книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

бенная вода мож ет заним ать до 50 % объема пор неф тяны х коллекто­ ров. Во многих зал еж ах содерж ание газа превы ш ает то количество, ко­ торое способна растворить неф ть, поэтому избыток газа залегает над нефтенасыщенной зоной пласта и образует газовую шапку.

Промышленные залеж и неф ти могут вмещ ать только такие породы, которые обладают достаточной пористостью и проницаемостью. Больш ая часть нефтяных залеж ей разм ещ ается в песчаниках, известняках или до­ ломитах. Как правило, залеж и группирую тся в пределах одной промыс­ ловой площади, они не связаны м еж ду собой и расположены на разны х глубинах от поверхности. Например, месторождение Официна (Венесуэ­ ла) площадью 4280 га имеет более 80 залеж ей. К аж дая залеж ь подобных многопластовых месторождений разрабаты вается в своем режиме.

Давление в пласте до начала его разработки назы ваю т начальны м пластовым давлением. О пределение пластовы х давлений и тем ператур производится из ф актических зам еров в каж дой залеж и . Чем больш е пластовое давление, тем больш е запас энергии пласта и тем больш е н е ­ фти и газа можно извлечь из данной залеж и .

Вследствие действия поверхностны х и капиллярны х сил происхо­ дит взаимопроникновение ф аз — в нефтяной и газовой зоне присутству­ ет так называемая остаточная вода, а в водной зоне — остаточная неф ть и защемленный газ. В зависим ости от генетических особенностей за л е ­ жей содержание связанной воды в среднем составляет 5— 25 %.

На контактах «неф ть— вода» и «неф ть— газ» нет резкой границы между флюидами. Здесь сущ ествую т переходны е зоны. М ощность пе­ реходных зон пропорциональна поверхностному натяж ению на р азд е ­ ле двух соответствую щ их ф аз и обратно пропорциональна разнице их плотностей. Высота переходной зоны н еф ть-газ м ож ет достигать двух метров, а высота переходной зоны нефть— вода— десяти метров. При этом в нефтяном и газовом интервалах пласта обычно содержится до 20 % свя ­ занной воды. В коллекторах с м алы ми разм ерам и пор (например, гли­ нистые песчаники) переходная зона неф ть— вода может охваты вать всю нефтеносную область.

При рассмотрении течения в порах необходимо проводить р азл и ­ чие между жидкой ф азой, смачиваю щ ей пористую среду, и не см ачи ­ вающей фазой. Н еф ть явл яется ф азой, не смачиваю щ ей породу, но ее следует рассматривать смачиваю щ ей ф азой по сравнению с газом при высоком нефтенасы щ ении у газонефтяного контакта. И з природы по­ верхностных явлений см ачивания ясно, что легче вы тесняется ж и д ­ кость, заключенная в центральны х областях пустот м еж ду зернами. Эта область является путем наименьш его сопротивления течению .

При течении газонасыщ енной неф ти сквозь пористую среду, когда давление падает ниж е давления насы щ ения, газ начинает вы деляться и накапливаться в порах. По м ере насы щ ения пор газом его ф азовая проницаемость увеличивается, а проницаемость для ж идкости падает, В таком случае можно считать, что порода-коллектор обладает непре­ рывно изменяющейся вдоль потока проницаемостью .

Существует интервал насыщ ений, где все ф азы имеют одновремен­ но одинаковую проницаемость, Н априм ер, при распределении насы щ е­ ния — 40 % воды, 30 % неф ти, 30 % газа — их относительные проницае­ мости соответственно равняю тся 3,0; 5,0 и 3,0 %. Т екущ ие дебиты при установившемся течении многофазной ж идкости всегда ниже, чем при течении однофазной ж идкости в том ж е пласте.

Высокие давления и тем пературы в пласте сказы ваю тся на состоя­ нии и свойствах находящ ихся в нем нефти, газа и воды. Основными ком­ понентами нефти являю тся предельны е углеводороды. Компоненты не­ фти в нормальных условиях находятся в различны х состояниях: газооб­ разном (СН4—С4Н 1()); ж идком (СГН )2— С 1ЙН 38); твердом (С19Н4П и более тяжелые). В смеси ж е при высоких начальны х значениях пластовых дав­ лений и температур указанны е углеводороды образуют жидкость.

