книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

2.7.АНОМ АЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ

ВОСА ДО ЧН О Й ТОЛЩ Е БАССЕЙНА

Давление поровой ж идкости назы ваю т аномальным, если оно на 20% превыш ает (рис. 2.29) или настолько ж е меньш е гидростатичес­ кого давления на данной глубине г (2.17) и (2.18). Н аличие зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД) играет большую роль во многих геологических процессах. В нефтепромы словой геологии процессы ге­ нерации порового давления важ ны д л я понимания эволюции углеводо­ родных резервуаров.

Давление, МПа

1,0 1,2 1,4 1,6 1,82,02,2 2,4 Коэффициент аномальности давления

Рис. 2.29. Наблюдаемые значения порового давления в осадочном комплек­ се Викинг (Северное море) [29]

Аномальное давление препятствует консолидации пород и способ­ ствует сохранению более высоких значений пористости пород. Аномаль­ ное давление, созданное в одном месте, м ож ет перераспределяться в соседние участки нефтегазоносного бассейна. Рост АВПД за счет изм е­ нений объемов пор и поровой ж идкости м ож ет осущ ествляться лиш ь при хорошем качестве изоляции ж идкости в порах или в ловуш ке.

При медленном погруж ении осадочных пород в ответ на увеличе­ ние эффективных напряж ений устанавливается равновесие м еж ду р а ­ стущей нагрузкой и сокращ ением объема пор. При этом давление поро­ вой жидкости остается гидростатическим.

При быстром погружении пород отток воды из пор не успевает проис­ ходить. Если ж идкость не м ож ет покидать область консолидации дос­ таточно быстро в силу низкой проницаемости вмещ аю щ их пород, давле­ ние ж идкости начинает превы ш ать гидростатическое (см. рис. 2.29). Та­ кой процесс известен как неравновесное уплотнение. При этом поровое давление не превосходит литостатическое (горное) давление. Однако поровое давление м ож ет превы сить прочность пород на растяж ение, и тогда в порах разви вается гидролитическое растрески ван и е.

К а к правило, на глубинах м е н ь ш е J50D м растрескивание за счет повы ш ения порового давления при неравновесном уплотнении не про­ исходит, так как проницаемость осадков здесь высока и не способна обеспечить сохранение ж идкости д аж е при скоростях отлож ения осад­ ков более 600 м /м лн лет. М аксимально допустим ая проницаемость по­ род, способная более миллиона лет поддерж ивать свойства ловушки составляет 10~6 мД. Породы с такой низкой проницаемостью встреча­ ю тся редко, поэтому АВПД, создаваем ое неравновесным уплотнением, как правило, является нестационарны м эф ф ектом . Со временем после устранения причины, вы звавш ей АЕЩД, оно долж но рассеяться за счет медленного оттока ж идкости или газа. Д аж е наличие мощ ных и надеж ­ ных покры ш ек не гарантирует от миграции ч ерез них флю идов в мас­

штабе времени нескольких миллионов лет.

Кросту порового давления м ож ет привести боковое (латеральное) тектоническое сж атие. Н апример, ш ирокое развитие АВПД в подсоле­

вы х отлож ениях осадочного чехла П рикаспийской впадины на глуби­ нах более 3700 м вы звано активизацией неотектонических движений. Тектонические процессы могут привести к быстрому возникновению зон АВПД и к столь ж е быстрой их релаксации.

М еханизмом образования АВПД может вы ступать генерация газа при глубинном крекинге нефти. Этот процесс стартует при температурах 130— 150 °С и заверш ается при 180 °С. Единица объема сырой неф ти при крекинге дает 534 объема газа и небольшое количество графита. Крекинг д аж е 1 % неф ти способен повысить гюровое давление до литостатичес­ кого, то есть превы ш аю щ его предел растрескивания.

В ситуации, показанной на рис. 2.30 рост АВПД совпадает с нача­ лом генерации ж идких углеводородов. Здесь материнские породы баженовской свиты перекры ты мощным (до 300 м) слоем глинистых сланцев. С приближением к порогу миграции поровое давление достигает преде­ ла образования м икротрещ ин растяж ения и поддерж ивается некоторое врем я на этом уровне. Затем оно мож ет релаксировать. Продолжающ ая­ ся генерация УВ и хорош ее качество ловуш ек поддерж ивает АВПД на уровне 1,7 от гидростатического давления до настоящ его времени.

