Проницаемость пород-коллекторов

Курсовая работа
Содержание скрыть

Энергетическая база страны во многом определяется приростом прогнозных, разведанных и добываемых запасов нефти и газа, а также других полезных ископаемых. Для решения задач, связанных с необходимостью увеличения запасов всех видов минерального сырья применяется геологическая наука петрофизика. Благодаря развитию этой науки определяется важный параметр для разработки нефтяных месторождений как проницаемость. Проницаемость — это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Значение проницаемости в совокупности с другими характеристиками предопределяет режим эксплуатации месторождения, а именно: давление и темп закачки рабочего агента в пласт (как правило, воды); объем и пространственную геометрию закачки для предотвращения преждевременного обводнения пласта и прорыва воды к забоям эксплуатационных скважин и т.д. Знание проницаемости пласта позволяет осуществить наиболее эффективную и рентабельную нефтедобычу. проницаемость горный порода пласт бурение

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Определение проницаемости имеет большое значение для разработки нефтяных месторождений. Для оценки проницаемости вводится понятие коэффициента проницаемости. Коэффициент проницаемости пласта k важнейшая гидродинамическая характеристика пористой среды — характеризует суммарную площадь сечения поровых каналов, по которым идет процесс фильтрации, на единичной площади фильтрации.

Также в данной работы рассмотрены такие вопросы, как виды проницаемости, факторы, влияющие на проницаемость, изменение проницаемости в процессе разработки, методы повышения проницаемости.

ГЛАВА I. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПОНЯТИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ

Проницаемость — важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы из-за малых размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

9 стр., 4458 слов

Режимы нефтяных и газовых пластов

... до выхода пласта на поверхность) обычно составляет не менее 15-25 км, а проницаемость пород - не менее 1,02 - 10-12 м2. Классическим примером проявления водонапорного режима на месторождениях ...

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости[3].

1. Закон Дарси

Характеристика проницаемости среды для жидкости была дана французским инженером А. Дарси (Darcy, 1856), который исследовал течение воды через песчаные пачки в связи с водоснабжением г. Дижона.

Эксперименты заключались в пропускании водного потока сверху вниз через вертикально поставленную трубу, заполненную песком, и наблюдении скорости течения потока при различном давлении между входом и выходом. Мерой давления служила высота уровня воды в манометре, отнесенная к общему нулевому уровню.

Дарси установил, что расход Q жидкости пропорционален гидростатическому напору ghp, увеличенному на давление р , оказываемое на свободную поверхность жидкости, иначе пропорционален давлению Р — (р + ghp ), вызывающему фильтрацию жидкости сквозь пористую среду на пути длиной I. Закон Дарси в элементарной форме выражается соотношением:

где F — площадь поперечного сечения, перпендикулярного направлению потока;

к — коэффициент пропорциональности, названный Дарси коэффициентом, зависящим от проницаемости пласта;

g — ускорение силы тяжести;

h —высота над данным постоянным уровнем;

  • р — плотность жидкости.

Знак минус в выражении для Q показывает, что течение имеет направление, противоположное увеличению.

Дарси проводил свои исследования только с водой, вязкость которой равна единице. Для того чтобы формула Дарси могла быть использована и для других жидкостей, в дальнейшем в нее были внесены некоторые изменения, связанные с тем, что к обратно пропорционален вязкости (х и пропорционален плотности жидкости р

В связи с этим была определена новая постоянная к’, которая не зависит от свойств жидкости

В формулу Дарси вместо показаний манометра вводят новую постоянную

Постоянная k называется проницаемостью, или пропускной способностью.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости.

Ниже приводим уравнение, которое действительно только для течения несжимаемой жидкости, плотность которой не зависит от давления:

где Q — объемный расход жидкости в единицу времени;

14 стр., 6862 слов

Изучение особенностей притока жидкости и газа к несовершенным ...

... объектов. Цель и задачи Целью курсовой работы является изучение особенностей притока жидкости и газа к несовершенным скважинам (при линейных и нелинейных законах фильтрации). В целом изучение ... 3) по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне снижена по отношению к естественной проницаемости пласта. Нередко встречаются скважины с двойным видом несовершенства – ...

v — скорость линейной фильтрации;

Др — перепад давления;

L — длина пористой среды;

F — площадь поперечного сечения элемента пласта;

  • µ — вязкость жидкости;

к — проницаемость.

