Анализ строения залежи нефти пласта П Лозового месторождения с целью рационального размещения нагнетательных скважин

курсовая работа

2.2 Два рода капиллярных барьеров, аккумулирующих углеводороды

На основании того, что капиллярное давление является функцией межфазного натяжения и кривизны межфазной поверхности, определяемой, прежде всего, радиусом порового канала, выделены два рода капиллярных барьеров . Капиллярный барьер первого рода возникает на стыках разнопоровых фаций, т.е. определяется микронеоднородностью пластов-коллекторов. Поскольку породы-коллекторы повсеместно неоднородны, присутствие капиллярных барьеров этого рода возможно в любом нефтегазоносном пласте, где они играют существенную роль как при нефтегазонакоплении в природной ловушке, так и при извлечении нефти в процессе разработки месторождения.

Капиллярные барьеры первого рода. Способы определения капиллярного давления были известны в нефтяной промышленности в течении последних шестидесяти лет. Данные о капиллярном давлении обычно получают путем изучения процесса вытеснения из образца породы одного флюида другим и представляют в виде зависимости давления от степени насыщенности образца тем или иным флюидом.

В силу микронеоднородности пород коллекторов диапазон изменения капиллярных давлений в поровом пространстве каждого образца породы-коллектора в зависимости от его насыщенности вытесняемым и вытесняющим флюидами достаточно широк и может достигать нескольких сотен килопаскалей, что осложняет возможность картирования этого параметра. Однако, каждую кривую капиллярного давления можно охарактеризовать по меньшей мере тремя величинами этого параметра, каждая из которых имеет единственное значение -капиллярное давление вступления вытесняющего флюида (Рквст), капиллярное давление смещения (Рксм), равное давлению начала фильтрации, угол наклона платообразного участка кривой капиллярного давления, а также значение неудалимого, постоянного насыщения.

Угол наклона платообразного участка кривой характеризует степень отсортированности пор породы-коллектора. По мере ухудшения степени отсортированности пор положение платообразного участка становится все более крутым, что свидетельствует об ухудшении промысловой характеристики нефтегазоносного резервуара. Идеальным для вытеснения нефти можно считать резервуар, охарактеризованный горизонтальным положением платообразного участка кривой капиллярного давления.

Здесь следует отметить, что обычно в нефтегазовой геологии определяют степень отсортированности зерен, т.е. гранулометрический состав. Гранулометрический состав, как известно, определяют ситовым или седиментационным методом. Однако, гранулометрический состав характеризует отсортированность зерен, тогда как для нефтяников важно знать отсортированность не зерен, а поровых каналов, где находятся пластовые флюиды. А эту характеристику породы отсортированность зерен представляет слишком опосредовано и, зачастую, неверно. Параметр же, оценивающий степень гомогенности емкостного пространства породы коллектора, можно определить только по кривой капиллярного давления.

Д.Дженингсом предложен способ оценки отсортированности пор песчаных пород нефтегазоносных резервуаров на базе данных об их капиллярных свойствах. Этим способом может быть в числовом выражении определении индекс отсортированности пор (J), являющийся картируемым параметром. Рассчитывают его исходя из кривой капиллярного давления по уравнению:

Где Pk3 и Pk1 капиллярные давления при 75% и 25% насыщении породы-коллектора тем или иным флюидом.

Индекс отсортированности пор обычно изменяется от 1 (прекрасная отсортированность) до 8 (очень плохая отсортированность). По свидетельству Д.Дженингса на картах отсортированности пор породы благоприятные для вытеснения нефти могут быть оконтурены изолинией 1,5. Между изолиниями 1,5 и 2,0 находятся породы с удовлетворительной отсортированностью.

Капиллярное давление смещения соответствует точке пересечения вертикальной оси с продолжением платообразного участка (рис. 1.2). Этот параметр является достаточно информативным и может быть использован в качестве картируемого при составлении капиллярно-гравитационных моделей залежей нефти.

Величина капиллярного давления смещения, равная давлению начала фильтрации, может быть измерена экспериментально путем исследования керна или получена расчетным путем на основе данных о проницаемости по уравнению регрессии:

где К - проницаемость (мД); Рксм - капиллярное давление смещения (кПа).