В процессе изменения давления и тем пературы при подъеме неф ти на поверхность из пластовой неф ти вы деляю тся легкие газы, которые в совокупности образую т попутный газ. Одновременно из неф ти м ож ет выделяться твердая ф аза тяж ел ы х углеводородов.

Наиболее сущ ественными характеристикам и пластовой неф ти я в ­ ляются: давление насы щ ения Р |к., газовы й ф актор Гф, плотность рпп и

вязкость ц . Гпл

Пластовая неф ть явл яется многокомпонентной системой, поэтому диаграмма фазового равновесия в координатах «давление-тем перату­ ра» представляет собой не единичную кривую в отличие от индивиду­ альных веществ, а область, ограниченную линиями начала конденса­ ции и начала испарения (см. рис. 3.14).

Давлением насы щ ения пластовой неф ти назы ваю т давление начала ее разгазирования при пластовой тем пературе. Н еф ть в пластовых усло­ виях может находиться при давлениях, меньш их давления насыщ ения (рп < Р1|С), и давлениях, превосходящ их давление насы щ ения (pn > Р ). В первом случае пластовы й ф лю ид — это газонеф тяная смесь, в кото­ рой газовая ф аза недонасы щ ена тяж ел ы м и компонентами, а неф ть легкими. Второй случай является наиболее распространенны м для н еф ­ тяных месторождений. В этих условиях н еф ть недонасы щ ена газом. В случае равенства пластового давления и давления насы щ ения плас-

товый ф лю ид является или однофазной насыщ енной нефтью , или газо­ неф тяной смесью с больш им содерж анием свободного газа.

П родуктивны е пласты , разрабаты ваем ы е при давлениях вы ш е точ­ ки насы щ ения, могут рассм атриваться как системы с однородной ж ид ­ костью, д аж е если они содерж ат до 30 % связанной воды. В этих случа­ ях связанная вода в п ределах нефтеносной площ ади неподвижна. П ри ­ сутствие неподвиж ной ф азы вл и яет на проницаем ость, так как она заним ает часть эф ф ективной пористости.

Д авление насы щ ения пластовой неф ти связано с ее составом и ко­ личеством растворенного газа, которое оценивается газовы м фактором .

Газовый ф а к т о р — это количество свободного газа, которое вы деля­ ется из пластовой неф ти при стандартны х условиях (293 К и 101,3 кПа). В пластовы х условиях величина газового ф актора м ож ет достигать 1000 м:У мл. Д авление насы щ ения и газовы й ф актор — это проектны е парам етры зал еж и нефти. Необходимо учиты вать процессы разгази - рования пластовой неф ти по мере ее движ ения по элем ентам техноло­ гической цепочки. Н еф ть находится в ж идком состоянии при течении в пласте, в забойном участке скваж ины , в скваж инном насосе, в нижнем участке насосно-ком прессорны х труб (НКТ). П опутный газ начинает вы деляться из неф ти в той точке Н К Т, где давление становится рав ­ ным Р 1К. Д алее по м ере движ ения неф ти вверх количество свободного газа в ней продолж ает увеличиваться.

Плотность сепарированной неф ти р больш е плотности пластовой не­ фти. Это связано с тем, что при разгазировании из неф ти уносятся лег­ кие ф ракции и объем нефти уменьш ается. В язкость нефти, как и плот­ ность нефти, зависит от давления, тем пературы и количества растворен­ ного в ней газа. На рис. 2.35, а приводится типичная зависимость вязкости сепарированной нефти от плотности при различны х тем пературах. На рис. 2.35, б приводится типичная зависимость вязкости сепарированной неф ти от вязкости пластовой неф ти при ее различном газонасыщении.

В газонеф тяны х м есторож дениях часть газа растворена в пласто­ вой воде. При норм альны х условиях ж идкие углеводороды слабо р а ­ створяю тся в воде. Н аибольш ую растворим ость (от 150 до 1700 м г/л) имею т арены , а наименьш ую (24— 62 м г/л ) имеют н-алканы . Н аф тены по этому показателю занимаю т пром еж уточное положение. С увеличе­ нием тем пературы растворим ость алканов в воде возрастает. Влияние концентрации солей в воде им еет обратную зависимость: при повыш е­ нии м инерализации растворим ость углеводородов падает. При одина­ ковы х условиях растворим ость углеводородны х газов в неф ти в не­ сколько раз больш е, чем в воде.