Согласно этому закону проницаемость является константой пропорциональности, характеризующей пористую среду, причем в идеальном случае она не зависит от типа фильтруемой жидкости

[6].

2. Единицы измерения проницаемости

В Международной системе единиц величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности

Следовательно,

При L = 1 м; F = 1 м 2 ; Q = 1 м3 /с; р = 1 Н/м2 иц = 1Н-с/м2 получим значение коэффициента проницаемости к = 1 м2 .

Таким образом, в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м 2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па * с составляет 1 м3 /с.

Физический смысл размерности к (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Для оценки проницаемости на практике обычно пользуются единицей Дарси , которая приблизительно в 1012 раз меньше, чем проницаемость в 1 м2 .

5

Проницаемость пород нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких миллидарси до 2—3 Д и редко бывает выше.

Формула соответствует закону Дарси при линейном (плоскопараллельном) потоке. Иногда необходимо определять проницаемость образцов при радиальной фильтрации жидкости н газа, т. е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину. В этом случае образец породы имеет вид цилиндрического кольца с осевым отверстием — «скважиной». Фильтрация жидкости или газа в нем происходит в радиальном направлении от наружной поверхности к внутренней. Тогда проницаемость пород по данным опыта определяют по следующим формулам.

При фильтрации жидкости

При фильтрации газа

Здесь µ — вязкость жидкости и газа;

Q ж — расход жидкости;

Q г, Qг расход газа при атмосферном и среднем давлении в образце;

r н и rв — наружный и внутренний радиусы кольца;

с н и св — давление у наружной и внутренней поверхности кольцевого образца; h — высота цилиндра.[3]

3. Виды проницаемости

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости

8 стр., 3985 слов

Физические свойства горных пород — коллекторов нефти и газа

... в глинах, лёссах и других породах. В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют ... проницаемость; 4) капиллярные свойства; 5) удельную поверхность; 6) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивлениеразрыву, сжатию и другим видам деформаций); 7) тепловые свойства (теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность); 8) насыщенность пород водой, нефтью и ...

Абсолютная проницаемость это проницаемость пористой среды, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости Кпр.

Абсолютная проницаемость зависит только от физичеких

Если поровое пространство ПК содержит в себе более одного флюида, то в этом случае проницаемость по конкретному флюиду называется эффективной. Значение ее зависит от физических свойств ПК, физико-химических свойств жидкостей и газа, а так же от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз. Для определения этого вида проницаемости через керн совместно фильтруются нефть и вода причем определение проводится на нескольких режимах, но не менее пяти (0%, 25%, 50%, 75%, 100%воды в потоке).

Эффективная проницаемость для каждой отдельной фазы, и сумма эффективных проницаемостей меньше, чем абсолютная проницаемость.

Величины эффективных проницаемостей рассчитываются по формулам:

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. Когда же по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти начинает уменьшаться, а если по порам движутся три фазы — нефть, газ, вода — эффективная проницаемость для нефти еще более уменьшается.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Этот вид проницаемости указывает на способность нефти и воды одновременно течь в пористой среде. Значения относительных проницаемостей для нефти и воды (K прон , Kпров ) рассчитывают как отношение соответствующих эффективных проницаемостей (Kпрэн , Kпрэв ) к эффективной проницаемости по нефти, замеренной в породе, насыщенной только связанной водой

(K прэн (св.в) ):

Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами. На Рис.1 приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (К пров ) и нефти (Кпрон ) от водонасыщенности порового пространства. Видно, что при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость (и соответственно относительная проницаемость) породы для нефти резко снижается, а при достижении водонасыщенности порядка 85 % фильтрация нефти прекращается вообще, хотя в пласте нефть еще имеется. Объясняется это тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, что ведет к уменьшению площади сечения фильтрационных каналов. Отсюда следует, что обводнение пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдачи.[4]

Рис.1. Зависимость относительной проницаемости песка для воды (К пров ) и нефти (Кпрон ) от водонасыщенности (по Ш.К. Гиматудинову)

4. Чем определяется проницаемость?

Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин:

11 стр., 5414 слов

Газлифтный способ добычи нефти

... (жилье и т.д.) для рационального их использования. 2. Газлифтный способ добычи нефти При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии ... добычи газа и осуществления внутрискважи Внутрискважинный газлифт - наиболее эффективный способ подъема жидкости. Осуществляется он путем перепуска газа из вышележащего (возможно, и из нижележащего) газового пласта ...

От размера поперечного сечения пор (трубок)

Последний же зависит от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации. Следовательно, проницаемость горных пород также обусловлена этими четырьмя факторами.

Однако в отличие от пористости, которая при прочих равных условиях не зависит от величины зерен, слагающих породу, проницаемость непосредственно связана с величиной зерен и зависит от последней. Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а следовательно, меньше и ее проницаемость.

Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относится к категории хорошо проницаемых.

В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исключительно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически являются непроницаемыми или мало проницаемыми;

От формы пор

Чем сложнее их конфигурация, тем больше площадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и, следовательно, тем меньше проницаемость такой породы;

От характера сообщения между порами

Если отдельные поры сообщаются друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается;

От трещиноватости породы.

По трещинам, в особенности когда они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жидкости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению проницаемости такой породы, так как по ним возможно движение жидкости или газа;

От минералогического состава пород

Известно, что одна и та же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особенно важное значение это обстоятельство имеет в тех случаях, когда порода обладает капиллярными и субкапиллярными порами.

В субкапиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.[1]

ГЛАВА II. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ

Известны 5 группы методов в определении проницаемости коллекторов:

1. лабораторные (по кернам);

2. гидродинамические (по результатам исследования скважин на приток);

3. через корреляционные зависимости (опосредствованные через лабораторные данные);

4. гидродинамический каротаж (ГДК);

5. профильный метод по полноразмерному керну.

Следует иметь в виду, что проницаемость горных пород зависит от многих факторов — горного давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и т.д. Например, газопроницаемость коллектора при давлениях низких (близких к атмосферному) существенно выше проницаемости пород даже для неполярных углеводородных жидкостей, которые практически не взаимодействуют с породой. Иногда проницаемость некоторых пород для газа при атмосферных условиях превышала их проницаемость при давлении 10 МПа в два раза.

Но с увеличением температуры среды газопроницаемость породы уменьшается: по данным Н. С. Гудок, рост температуры с 20 до 90°С может сопровождаться уменьшением проницаемости на 2030 %.

Лабораторные методы.

Определение абсолютной проницаемости.

Первый метод предусматривает использование небольших цилиндрических образцов диаметром примерно 20 мм и длиной 25 мм. Метод применим для определения проницаемости выдержанного по составу и достаточно однородного пласта. Второй метод применяется на керне, отобранном непосредственно из скважины. Диаметр керна обусловлен типом колонкового долота, длина 30-50 см. В обоих случаях в качестве

рабочего агента можно применять газ или любую жидкость, исключающую химическое взаимодействие с минералами породы.

Проницаемость абсолютная (физическая) характеризует проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условий:

  • отсутствие физико-химического взаимодействия между пористойсредой и этим газом или жидкостью, фаза химически инертна по отношению к породе;
  • полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Для определения абсолютной проницаемости горных пород используются различные приборы. Принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы.

Схема одного из упрощенных устройств для измерения проницаемости приведена на рис. 2.Прибор для определения проницаемости состоит из:

  • кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду;
  • устройства для измерения давления на входе и выходе из керна;
  • расходомеров;

* приспособлений, создающих и поддерживающих

постоянный расход жидкости или газа через образец породы.

Различаются приборы тем, что одни из них предназначены для измерения проницаемости при больших давлениях, другие — при малых, третьи — при вакууме. Одни приборы используются для определения проницаемости по воздуху, другие — по жидкости.

Абсолютную проницаемость пород принято определять с помощью воздуха или газа. Состав газа на проницаемость пород заметно влияет только при высоком вакууме (когда столкновения молекул редки по сравнению с ударами о стенки пор, т. е. когда газ настолько разрежен, что средняя длина пробега молекул сравнима с диаметром поровых каналов).

