Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов

Рациональная организация добычи нефти и газа, т.е. их максимальное извлечение из недр при минимальных затратах времени и средств, возможна лишь при глубоком изучении физических и физико-химических свойств продуктивного пласта и заключенных в нем нефти, газа и воды, а также процессов, происходящих в пласте.

§ Под геолого-промысловой характеристикой продуктивного пласта понимают сведения о его гранулометрическом составе, коллекторских и механических свойствах, насыщенности нефтью, газом и водой.

§ Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. График зависимости суммарной концентрации частиц от их диаметра приведен на рис.

Рис. Кривая суммарного гранулометрического состава зёрен породы

От гранулометрического состава зависят коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой среды.

Для большинства нефтяных месторождений коэффициент проницаемости пород колеблется в пределах 0,1...2 мкм².

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В зависимости от их соотношения будет изменяться и проницаемость среды.

Рис. Зависимость относительной проницаемости песка для воды (кв) и нефти (кн) от водонасыщенности

§ Удельная поверхность породы – суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтяных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной воды и нефти.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, составляет от 40000 до 230000 м²/м³. Это связано с тем, что отдельные зерна породы имеют небольшой размер и достаточно плотно упакованы. Породы с большой удельной поверхностью (глины, глинистые пески и т.п.) являются слабопроницаемыми.

§ Упругость пласта – это его способность изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки продуктивный пласт находится под давлением, создаваемым весом вышележащих пород (горное давление), и противодействующим ему давлением пластовых флюидов (нефти, газа и воды), насыщающих пласт.

При отборе нефти и газа пластовое давление снижается и под действием горного давления объем пласта и пор в нем уменьшается. Это приводит к дополнительной силе выталкивания нефти и газа из пор.

§ Давление, существовавшее в пласте до начала разработки, называют начальным пластовым. Ориентировочно его принимают равным гидростатическому давлению – давлению, создаваемому столбом воды высотой, равной глубине залегания продуктивного пласта. На практике обычно пластовое давление меньше гидростатического. Чем больше пластовое давление, тем больше нефти и газа можно извлечь из данного месторождения.

§ Температура в пластах с увеличением глубины их залегания повышается. Динамика роста температуры различна для разных районов нашей страны: растет на 1^оС при погружении на глубину 13,3 м – в Грозненском районе и на 50-60 м – в Башкирии.

В зависимости от давления, температуры, а также ее состава смесь углеводородов в пластовых условиях может находиться в различных состояниях: жидком, газообразном или двухфазном. Если пластовое давление велико, а температура относительно мала, то смесь находится в жидком состоянии, в ней преобладают тяжелые углеводороды и такие месторождения называются нефтяными.

Значительно чаще в природе встречаются условия, при которых смесь углеводородов находится в двухфазном состоянии. В таких месторождениях одновременно присутствуют большая газовая шапка и нефтяная оторочка. Кроме того, газ образуется в пласте по мере разработки залежи: при неизбежном снижении давления в пласте из нефти выделяется растворенный газ.

Нижние части продуктивных пластов подпираются пластовыми водами, называемыми подошвенными, объем которых во много раз больше нефтяной части. Пластовые воды простираются далеко за пределы залежи. Такие воды называются краевыми (контурными).

Миграция нефти и газа, являющаяся одним из основных условий формирования их скоплений, происходит вместе с пластовой водой. При этом нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном состоянии. Миграция происходит из области высоких давлений в область относительно низких вдоль непроницаемых пород-покрышек. Попав в ловушку нефть, газ и вода под действием сил гравитации расслаиваются: газ, как самый легкий, уходит вверх, вода, как самая тяжелая, - вниз, нефть занимает промежуточное положение. В процессе формирования нефтяных и газовых залежей вода полностью вытесняется углеводородным флюидом из порового пространства породы-коллектора. Часть ее удерживается в пористой среде поверхностно-молекулярными и капиллярными силами. Эта вода называется остаточной. Остаточная водонасыщенность выражается в процентах от суммарной емкости сообщающихсяпор, каверн и трещин и может достигать 70% и более, но в большинстве случаев составляет 8-30%. Определение коэф-та нефтегазонасыщенности сводится к оценке величины остаточной водонасыщенности: при значении остаточной водонасыщенности, равной 30% к-т нефтегазонасыщенности равен 70%. Величина к-та нефтегазонасыщенности определяется прямым методом, заключающемся в измерении содержания воды в керне, поднятом из скважины, и косвенным методом, моделирующим процесс вытеснения воды в залежи углеводородным флюидом. Величина водонасыщенности связана с диаметром пор и зерен породы и содержанием в ней глинистых материалов следующим образом: с увеличением содержания глинистых веществ и уменьшением среднего размера пор величина остаточной водонасыщенности возрастает.

В практике геологоразведочных работ на нефть и газ породы-коллекторы подразделяются на простые и сложные. Простые – однородные изотропные коллекторы с поровой структурой пустотного пространства. Сложные – коллекторы с непоровым типом пустотного пространства (трещинные, кавернозные) или низкопористые с глинистым материалом.