Рис. 2.35. Вязкость нефти в зависимости от плотности, температуры и газо­ вого фактора:

а—сепарированной; б — пластовой

Вкачестве прим ера приведем реальны е значения парам етров про­ дуктивного пласта одного из м есторож дений в ш тате А рканзас (США). Залежь приурочена к антиклинальной складке с амплитудой до 40 м и расположена на глубине 2269— 2280 м. Э ф ф ективная мощность вы пол­ ненного песчаником продуктивного пласта в среднем составляет 12,5 м. Первоначально залеж ь имела небольш ую газовую шапку. Водонефтяной контакт залегает в пределах отметок 2111— 2114 м. С редняя проницае­ мость песчаника 335 мД, средняя пористость 18%. Насыщ ение порового пространства водой оценивается в 15 %. Начальное пластовое давление на глубине 2190 м составляло 24 МПа. П ервоначально м есторож дение содержало около 15 млн т нефти. М есторож дение имело 146 эксплуата­ ционных скважин при площ ади 8 га на одну скваж ину. Ч ерез три года эксплуатации залеж и пластовое давление упало до 10 М Па, а газовый фактор вырос до 485 м3/м 3. После этого эксплуатация проводилась с за ­ качкой отобранного газа в скваж ины , располож енны е на купольной ча­ сти пласта.

В ф ильтрационны х расчетах, связанны х с разработкой мес­ торождений углеводородов, возникаю т два вида задач:

• определение изм еняю щ егося во врем ени дебита Q добываю щ ей скважины при заданном давлении р с на забое скважины ;

•определение изменяю щ егося давления рс на забое скваж ины при заданном дебите Q добываю щ ей скваж ины .

При разработке месторож дений неф ти возникаю т неустановивш и- еся процессы, обусловленные пуском скваж ин или изменением темпов отбора флю идов. Н еустановивш им ся процессам свойственно перерас­ п р е д е л е н и е п л асто вого д а в л е н и я и и зм ен е н и е д еб и то в скваж ин . К оличественны е характеристики этих процессов зависят от упругих свойств пластов горных пород и насыщ аю щ их их флюидов. В неустановивш ихся процессах основной формой энергии, обеспечиваю щ ей при­ ток к скваж инам , явл яется накопленная энергия упругой деформации флю идов и скелета горной породы.

У пругий запас — это количество (объем) ф лю ида V которое мож ­ но извлечь из пласта за счет упругости его скелета и упругости флюида при сниж ении (сбросе) порового давления р п на величину Ар. При сни­ ж ении давления в пласте упругий запас ф лю ида убывает, а при повы­ ш ении пластового давления — возрастает.

Рассмотрим элем ент продуктивного пласта объемом V, коэф ф ици ­ ент пористости которого известен. К оэф ф ициенты сж имаемости запол­ няю щ ей поры неф ти /?и, горной породы в блоке /?б и м атериала, из кото­ рого построен скелет (матрица) /?(ч1известны .

Для трещ иноватого массива, сложенного слабопроницаемы ми бло­ ками, можно использовать теорию упругого реж им а ф ильтрации . Про­ цесс перераспределения давления в трещ инах будет происходить со скоростью намного больш ей, чем в пористы х блоках. В таком случае трещ иноватая среда — это укрупненная пористая среда, в которой роль зерен играю т м алопроницаемы е блоки, а роль ф ильтрационны х кана­ лов — трещ ины .

Для определения упругого запаса углеводородов в продуктивном

тр е щ и н о в а т о м п л а с т е с коэф ф ициентом трещ иноватости Я т исполь­ зуется следую щ ая зависимость:

Стоящ ую в скобках сумму обозначаю т знаком /Г и назы ваю т коэф­ ф и ц и ен т о м уп р у го ем к о сти трещ иноватого пласта.

Д ля пористого пласта с коэф ф ициентом пористости Я, состоящего из зерен м инералов, разделенны х мелкими порами, коэф ф ициент уп­ ругоемкости пласта /3* имеет несколько другую структуру. Выражение, определяю щ ее коэф ф ициент упругоемкости пласта д ля пористого мас­ сива, вы водится следую щ им образом.

