Продуктивный пласт и его геолого-промысловая характеристика

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Санкт-Петербургский государственный

инженерно-экономический университет»

Кафедра экономики и менеджмента

в нефтегазохимическом комплексе

Доклад

по дисциплине

«Разработка нефтяных и газовых месторождений»

На тему: «Продуктивный пласт и его геолого-промысловая характеристика»

Выполнил:______Храмцова Д.А.____________________________

(Фамилия И.О.)

студент:__3___курса__4г. 10мес.___специальности__080502(н)____

срок обучения

группа_____2672_____№ зачет. книжки___64107/07____________

Подпись_____________

Преподаватель:______ Бочкарёв А.С._________________________

Должность:____Профессор, доктор экономических наук__________

(уч. степень, ученое звание)

Оценка______________ Дата:__________________

Подпись_____________

Санкт-Петербург

2010

Продуктивный пласт и его геолого-промысловая характеристика

Долгое время в начальный период развития нефтяной промышленности многие считали, что нефть и газ в горных породах скапливаются в больших пустотах или в крупных трещинах. В шестидесятых годах XIX века великий русский ученый Д.И. Менделеев выдвинул идею о скапливании нефти и газа в осадочных горных породах, имеющих большое количество мелких сообщающихся между собой пустот (наподобие губки).

В последующем, при бурении нефтяных и газовых скважин, при отборе керна (породы продуктивного пласта) и изучения его эта идея была полностью подтверждена. Продуктивные пласты нефтяных, газовых, газоконденсатных и других месторождений характеризуются следующими свойствами горных пород: пористостью, проницаемостью, гранулометрическим составом и удельной поверхностью, механическими свойствами (упругостью, сопротивлением разрыву, сжатию и другими), насыщенностью пород нефтью, газом и водой в различных условиях их залегания и молекулярно-поверхностными свойствами при взаимодействии с нефтью, водой и газом.

От перечисленных свойств горных пород, слагающих продуктивный пласт, во многом зависят условия рациональной разработки нефтяных и газовых залежей и конечное их извлечение.

1. Пористость

Пористость горных пород понимается как наличие в ней пустот, трещин, каверн и пор, не заполненных твердым веществом. Пористость определяет способность горной породы вмещать в себя нефть, газ и воду.

Для характеристики пористости используется коэффициент, который показывает, какую часть из общего объема породы составляют поры. Все поры в зависимости от их размеров разделяются на сверхкапиллярные (> 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм) и субкапиллярные (< 0,2 мкм).

Пористость разделяют на общую, открытую и эффективную.

Суммарный объем всех пустот в горной породе (пор, каверн, трещин) называют общей (абсолютной) или теоретической пористостью. Суммарный объем всех пустот в породе зависит от формы зерен, составляющих горную породу, характера их взаимного расположения и наличия вещества, цементирующего прослои между зернами.

Некоторая часть пор в породе оказывается не связанной между собой. Такие изолированные поры не участвуют в разработке. В то же время изолированные поры в некоторых случаях могут быть заполнены газом или водой. В этой связи выделяют открытую пористость - отношение объема открытых пор к объему породы. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида (нефть, газ) и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости стенок канала и т.д. Отношение объема эффективных пор к объему породы называется эффективной пористостью (доли единицы или проценты).

2. Проницаемость

Способность горной породы пропускать через себя при перепаде давлений жидкость и газ называют проницаемостью.

Для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при фильтрации только одной фазы (жидкость или газ), которой заполнена пористая среда. При этом между пористой средой и фазой (жидкость, газ) отсутствует физико-химическое взаимодействие.

Эффективной (фазовой) проницаемостью называется проницаемость пористой среды только для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от физико-химических свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от процентного содержания фаз в системе и существующих градиентов давлений и др.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

Породы бывают хорошо проницаемые и плохо проницаемые. Абсолютно непроницаемых пород не существует. Пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость определяет способность жидкостей и газов передвигаться по поро-вым каналам горных пород. Хорошо проницаемые горные породы - это пески, рыхлые песчаники, трещинные и кавернозные известняки и другие.

Плохо проницаемые породы - это глины, гипсы, сланцы, ангидриты, глинистые известняки, конгломераты с глинистым цементом.

Пористые и трещинные горные породы, проницаемые для жидкостей и газа и способные быть их вместилищем, называются коллекторами. Для сосредоточения нефти и газа в пластах и формирования месторождения необходимо, чтобы сверху и снизу коллектор был перекрыт плотными непроницаемыми породами, способными не допускать перетоков нефти и газа из данного коллектора в другие пласты. Коллектор, перекрытый непроницаемыми кровлей и подошвой, называют природным резервуаром.

3. Гранулометрический состав горных пород

Гранулометрический состав горных пород означает количественное содержание в ней разных по размерам зерен, слагающих данную горную породу. От гранулометрического состава во многом зависят пористость, проницаемость, удельная поверхность и капиллярные свойства пористой среды. Если горные породы сложены неоднородными по размерам зернами, то они имеют меньший коэффициент пористости и проницаемости. Поэтому гранулометрический состав обусловливает общую поверхность пористой среды, контактирующей с нефтью. От гранулометрического состава зависит количество оставшейся в порах пласта нефти в виде тонких пленок после завершения извлечения нефти из залежи.

Размер частиц горных пород изменяется в больших пределах.