Рис. 2.30. Эволюция порового, гидростатического и литостатического дав­ лений в истории погружения баженовской свиты Западно-Сибир­ ского бассейна [29]

2.8.Ф И ЗИ КА НЕФ ТЯНОГО ПЛАСТА

2.8.1.С труктурны е м о д е л и п р о д у к ти в н о го п л аста

Естественные скопления неф ти и природных газов вм ещ а­ ют пористые и проницаемы е горные породы, которые назы ваю т кол­ лекторами. В зависимости от преобладаю щ ей геометрии пустот кол­ лекторы могут быть пористы ми и трещ иноваты ми. На некоторых мес­ торождениях наблюдаются следую щ ие аномалии: при бурении скваж ин происходит интенсивное поглощ ение промывочной ж идкости, а при работе добывающих скваж ин наблю даю тся вы сокие дебиты при отно­ сительно малой проницаемости пород. Подобные явления объясняю тся наличием в горных породах систем сообщ аю щ ихся м еж ду собой тр е ­ щин. Например, большое число крупны х месторож дений, откры ты х на Ближнем Востоке, приурочены к карбонатны м коллекторам, которы е отличаются трещ иноватым строением.

Коллекторы углеводородного сы рья имеют сложное строение поро­ вого пространства. Скелет горных пород состоит из частиц (зерен, мине­ ралов) различной формы и размеров, плотностьрги модуль упругости Ес которых намного превосходит плотность рьи модуль упругости Еб горной

породы в куске или в блоке. Пустотное пространство продуктивных пла­ стов заключено внутри скелета горных пород и образовано поровыми каналами. Поровое пространство осадочных горных пород — это систе­ ма сообщающихся и замкнутых межзерновых пустот. Разм еры пор в пес­ чаниках составляют единицы или первые десятки микрометров.

Жидкости и газы, находящиеся в порах и трещ инах коллекторов, называют обобщенно флюидами. Движение флюидов через пористые среды называется ф ильт рацией. Ф ильтрация может быть обусловле­ на гравитационными, упругими, капиллярными, электроосмотическими и другими силами.

При течении флюидов в пустотном пространстве коллектора сопри­ косновение их с твердым скелетом происходит по огромной поверхнос­ ти. Например, площадь поверхности пустотного пространства одного кубического метра песчаника может достигать 104 м2. В подземной гид­ ромеханике пользуются упрощенными моделями пористых сред. Про­ стейшие корпускулярные модели представляются ш арами постоянно­ го диаметра с плотной гексагональной упаковкой или рыхлой кубичес­ кой упаковкой.

Простейшие капиллярные модели представляю тся трубками посто­ янного диаметра или щелевыми каналами постоянного раскры тия, раз­ мещенными с постоянной периодичностью (рис. 2.31). Такие модели на­ зывают также детерминированными.

Важнейшими характеристиками пористой среды являю тся порис­ тость и проницаемость. Пористость П или иначе коэф ф ициент порис­ тости — это отношение объема пустот Vn в образце горной породы к объему образца V.

Проницаемость пористой среды характеризуется коэффициентом проницаемости к , который определяется экспериментально с помощью формулы Дарси (2.8). Формула Дарси определяет линейную зависимость между скоростью фильтрации w = Q /S и градиентом фильтрационного давления в однородной недеформируемой пористой среде. Закон Дар­ си имеет верхнюю и нижнюю границы применимости. Н иж няя граница определяется проявлением неньютоновских реологических свойств флюидов при малых скоростях фильтрации, верхняя граница — про­ явлением инерционных сил при высоких скоростях фильтрации.

Коэффициент проницаемости является динамической характерис­ тикой пористой среды и не зависит от свойств ф ильтрую щ ей сквозь эту

среду жидкости. К оэф ф ици ент проницаемости имеет разм ерность пло­ щади и характеризуется очень м алы ми числами. Н апример, проницае­ мость песчаников определяется следую щ ими значениям и коэф ф ици ­ ента: fc= (ИГ14— И Г12) м2.

Рис. 2.31. Простейшие капиллярные модели пористых сред:

а —схема укладки круглых капилляров в одномерной модели пористой горной породы; б — схема укладки щелевых капилляров в одномерной модели трещиноватой горной породы; в — схема расположения щеле­ вых капилляров в трехмерной модели трещиноватой горной породы; г— схема трещиновато-пористой среды

Для одномерной модели пористой среды , сложенной из круглы х го­

Для одномерной модели пористой среды , образованной плоскими щелевыми каналами (трещ инами), эф ф ективное раскры тие трещ ин b определяется из следую щ его вы раж ения:

Если продуктивны й пласт им еет мощ ность Н, то эквивалентная р^. альной проницаемости трещ иноватая среда долж на им еть количество трещ ин л, равное