Рис.2. Схема прибора для определения проницаемости пород:

1 — кернодержатель;

2 — сосуд с водой;

3 — стеклянная трубка;

4 — вентиль

Определение фазовой проницаемости.

* приспособление для приготовления смесей и питания керна;

  • кернодержатель специальной конструкции;

* приспособление и устройство для приема, разделения и измерения

раздельного расхода жидкостей и газа;

  • устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой среды;
  • приборы контроля и регулирования процесса фильтрации.

Модель пласта для определения фазовой проницаемости при движении газированной жидкости через пористую среду изготовлена из нержавеющих стальных труб, являющихся одновременно электродами. Электроды отделены друг от друга непроводящими муфтами из пластмассы. Сцементированные образцы породы укрепляются в трубах при помощи сплава Вуда. Модель позволяет вести экспериментальные исследования при давлении до 30 кг/см

Для измерения давления в различных точках модели пласта в стыках соединений металлических труб с непроводящими муфтами установлены образцовые манометры. Расход газа во время опытов измеряется реометром, а расход жидкости — цилиндром.

Модель пласта для определения фазовой проницаемости при движении двухкомпонентных жидкостей изготовлена из электроизоляционного материала — винипласта. Одна из жидкостей, используемых при исследовании, должна быть проводником электричества. В трубе из винипласта укреплены четыре стальных электрода. Крышки модели также служат электродами. Водонасыщенность пористой среды определяется измерением электрического сопротивления участков образца между электродами. Подача жидкостей в пористую среду производится через смеситель, присоединенный к входному концу модели пласта.

Для определения относительной фазовой проницаемости на цилиндрических образцах керна при комнатной температуре и пластовом обжимном давлении используется настольный жидкостный пермеаметр с ручным управлением (рис. 3).

Рис. 3. Настольный жидкостный пермеамтр

Установка обеспечивает прямое измерение проницаемости при инжекции нефти, воды или солевого раствора. Она может быть сконфигурирована для измерения относительной фазовой проницаемости для газа.

1. Определение проницаемости по результатам гидродинамических исследований скважин

Определение проницаемости по результатам гидродинамических исследований скважин основывается на законах фильтрации в первую и вторую фазы.

Решение обратных гидродинамических задач позволило разработать технологию исследования скважин на неустановившихся и установившихся режимах фильтрации и получить формулы, связывающие параметры пластов, флюидов и технологические показатели работы скважин

Известны две группы методов:

1)исследование скважин на основе интерпретации результатов

наблюдения неустановившихся процессов (метод кривой восстановления забойного давления в добывающих скважинах или падения забойного давления в нагнетательных скважинах);

2)метод исследования на установившихся режимах.

В первом случае используется формула обработки бланка глубинного манометра, в простейшем случае формула обработки КВД без учета притока жидкости в ствол скважины после закрытия ее на устье:

(24)

где Q — дебит скважины до остановки;

  • h — эффективная работающая толщина пласта;
  • ч — пьезопроводность пласта;

r c — радиус скважины (с учетом ее гидродинамического несовершенства);

  • t — время после остановки.

Преобразованный график забойного давления в системе координат ДP заб (t) — ln(t) (линеаризация кривой) позволяет по угловому коэффициенту i и отрезку А на оси ДР рассчитать параметры:

  • гидропроводности

(25)

  • относительной пьезопроводности

(26)

Подставив в вязкость и эффективную толщину пласта, можно определить проницаемость пласта. Во втором случае (при построении индикаторной диаграммы по 3-4 режимам работы скважины) используют формулу Дюпюи в условиях соблюдения справедливости линейного закона фильтрации Дарси:

где Р пл — пластовое давление на период исследования скважины;

Р заб — забойные давления соответствующих режимов работы скважины;

R к — радиус контура питания (обычно в группе интерферирующих скважин берется половина расстояний между ними; в случае одиночно работающей скважины в бесконечном пласте (на разведочных площадях) его величина гидродинамически обоснована для конкретных условий);

r с — радиус гидродинамически несовершенной скважины (с учетом несовершенства ее по степени вскрытия и по характеру вскрытия пласта).