Выделяют следующие фракции механического состава пород по диаметру зерен: галька и щебень - более 1 см; гравий - от 1 до 2 см; грубый песок - от 2 до 1 мм; крупный песок - от 1 до 0,5 мм; средний песок - от 0,5 до 0,25 мм; мелкий песок -от 0, 25 до 0,1 мм; крупный алеврит - от 0,1 до 0,05 мм; мелкий алеврит - от 0,05 до 0,01 мм; глинистые частицы - менее 0,1 мм.

Исследования показывают, что гранулометрический состав большинства нефтесодержащих пород состоит из частиц размером от 1 до 0,01 мм.

4. Удельная поверхность горной породы

Удельная поверхность горной породы - это величина суммарной поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца.

Из-за небольших размеров частиц, слагающих горные породы, и большой плотности их упаковки общая площадь поверхностей порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Подсчитано, что общая поверхность зерен правильной сферической формы размером 0,2 мм, содержащихся в 1 м3 однородного песка, составляет 20276 м2.

От величины удельной поверхности нефтесодержащих пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды, адсорбционная способность и так далее. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых горных породах.

5. Механические свойства горных пород

Механические свойства горных пород - это их упругость, прочность на разрыв и сжатие, пластичность. Известно, что при снижении давления в пласте объем порового пространства уменьшается из-за упругого расширения частиц (зерен) горной породы и уплотнения скелета пласта под горным давлением вышележащих пород. Вследствие этого жидкость начинает вытесняться из пор пласта.

Горные породы имеют большую прочность на сжатие, а при деформациях других видов прочность их незначительна. Например, прочность на растяжение для горных пород иногда составляет 0,02 от прочности на сжатие.

Прочность горных пород - это сопротивление их механическому разрушению. Горные породы оказывают значительное сопротивление при сжатии. Прочность горных пород на разрыв, изгиб и сдвиг составляет лишь десятые и сотые доли от прочности их на сжатие.

Прочность известняков с увеличением в них глинистых частиц уменьшается. Песчаники с известковым цементом имеют наименьшую прочность на сжатие. При увеличении плотности горных пород прочность их на сжатие возрастает. Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 20-45%. Пластические свойства горных пород, то есть способность их деформироваться под большим давлением без образования трещин, проявляется при бурении глубоких скважин. На большой глубине горная порода может «выходить» в скважину под воздействием большого горного давления вышележащих горных пород, что может приводить к большим осложнениям или авариям на бурящейся скважине.

Образование складок в земной коре с плавными изгибами, выпуклостями и вогнутостями происходит в результате пластических свойств горных пород.

6. Условия залегания нефти, газа и воды в горных породах

В зависимости от состава, соотношения давления и температуры нефть, газ и вода в горной породе (залежи) находятся Глава IV. Физические свойства горных пород                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    в жидком, газообразном состоянии или в виде нефтегазовых смесей. Нефть, газ и вода в залежи располагаются в соответствии с их плотностью. В верхней части залежи - газ, под ним - нефть и под нефтью - вода.

При большом скоплении газа в нефтяной залежи он концентрируется в верхней части залежи в виде газовой шапки. Если объем газа в нефтяной залежи значительно меньше, чем объем нефти, при высоком давлении в пласте газ будет полностью растворен в нефти, в этом случае в пласте будет находиться однофазная жидкость (нефть).

Залежи подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтяные, газоконденсатные.

В нефтяной и газовой частях залежи, кроме нефти и газа, содержится вода в виде тонких слоев на стенках пор и трещин, удерживающихся силами капиллярного давления. По химическому составу эта вода такая же, что и вода подошвенная или краевая. Она сохранилась в пласте в виде тонких слоев на поверхностях пор и трещин в горных породах в процессе формирования нефтяных или газовых залежей. Эту пленочную воду называют «связанной» или «остаточной». Связанная вода даже при больших градиентах давления в залежах остается неподвижной. Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях достигает от 10 до 30% суммарного объема пор и трещин пласта. Толщина тонких слоев связанной воды в горных породах в значительной мере зависит от проницаемости коллектора и минерализации воды. С увеличением глинистости толщина пленок увеличивается, с увеличением минерализации толщина пленок связанной воды уменьшается. Знать количество связанной воды в той или иной залежи важно при подсчете запасов нефти и газа для конкретной залежи. Если в нефтяном пласте содержится большое количество связанной воды, то в пласте снижается фазовая проницаемость для нефти и скважины работают со сниженными де-битами.

При неправильном подборе источника водоснабжения при заводнении в процессе взаимодействия закачиваемой воды со связанной водой могут образовываться осадки минеральных солей, которые частично или полностью закупорят поровотре-щинное пространство пласта. Также с учетом связанной воды приготавливается глинистый раствор для вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения скважин.

Вследствие различной пористости и проницаемости нефтяных и газовых коллекторов, а также из-за капиллярного подъема воды в порах нет четкого раздела между нефтяной и водяной частями продуктивного пласта. Содержание воды по вертикали изменяется от 100% в водоносной части до остаточной водонасы-щенности в повышенных частях. Эта часть продуктивного пласта называется переходной зоной. Толщина пласта переходной зоны может достигать 3-5 м в зависимости от глинистости и проницаемости породы. Исходя из этого, подсчет запасов нефти и газа проводится с учетом размеров переходной зоны, а также пористости и проницаемости продуктивного пласта.