Система трещ ин и система пор представляю т собой две ф и л ь тр у ^ , щ ие среды , влож енны е одна в другую. Средний разм ер пор им еет пор^_ док 10 мкм, среднее раскры ти е трещ ин при их протяж енности от н^_ скольких сантиметров до нескольких метров составляет 100 мкм. В >0 ж е врем я пористость блоков (отдельностей) на один два порядка выщ е чем пористость м ассива, обусловленная трещ иноватостью . П ри этс*м трещ инная проницаемость массива значительно больш е проницаемо^, ти пористы х блоков, поэтому при определенны х геологических услов^. ях больш ая часть флю идов находится в порах, а основные ф и л ь т р а т ^ онные потоки дви ж утся по трещ инам .

2<8*2» Г ео л о го -п р о м ы с л о в а я х а р а к т е р и с т и к а

п р о д у к ти в н о го п л аста

Под геолого-промысловой характеристикой пласта поним^. ют сведения о гранулометрическом составе, коллекторских и мехащ ь ч есккк свойствах, а такж е свед ен и я о яасм н теяяостк п л аста л еф та^ газом и водой.

Гр ан ул ом етри ч еск и й с о с т а в горной породы хар актер и зу ет содерь ж ание в ней частиц различной крупности. От разм ера слагаю щ их пласт зерен зависят его коллекторские свойства — пористость, проницаемостъ и удельная поверхность пористой среды .

Удельной поверхностью горной породы назы вается площадь поверх, ности частиц, заключенных в единице объема образца. Удельная поверх, ность нефтесодерж ащ их пород имеет значения от 40 000 до 250 000 м2/ш Больш ие значения удельной поверхности обусловлены тем, что отделу, ные зерна породы имеют небольш ой р азм ер и плотно упакованы .

Структура пор и пустотного пространства породы -коллектора фор;,

мируется постепенно, изм еняясь на всех этапах осадкообразования. Для показателей пористости важ ны разм еры пор и отсортированность зе. рен. О бъективны м способом изучения пористости явл яется водная и ртутн ая капилляром етрия. Н аибольш ее значение коэф ф ициента пори, стости П имеют пески — до 52 %. П ористость известняков и доломитов достигает 33 %, песчаников — от 13 до 29 %, магматических пород — до 2г; Плотность и пористость горных пород зависит от глубины их залегани^

Объем, пористость и проницаемость образцов керна, зам еренны е в лабораторных условиях, всегда вы ш е их реальны х значений в услови­ ях горного давления. И зм енения плотности и объема горных пород в основном происходят за счет суммарного изм енения объема порового пространства и трещ ин в горных породах.

С ж им аем ость горны х пород х а р а к т е р и зу е т с я коэф ф и ц и ен то м объемного сжатия Д представляю щ им собой относительное изм енение объема образца при изменении давления на единицу.

При пуске скваж ины в эксплуатацию в условиях упругого реж им а фильтрация начинается за счет использования потенциальной энергии упругой деформации пласта и ж идкости сначала в окрестности забоя скважины, затем в более удаленны х областях пласта. П ри сниж ении пластового давления объем порового пространства ум еньш ается, что способствует вытеснению ф лю ида (нефти) из пласта в скваж ину. О бъе­ мы нефти, извлекаемые в упругом реж им е, могут быть значительны м и из-за больших объемов продуктивны х и подстилаю щ их пластов и на­ сыщающих их флюидов.

Зависимость изменения объема AV ж идкостей и тверды х м атериа­ лов от изменения внешнего давлен ия на величину Ар определяется в соответствии с законом Гука следую щ им вы раж ением :

(2.26)

VАр

где 0 — коэффициент сж имаемости м атериала; V — начальный объем образца при начальном внеш нем давлении р. Знак «минус» указы вает на то, что с увеличением внешнего давления объем образца уменьш ается.

Коэффициент сж имаемости неф ти 0н зависит от ее фракционного состава, давления, тем пературы , количества растворенного газа. С уве­ личением температуры и количества растворенного газа Дл возрастает. Для большинства неф тяны х м есторож дений 0н в пластовы х условиях изменяется в пределах (7— 30) ■10"4 М П а-1.

Коэффициент сж им аем ости воды зави си т от тем п ературы , м ине­ рализации и количества растворенного газа. С увели чен и ем м и н ер а ­ лизации 0в ум еньш ается. Ч и стая вода при тем п ер ату р е 20 °С им еет /?в = 4,5- 10~4М Па_1, пластовая вода — (2,7— 5,0) • 10-4М П а-1.

