенности пород в меньшей степени подвержено влиянию внешних факторов, и при соблюдении определенных условий отбора образцов и проведения опытов оно устанавливается с удовлетворитель­ной точностью. Поэтому значения коэффициентов нефтегазонасыщенности обычно находят, определив содержание ос­таточной воды, из соотношений (V.7) и (V.8):

(V.10)

(V.11)

Коэффициент водонасыщенности может быть наиболее наделено определен, если керн выбуривается при использова­нии промывочной жидкости, не проникающей в пласт, на­пример, приготовленной на известково-битумной или нефтя­ной основе.

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:

- удельное электрическое сопротивление продуктив­ного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; — удельное электрическое сопро­тивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.

Между параметрами нефтегазонасыщения и коэффициен­том водонасыщения существует зависимость

(V.12)

где п — показатель, зависящий от литологической характе­ристики пород и свойств нефти и воды; он может меняться в диапазоне 1,73 — 4,33, в большинстве случаев принимается равным 2.

Определив из (IV. 12) значение Кв, по (IV. 18) и (IV19) нахо­дят значения Кн и Кг.

Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Валено 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 в < 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными.

Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в 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 %.

Для подсчета запасов, определения нефтегазоотдачи и ре­шения других задач нефтегазопромысловой геологии необхо­димо знать значения эффективной и динамической пористо­сти пород, связанные с значениями водо- и нефтенасыщенности.

Эффективная пористость это доля пор, занятая нефтью или газом, т.е. значение открытой пористости за вычетом коэффициента остаточной водонасыщенности. Ди­намическая пористость это объем пор, в которых возможно движение нефти или газа при их извлечении из пласта. При этом следует иметь в виду, что нефть и газ из­влекаются при разработке не полностью, в результате чего по окончании эксплуатации пласт содержит некоторую оста­точную нефтенасыщенность Ко.н (или газонасыщенность Ко.г).

Таким образом:

(V.13)

(V.14)








Date: 2015-04-23; view: 458; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2017 year. (0.007 sec.) - Пожаловаться на публикацию