Рис. 2. Зависимость коэффициента проницаемости k пр от коэффициента пористости kп по данным керна для пластов ПК2 -ПК20 Самотлорского месторождения

Следует иметь в виду, что проницаемость по формуле Дюпюи характеризует узкую прискважинную зону пласта (кольцо толщиной в несколько см).

Метод КВД обладает большей «глубинностью» исследования, что зависит от длительности записи КВД (до нескольких метров и даже десятков метров)[2]

2. Определение коэффициента проницаемости по корреляционным связям

Проницаемость характеризует фильтрационные свойства коллекторов, при этом не участвуя в формуле подсчёта запасов. Однако, она, как необходимый параметр, используется при составлении технологической схемы разработки залежей.

Например, продуктивные нефтенасыщенные отложения пластов ПК Самотлорского месторождения практически не охарактеризованы керном. Поэтому для расчёта k пр в этих отложениях была использована зависимость k пр (k п ), полученная Г.В. Таужнянским по керну пластов ПК нескольких месторождений Тюменской области (Губкинское, Комсомольское, Северо-Комсомольское и Западно-Таркосалинское).

Для пластов ПК2 — ПК20 по данным керна, отобранного из этих отложений, была построена зависимость k пр (k п ).

Как видно, связь имеет довольно высокий коэффициент корреляции, что позволило использовать ее для расчета проницаемости пластов ПК2 -ПК20 (по Бересневу Н.Ф.,2001г).

Полученная зависимость по аналогии была перенесена для решения вопросов по пластам группы ПК Самотлорского месторождения.[8]

3. Гидродинамический каротаж

Осуществляется с помощью каротажного оборудования. Этот вид каротажа позволяет изучить гидродинамические параметры пласта, которые используются для решения геологических задач.

Применяются два типа аппаратуры ГДК: АИПД 7 — 10 и ГДК — 1.

Весь процесс гидродинамических исследований подразделяется на три последовательные стадии:

  • возникновение и распространение гидродинамического возмущения в пласте;
  • приток флюида из пласта;
  • восстановление пластового давления в зоне исследования после прекращения активного притока.

При проведении ГДК на стенке скважины на стенке скважины образуется небольшой участок (сток).

В процессе ГДК определяются следующие параметры пласта:

  • гидростстическое давление в скважине;
  • пластовое давление;
  • коэффициент проницаемости или коэффициент подвижности пластового флюида;
  • коэффициент турбулентности.

Коэффициент проницаемости определяется из выражения :

К = Vµ /AДPДt

где V -отобранный объём пластовой жидкости;

  • Дt — время фильтрации;
  • ДP — депрессия;
  • µ — вязкость пластовой жидкости.

Для определения коэффициента проницаемости необходимо знать объёмы флюида V i (определяется конструкцией пробоприёмника), отобранного при различных депрессиях ДPi , величинах и времени Дti , геометрический коэффициент А (определяется геометрической формой отверстия стока) и µ вязкость пластовой жидкости. Уравнение справедливо только при соблюдении линейного закона фильтрации. [7]

4. Измерение проницаемости по профилю полноразмерного керна

Результаты измерений профильной проницаемости привлекаются для оперативной оценки коллекторских свойств горных пород и необходимы при выборе точек отбора образцов для определения фильтрационно — емкостных свойств коллекторов.

Профильная газопроницаемость на керне измеряется на автоматизированном сканирующем параметре Autoscan . Измерения осуществляется через плоскую боковую грань колонки керн, после продольной распиловки полноразмерного керна диаметром 80, 100, и 110мм, при фильтрации газа — азота. Измерения производятся с шагом 5 — 10см по глубине. Шаг сканирования зависит от литологического состава пород.

Определение проницаемости производится в условиях нестационарной фильтрации азота по скорости падения давления на входе зонда приложенного к образцу. При этом методе измеряется проницаемость сегмента, прилегающего к зонду. Время измерения проницаемости составляет от 3 до 120сек. Диапазон измерения проницаемости — от 0,01 до 3000мД.