Скелет горной породы — это слож ная конструкция, состоящ ая из множества тверды х сцем ентированны х частиц, тесно прилегаю щ их друг к другу. Следует разли чать упругие свойства зерен и минералов, слагающих скелет горной породы и упругие свойства горной породы в куске или в блоке.

Величина коэффициента сжимаемости м инерала кварц а равна 0,26 • 10“4 МПа-1. Однако эта величина не характеризует коэффициент сжатия всей пористой среды, даж е состоящей исключительно из зерен кварца: сжимаемость пористой среды в блоке намного больше.

Сжимаемость блока J36 горной породы как конструкции, состоящей из множества сцементированных зерен, намного больше сжимаемости самих зерен /?с, из которых построен скелет горной породы. С ж имае­ мость разных по составу осадочных горных пород может изменяться в следующих пределах: /?б = (0,3— 2,0) ■10~4 М Па"1.

Сжимаемость газов намного больше сжимаемости нефти. Сжимаемость нефти и воды больше сжимаемости горных пород: /Зн= (7,0— 30) • 10"4 МПа"1; Рв —(2,7— 5,0) • 10"4МПа_1. По величине коэффициента сжимаемости р основные взаимодействующие в продуктивном пласте упругие среды можно расположить в следующий ряд:

Последнее условие имеет важное значение при подсчете упругого запаса нефти в продуктивном пласте и расчете дебита неф ти в упругом режиме фильтрации.

На продуктивный пласт действует внешнее горное давление р г (2.14) и внутреннее пластовое (поровое) давление рп. В процессе разработки месторождения пластовое давление меняется. В условиях отставания темпа нагнетания жидкости QHarв пласт от темпа отбора флю ида Qot6 пластовое давление снижается. В результате эффективны й модуль уп­ ругости пласта снижается, пласт сжимается, и осадка пласта постепенно передается на дневную поверхность. В случае, когда QHar> Qot6, пласто­ вое давление увеличивается, пласт расш иряется и происходит подня­ тие земной поверхности.

Проницаемость большинства продуктивных пластов изм еняется в пределах 0,1— 2,0 мкм2. Газ добывают из пластов с очень низкой прони­ цаемостью до 5 • НГ15 м2.

Вода, адсорбированная на поверхности минералов, является связан­ ной водой и имеет аномальные свойства. Связанная вода является хи­ мически чистой, обладает высокой растворяющей способностью и име­ ет плотность более единицы.

Проницаемость пористых сред зависит от соотношения зоны дей­ ствия поверхностных сил с одной стороны и радиусов пор, раскры тия трещ ин с другой стороны. Если радиус действия поверхностных сил меньше радиуса поры или капилляра, то в капилляре присутствует сво-

бодная вода. Если радиус действия поверхностны х сил распространя­ ется на весь капилляр, то вся н аходящ аяся в порах вода становится свя ­ занной и обладает аномальны ми свойствами (рис. 2.32).

Минеральная

частица

Рис. 2.32. Соотношение радиусов капилляров Rt с радиусами действия по­ верхностных сил

а — центральная часть капилляра не охвачена действием поверхност­ ных сил; б — сфера действия поверхностных сил охватывает все сече­ ние капилляра

При разработке м есторож дений в порах одновременно присутству­ ют и движутся нефть, газ, вода или их смеси. В связи с этим проницае­ мость одной и той ж е пористой среды изм еняется в зависимости от со­ отношения компонентов в смеси. А бсолю тной назы вается проницае­ мость, наблюдающаяся при ф и льтраци и одной какой-либо ф азы (воды, нефти или газа), которой заполнена пористая среда. Абсолютная про­ ницаемость характеризует свойство самого коллектора. Фазовой н азы ­ вается проницаемость, наблю даю щ аяся при одновременной ф и льтр а ­ ции нескольких ф аз. Ф азовая проницаемость зависит от свойств пори­ стой среды и каждой ф азы в отдельности. Н апример, проницаемость для газа в пористой среде, насыщ енной газом и водой, ум еньш ается с ростом содержания воды и при некоторой ее концентрации становится равной нулю. Отнош ение ф азовой проницаемости к абсолю тной н а зы ­ вается отн оси тел ьн ой проницаемостью .

Например, при водонасьиценности более 20 % ф азо в ая проницае­ мость породы для неф ти резко сн и ж ается, при достиж ении водонасыщенности около 80 % ф и льтрац и я неф ти п рекращ ается вообще, хотя нефть в пласте ещ е им еется (рис. 2.33). О бъясняется это тем, что за