Типичная кривая капиллярного давления для пород-коллекторов Западной Сибири

Уравнение описывает параболическую связь капиллярных давлений смещения с проницаемостью породы для пластовой системы «нефть-вода». Оно составлено на базе данных лабораторных исследований кернов в количестве около 4000 штук. Коэффициент корреляции составляет 0,76. Методика лабораторных измерений капиллярных давлений заключалась в следующем. Образцы исследуемой породы изготовляли в виде цилиндров длиной 45 мм и диаметром 30 мм. С целью удаления воздуха из образцов, который в стандартных условиях практически нерастворим в углекислом газе, через образцы пропускали углекислый газ в объеме, превосходящем емкость каждого из образцов в несколько раз. Затем образцы вакуумировали и под вакуумом насыщали пластовой водой путем открытия канала между вакуумной камерой и емкостью с водой. В дальнейшем керн насыщали водой под давлением не менее 10 МПа. Последний прием в насыщении образца, с одной стороны, ускорял пропитывание водой, а с другой - удалял из него остатки углекислого газа вследствие растворения последнего. Затем образец зачехляли в резиновую втулку, помещали в кернодержатель высокого давления и подвергали всестороннему обжиму при помощи гидравлического пресса. Значение давления обжима назначали соответственно эффективному давлению, рассчитанному для глубины, с которой был взят керн, т.е. разности литостатического и внутрипорового давлений. После проверки системы на герметичность на нижний торец образца подавали сжатый азот из баллона. Скорость его поступления регулировали вентилем так, чтобы давление, измеряемое манометром с ценой деления 0,001 МПа, повышалось со скоростью 0,001 МПа в минуту до момента обнаружения начала вытеснения воды из пор образца, что фиксировали по смещению капли окрашенной воды, введенной в горизонтальный стеклянный капилляр диаметром 0,2 мм, присоединенный через небольшую секцию трубопровода к образцу со стороны верхнего торца. При этом давление начала вытеснения принимали за капиллярное давление смещения. Однако, данные эксперимента справедливы только для системы “газ - вода”, где межфазное натяжение составляет около 7,2х10-2 Н/м. Для системы же нефть - вода межфазное натяжение приблизительно равно 3,5х10-2 Н/м, т.е. почти в 2 раза меньше. Следовательно, для перевода результатов лабораторных измерений к условиям нефтяного пласта необходимо вводить поправочный множитель. В первом приближении его значение составляет около 0,5.

Капиллярные барьеры второго рода. Капиллярный барьер второго рода возникает вследствие изменчивости во времени межфазного натяжения. Межфазное натяжение на контакте воды и нефти является весьма чувствительной функцией температуры и увеличивается при ее снижении, вызывая тем самым повышение капиллярного давления. Следствием снижения пластовой температуры и связанного с этим повышения капиллярных давлений на ВНК может явиться ситуация, предотвращающая проникновение нефти через водонасыщенные породы, которые в прежних геотермических условиях характеризовались удовлетворительной для углеводородов проницаемостью. При этом происходящие после снижения пластовых температур неотектонические деформации нефтегазоносных пластов уже не могут вызвать перетоки нефти согласно принципу сообщающихся сосудов, поскольку залежи углеводородов стабилизированы на участках первоначального нефтегазонакопления, т.е. на участках, которые они занимали до снижения пластовых температур. Очевидно, что в основном за счет возросших межфазных натяжений будут лишены способности к перетокам нефти и газа залежи, находящиеся в коллекторах с низкими фильтрационными свойствами.

По данным Ш.К. Гиматудинова и др., межфазное натяжение при снижении температуры от 120°С до 70°С в системе «газ-вода» практически удваивается, что влечет за собой и соответствующее увеличение капиллярного давления в поровой среде.

По данным И.И.Нестерова и др., снижение пластовых температур за период от палеогенового до четвертичного на севере Западной Сибири составило до 50°С. В Широтном Приобье в юрских и неокомских отложениях по данным этих же исследователей пластовые температуры понизились на 30-35°С. В результате залежи нефти и газа были стабилизированы на участках первоначального нефтегазонакопления, и происходящие в дальнейшем неотектонические деформации не могли вызвать перетоков углеводородов согласно принципу сообщающихся сосудов.

Синхронно охлаждению нефтегазоносные области Западной Сибири испытали активные неотектонические преобразования. В этот период происходила деформация или полное расформирование отдельных локальных поднятий и возникновение новых. По данным И.П. Варламова (1983) размах неотектонических движений на севере Западной Сибири достигал нескольких сотен метров. В Широтном Приобье он измеряется от десятков до сотни метров.