ГЛАВА III. КЛАССИФИКАЦИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ

По коэффициенту проницаемости горные породы подразделяются на проницаемые, полупроницаемые и практически непроницаемые.

К проницаемым относятся грубообломочные породы (галечники, гравий), слабо сцементированные и хорошо отсортированные песчано-алевритово-глинистые породы, кавернозные и особенно закарстованные и трещиноватые, известково-магнезиальные породы, трещиноватые магматические породы. Коэффициент проницаемости их варьирует от 10 -2 до нескольких тысяч мкм2 .

К полупроницаемым относятся менее отсортированные глинистые пески, некоторые разновидности алевритов, песчаников и алевролитов, а также ряд карбонатных пород, в частности мелкотрещиноватые меловидные известняки и доломиты. Поровое пространство этих пород в большом объеме представлено субкапиллярными порами, содержание связанной воды повышенное. Коэффициент проницаемости от 10~ 4 до 10~2 мкм2 .

К практически непроницаемым относятся породы с К пр < 10-4 мкм2 : глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мергели с субкапиллярными порами, сильно сцементированные пески, песчаники и алевролиты, плотные мел и меловидные известняки, невыветрелые кристаллические карбонаты и магматические породы, породы с закрытой пористостью и т. д.

Классификация песчано-алевритово-глинистых коллекторов нефти и газа по А. А. Ханину

Эта классификация используется чаще остальных. Она учитывает гранулометрический и поровый состав, содержание связанной воды, эффективные пористость и проницаемость. В основу классификации положены зависимости коэффициента эффективной газопроницаемости от коэффициента эффективной пористости К п .

Таблица 1. Классификация песчано-алевритово-глинистых коллекторов нефти и газа по А. А. Ханину

Класс коллектора

Группа коллекторов (по преобладанию гранулометрической фракции)

Коэффициент эффективной пористости, %

Содержание основных фильтрующих пор о от объема всех пор, %

Остаточная водонасыщенность oт объема всех пор, %

Коэффициент проницаемости, мкм2

Проницаемость и тип коллектора

I

Песчаники среднезернистые крупнозернистые

Алевролиты мелкозернистые

>17

40-80

>1

Очень высокие

Песчаники мелкозернистые

>20

40—80

5-25

Алевролиты крупнозернистые

>23,5

Алевролиты мелкозернистые

>30

II

Песчаники среднезернистые

15—17

25-50

0,5—1

Высокие

Песчаники мелкозернистые

18-20

36-60

10—45

Алевролиты крупнозернистые

21,5-23,5

40-80

III

Алевролиты мелкозернистые

Песчаники средпезернистые

Песчаники мелкозернитые

Алевролиты крупнозернистые

Алевролиты мелкозернистые

26,5-30

40-80

0,1—0,5

Средние

III

Песчаники среднезернистые

Песчаники мелкозернистые

Алевролиты крупиозернистые

Алевролиты мелкозернистые

11-15

20-50

0,1-0,5

Средние

Песчаники мелкозернистые

14-18

15-50

10—35

Алевролиты крупнозернистые

16,8-21,5

25-65

Алевролиты мелкозернистые

20,5-26,5

25-65

IV

Песчаники среднезернистые

6-11

15-30

0,1-0,01

Пониженные

Песчаники мелкозернистые

8-14

15-45

30-60

Алевролиты крупнозернистые

10-16,8

20-50

Алевролиты мелкозернистые

12-20,5

20-50

V

Песчаники среднезернистые

0,5-6

0,01-0,001

Низкие

Песчаники мелкозернистые

2-8

20-40

50-95

Алевролиты крупнозернистые

3,3-10

20-50

III

Алевролиты мелкозернистые

Песчаники средпезернистые

Песчаники мелкозернистые

Алевролиты крупнозернистые

Алевролиты мелкозернистые

3,6-12

VI

Песчаники среднезернистые

<0,5

<0,001

Весьма низкие

Песчаники мелкозернистые

<2

Алевролиты крупнозернистые

<3,3

Алевролиты мелкозернистые

<3,6

ГЛАВА IV. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПЛАСТА В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ

1. Процессы в призабойной зоне пласта

Очень важно сохранить ПЗП в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗП, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт.