О бъем порового пространства в рассм атриваем ом блоке горной по­ роды составляет (УЯ). Этот объем пор заполняет находящ аяся под не­ которым начальны м давлением неф ть. П ри уменьш ении порового дав-

ления на величину Др объем поровой неф ти увеличится, и часть неф ти объемом ДУ, за счет ее упругого расш ирения покинет поры горной по­ роды. Это первая и основная составляю щ ая упругого запаса продуктив­ ного пласта, которая определяется следую щ ей зависимостью:

Горное давление р г, которое испы ты вает рассм атриваем ы й элем ент горной породы, частично восприним ается скелетом и частично-поро- вым давлением:

где сг1фф — эф ф ективное напряж ен и е сж ати я в скелете горной породы. Как следует из вы раж ен и я (2.30), при добыче неф ти происходит пе­ рераспределение напряж ен и й : поровое давление р п ум еньш ается, а напряжение сж атия сгфф в скелете продуктивного пласта ровно настоль­

ко же увеличивается:

От увеличения напряж ения сж атия на величину Лр объем V рассм ат­ риваемого элемента продуктивного пласта ум еньш ится на величину

Это выражение определяет вторую составляющую упругого запаса про­ дуктивного пласта, поскольку уменьшение объема рассматриваемого блока горной породы произошло за счет уменьшения его пористости (рис. 2.36).

Рис. 2.36. Уменьшение объема пор горной породы за счет деформации пористого блока при увеличении напряжения сжатия Доэфф = |Др|

Третья составляю щ ая упругого запаса неф ти в продуктивном плас­ те формируется за счет дополнительного ум еньш ения объема пор при упругом расш ирении каждого зерна, слагаю щ его скелет горной поро­ ды. При повышенном пластовом давлении каж дое зерно скелета опрессовывается за его счет всестороннего сж ати я заполняю щ ей поры не-

фтью . П ри пониж ении пластового давления объем каждого упругого зерна увеличивается, а объем пор, соответственно, ум еньш ается.

Н ачальны й объем скелета рассм атриваем ого элем ента горной поро­ ды равен V(1 - Я). П ри сниж ении пластового давления на Др объем ске­ лета увеличится на следую щ ую величину;

Это тр етья составляю щ ая упругого запаса продуктивного пласта. Таким образом, при уменьш ении (Сбросе) пластового давления гор­

ная порода переходит в новое напряж енно-деф орм ированное состоя­ ние. З а счет перечисленны х ф акторе^ ум ен ьш ается объем порового пространства продуктивного пласта. У пругий запас пористого пласта Vyn оп ределяется суммой вы раж ений (2.29), (2.32) и (2.33):

Это вы раж ение оп ределяет объем неф ти (флю ида), который отдает продуктивны й пористы й пласт за счет запасенной упругой энергии при сниж ении пластового давления в процессе разработки залеж и .

Если стоящ ее в квадратны х скобка* вы раж ение обозначить через то последнее вы раж ение можно записать

по своей ф изической сущ ности являемся точным определением коэф­ ф и ц и е н т а уп ру гоем к ости п о р и сто го п л а с т а .

Одним из признаков проявления Упругого реж им а работы продук­ тивны х пластов является длительны й Процесс перераспределения в них пластового давления как в процессе и;^аЛечения неф ти, так и в процес­ се нагнетания ж идкости в пласт. Скорость перераспределения пласто­ вого д авлен и я в коллекторе зави сит от упругих и ф ильтрационны х свойств пласта, а такж е от упругих и Ьеологических свойств флюидов, насыщ аю щ их трещ инное поровое пространство пласта.

Д ля характеристики процесса пере*расПр ед еления давления в плас­ тах используется понятие о коэф ф ициенте пъезопроводности пластов х Этот коэф ф ициент имеет разм ерность (м2/с) и определяется следую­ щ им вы раж ением :

где д — динамическая вязкость флю ида; /Г — коэф ф ициент упругоем - кости пласта; к — проницаемость пласта.

Значения коэф ф ициента пьезопроводности пластов неф тяны х м ес­

торождений обычно находятся в пределах (ОД— 5,0) м2/с.

Т рещ иновато -пористы й м ассив при н естац ион арны х процессах можно рассм атривать как композицию двух сред с порами разны х мас­

штабов.