ПЗП характеризуется зонами проникновения твёрдой и жидкой фазами технологических растворов.

Рис.1 Состояние призабойной зоны пласта в процессе заканчивания скважины.

При промывке скважины в процессе бурения, крепления и цементирования в результате фильтрации технологических растворов в ПЗП на поверхности стенок скважины образуется фильтрационная корка, а внутреннее пространство коллектора заполняется дисперсной фазой (твёрдые и полимерные частицы) и дисперсионной средой (жидкая или газообразная основа) технологических растворов.

Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗП для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

При формировании ПЗП реализуются многообразные процессы как:

  • Гидравлическая фильтрация и кольматация,
  • диффузионный, конвективный и капиллярный массопереносы,
  • деформация и разрушение породы.
  • Суффозия.

В результате этих процессов изменяется состояние ПЗП.

2. Эффект бурового раствора на ПЗП при вскрытии бурением

Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта включает большой круг вопросов, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно — главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны. Это наиболее доступный для изменения фактор — обработка буровых (позднее цементных) растворов с целью снизить или довести даже до нулевого значения водоотдачу буровых (и цементных) растворов.

Основные факторы загрязнения пласта:

  • реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;
  • кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора

Все известные буровые растворы в той или иной степени отрицательно влияют на ПЗП. Влияние их идет в направлении снижения проницаемости ПЗП за счет прохождения фильтрата (разбухание глинистых включений; образования закупоривающего поры осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт; проникновения в поры пласта твердой фазы; блокирования порового пространства эмульсионными растворами; адсорбционных сил, удерживающих воду в порах и др.

Буровой раствор с высокой водоотдачей нецелесообразно использовать при освоении скважин и добыче нефти и газа, так как он снижает естественную продуктивность пласта и для ее восстановления могут потребоваться перфораторы специального типа или несколько кислотных обработок.

На продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта непосредственно у стенки скважины. Ухудшение проницаемости этой зоны происходит практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от ряда факторов:

  • состава бурового раствора при бурении (глины, воды, примесей и реагентов раствора);
  • противодавления на пласт от столба бурового раствора;
  • длительности пребывания продуктивного пласта под давлением столба бурового раствора;
  • состава цементного раствора;
  • глубины и плотности перфорации обсадной колонны;
  • длительности пребывания пласта под раствором после перфорации;
  • способа вызова притока флюида из пласта и освоения скважин.

Состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям:

  • фильтрат бурового и цементного растворов должен быть таким, чтобы при проникновении его в призабойную зону пласта не происходило набухания глинистого материала, солеобразования в пористой среде горных пород;
  • гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т.е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 % размера поровых каналов или трещин должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промывочного агента;
  • поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат — пластовый флюид, должно быть минимальным;

— водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические параметры — такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании продуктивной толщи было близким к нулю, хотя для промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов, к сожалению, используют главным образом глинистые буровые растворы, обработанные или не обработанные химическими реагентами. Причем технология обработки этих растворов химическими реагентами определяется требованиями только безаварийной проходки ствола скважины, а не качественным вскрытием продуктивного пласта.

Химическим составом бурового раствора определяется в основном интенсивность развития вторичных процессов, возникающих при контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточной водой и породой коллектора. Совокупность этих процессов приводит к возрастанию газогидродинамических сопротивлений в зоне проникновения фильтрата при фильтрации нефти на различных этапах освоения и эксплуатации скважины. Увеличение гидравлических сопротивлений происходит в результате проявления молекулярно-поверхностных свойств системы нефть — газ — порода — остаточная вода — фильтрат и изменения структуры порового пространства породы.

При притоке из пласта прирост гидравлических сопротивлений при фильтрации нефти через зону проникновения главным образом определяется особенностями двухфазной фильтрации. Значение этих дополнительных сопротивлений зависит от многих факторов и в целом оценивается фазовой проницаемостью для флюида при совместном течении нефти с фильтратом через пористую среду с измененной структурой поровых каналов. Изменение структуры порового пространства в зоне проникновения может быть обусловлено взаимодействием фильтрата как с минеральными компонентами породы (набухание глин, химическое преобразование), так и с остаточной водой (возможность образования нерастворимых осадков).

Степень загрязнения поровых каналов твердой фазой бурового раствора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в растворе, а также значениями водоотдачи бурового раствора и перепада давления в системе скважина — пласт.

Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважины варьирует в широких пределах. Наибольшее отрицательное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. В скважинах с закрытым забоем это явление в основном нейтрализуется перфорацией. В последнем случае следует оценивать влияние зоны кольматации, формирующейся на стенках перфорационных каналов.

Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а также макромолекул органических соединений сопровождается их адсорбцией в поровом пространстве нефтенасыщенных пород. Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела нефть (газ) — фильтрат, и если поверхности раздела неподвижны, теряют свободу перемещения. При наличии в нефти большого количества асфальтосмолистых веществ проникающие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совместно с асфальтенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы адсорбируются на стенках поровых каналов. Поскольку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формирование путем введения в буровой раствор синтетических ПАВ.

Степень загрязнения порового пространства породы-коллектора продуктами взаимодействия солей остаточной воды с химическими реагентами, поступающими в пласт с фильтратом, определяется наличием в воде осадкообразующих катионов. Образующиеся нерастворимые соединения в зависимости от характера смачиваемости их поверхности скапливаются в водной или нефтяной фазе, адсорбируясь чаще всего на границах раздела нефть — фильтрат.

Повышение качества вскрытия продуктивных пластов следует осуществлять двумя путями:

  • ? выбором соответствующего типа бурового раствора для конкретного месторождения (пласта), обладающего определенными геолого-физическими свойствами породы-коллектора, слагающего пласт, и физико-химическими свойствами пластовых флюидов с обязательным учетом степени возможных изменений петрографических свойств породы после вскрытия и условий фильтрации нефти или (и) газа через зону проникновения;
  • ? выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважины и проведения спускоподъемных операций, обеспечивающих минимальные размеры зоны проникновения компонентов бурового раствора в пласт.

Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, чтобы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные операции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, не превышающей глубины перфорационных каналов.[5]

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проницаемость — фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду. Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме пространства с субкапиллярными порами, слагается порами большого размера. По экспериментальным данным, диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм. В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость. Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости. Способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют коэффициентом проницаемости. Проницаемость измеряется: в системе СИ — м2; технической системе — дарси (д); 1д=1,02мкм2=1,02 .10-12м2.

Физический смысл проницаемости k заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

Проницаемость горных пород меняется в широких пределах: крупнозернистый песчаник — 1-0.1д; плотные песчаники — 0.01-0.001д.

Динамика показателей работы скважин свидетельствует, что фильтрационная характеристика может ухудшаться вследствие блокирующего действия столба воды, оставшегося на забое скважин после их освоения или появляющегося в связи с их обводнением и ухудшением проницаемости ПЗП. Причины ухудшения проницаемости ПЗП следующие:

  • реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;
  • кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора

Применяются различные методы для предотвращения снижения проницаемости и для повышения проницаемости.

ЛИТЕРАТУРА

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/na-temu-pronitsaemost-produktivnyih-plastov/

1. Большой информативный нефтяной сайт // URL: http://neftrussia.ru/pronicaemost-kollektorov

2. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов / С.Н.Бузинов, И.Д.-Москва: Изд-во Недра, 1984.-340с

3. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта /Ш.К. Гиматудинов — Москва: изд-во Недра, 1971.-310с

4. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.П. Нефтегазопромысловая геология / М.М.Иванова, И.П. Чоловский — Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.-414с

5. Реферат «Процессы в призабойной зоне пласта» // URL: http://5fan.ru/wievjob.php?id=39139

6. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение / А.А. Ханин-Москва: Изд-во Недра, 1969. -368 с

7. Харин А.Ю., Харина С.Б. Гидродинамические методы исследования нефтяных скважин / А.Ю. Харин, С.Б. Харина.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. — 108 с.

8. Харченко М.А. Корреляционный анализ / М.А. Харченко. — Воронеж: изд-во ВГУ, 2000-31с