Если блоки, слагаю щ ие трещ иноваты й массив, считать малопрони­ цаемыми, то коэф ф ициент упругоемкости и упругий запас могут ока­ заться небольшими, а коэф ф ициент пьезопроводности, определенны й через характеристики систем трещ ин, м ож ет оказаться очень большим. Это значит, что процесс перерасп ределен ия давления в трещ инах бу­ дет происходить со скоростью больш ей, чем в блоках.

Давление в пористы х блоках при нестационарны х процессах и зм е­ няется медленно, поэтому возникнет разность давлений флю идов в по­ рах блоков и в меж блоковы х трещ инах массива. В последую щ ем в ре­ зультате перетока части ж идкости и з пор блоков в трещ ины будет про­

исходить вы равнивание давления во всем пласте.

Н асы щ енны е неф тью поры горной породы представляю т собой многофазную систему: м инеральны й скелет, нефть, вода, газ. Зн а ­ чительное различие ф изико -х им ических свойств взаимодействую щ их фаз служит причиной возникновения по площ ади их контакта специ­ фических поверхностны х явлений . П лощ адь поверхности контакта флюидов с пористой средой очень больш ая — до 105 м2/м 3 продуктив­ ного пласта.

Поверхностное н атяж ение на границе раздела ф аз возникает и з-за нескомпенсированности м еж м олекулярного взаимодействия. М олеку­ лы вещества, находящ иеся вблизи поверхности раздела ф аз, взаим о­ действуют не только м еж ду собой, но и с молекулами вещ ества в объе­ ме. Молекулы на поверхности не полностью реализую т свою способность

квзаимодействию и в связи с этим обладаю т избытком энергии. Р ас ­ суждения об особых свойствах границы раздела ф аз относятся не только

кжидкости (например, к нефти), но и к тверды м телам (например, к гор­ ным породам). В отличие от ж идкости м олекулы тверды х тел не обла­ дают подвижностью и не в состоянии перегруппироваться на поверх­ ности раздела фаз.

При контакте твердой, ж идкой и газообразной ф аз стрем ление сис­ темы к минимуму поверхностной энергии проявляется через смачива­ ние. К ап л я ж идкости на поверхности твердого тела приобретает лин­ зообразную ф орм у (рис. 2.37), обусловленную взаим одействием трех поверхностных натяж ений: на границе капли с тверды м телом <хжт, на границе капли с окруж аю щ ей средой <т , на границе твердого тела с окруж аю щ ей средой <гтг. Поверхностное натяж ение на границе ж идко­ сти с тверды м телом стрем ится сократить площ адь контакта жидкости и препятствует растеканию капли.

Угол в м еж ду поверхностью твердого тела и касательной к капле, имею щ ий верш ину на линии разд ел а трех ф аз, назы вается краевым углом смачивания. Если угол в < 90 , то смачиваемую водой поверхность назы ваю т гидрофильной, а смачиваемую неф тью поверхность назы ва­ ют олиофилъной. Если угол в > 90°, то несмачиваемую водой поверхность назы ваю т гидрофобной, а несмачиваемую неф тью поверхность — олиофобной.

П ри непосредственном контакте двух тел, когда расстояние между ними становится соизмеримы м с м олекулярны м, возникает адгезион­ ное взаимодействие. Адгезия и смачивание — это две стороны одного и того ж е явления, возникаю щ его при взаим одействии ж идкости с твер­ дым телом. А дгезия обусловливает связь м еж ду тверды м телом и кон­ тактирую щ ей с ним жидкостью , а смачивание — резу л ьтат подобной связи. Таким образом, краевой угол оп ределяет способность твердых тел смачиваться. К предельно гидрофобным телам близки такие мате­ риалы как параф ин, стеарин, ф торопласт.

Равновесная работа адгезии ж идкости равна

По мере улучш ения смачивания и с уменьш ением краевого угла сма­ чивания равновесная работа адгезии увеличивается и достигает макси­ мума, равного 2сгжг. На предельно гидрофобной поверхности, когда крае­ вой угол равен 180°, равновесная работа адгезии ж идкости равна нулю.

В естественных условиях породы -коллекторы неоднородны по сма­ чиваемости: часть поверхности пор мож ет быть гидрофильной, часть —