Таким образом, положение контура залежи может быть установлено путем палеоструктурного анализа в сочетании с данными опробования скважин. При прогнозировании положения контуров нефтегазоносности, ВНК и ГВК геологи, в основном, опираются на современную структуру продуктивных пластов, что нередко приводит к существенным ошибкам, в частности, при определении площади залежи. По свидетельству Ф.З. Хафизова (1991), в Западной Сибири 47% ошибок при подсчете перспективных ресурсов УВ возникает вследствие неверного определения площади залежи, т.е. ее контура. Следует отметить, что на связь современного положения ВНК с неотектоническими движениями Западной Сибири указывалось ранее, но стабилизирующая роль возросших капиллярных давлений при этом не рассматривалась.

Исключительно сложный характер заполнения антиклинальных ловушек в нефтегазоносных резервуарах, подвергнутых снижению пластовых температур и активной неотектонике, известен на многих месторождениях севера Западной Сибири и Широтного приобья. Очевидно, что разведка таких месторождений на основе только принципов антиклинально-гравитационной концепции вряд ли может оказаться высокоэффективной.

Известно, что главные закономерности и особенности распределения температур в нефтегазоносных резервуарах определяют плотность теплового потока и ее изменение во времени. Большое влияние на температурный режим нефтегазоносных толщ оказывают вариации климата, определяемые изменчивостью интенсивности солнечной радиации. Ослабление плотности теплового потока в сочетании с похолоданием климата в неотектонический этап геологического развития обусловили заметное охлаждение осадочных пород в пределах многих нефтегазоносных областей и особенно в северных районах Западной Сибири. Наибольшее охлаждение испытали нефтегазоносные резервуары, находящиеся в областях распространения многолетней мерзлоты, которая, в частности, покрывает северную половину Западно-Сибирской равнины.

Формирование толщ многолетнемерзлых пород связывают с похолоданием в начале плейстоцена, т.е. около 3 млн. лет назад. Многие исследователи считают, что именно тогда начали образовываться ледниковые щиты Северного полушария. В начале иртышского времени, т.е. около 2,5 млн. лет назад, климат становится близким современному. С этого времени нефтегазоносные резервуары находились под практически непрекращающимся охлаждающим действием криолитозоны. По расчетным данным, охлаждающее воздействие четвертичных похолоданий на территории Западной Сибири проникло в осадочный чехол до глубин 3-4 км. По сведениям И.И.Нестерова и др., суммарное воздействие охлаждающих факторов в Западно-Сибирском бассейне привело к снижению пластовых температур на 30°С по всему разрезу осадочного чехла, на юге бассейна в кровле сеномана - на 25-30°С, в подошве осадочного чехла - на 18-25°С. На Крайнем Севере Западной Сибири охлаждение осадочных пород составило от 30° до 50°С. Таким образом существенное снижение пластовых температур в сочетании с активными неотектоническими процессами на севере Западной Сибири привели к существенным отклонениям в распределении в деформированных неотектоникой антиклинальных ловушках воды, нефти и газа от принципов антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, что существенно осложняет их разведку, основанную на традиционных принципах.

В породах коллекторах сеноманского возраста, которые характеризуются крупными, иногда сверхкапиллярными размерами пор, стабилизация залежей вследствие снижения пластовых температур менее вероятна. Поэтому соответствие в положении залежи углеводородов современной структуре пласта согласно антиклинально-гравитационной концепции наблюдается довольно часто. То есть, при нетектонических деформациях структурных палеоловушек углеводороды в сверхкапиллярных коллекторах сеномана могли перемещаться и занимать положение соответствующее новой форме антиклинальной ловушки.

Для средне- и мелкопоровых пород и неокомских отложений Западной Сибири отсутствие соответствия между формой залежи и современной структурой продуктивного пласта явление весьма распространенное, хотя в этих случаях структурный контроль не исключается. Его действие просто в той или иной мере ограничивается, а эти ограничения компенсируются действием капиллярных сил.

В связи с повсеместной микронеоднородностью пород-коллекторов становится очевидным, что в реальных условиях недр, испытавших снижение температур, могут присутствовать нефтяные и газовые скопления, находящиеся под совместным контролем капиллярных барьеров второго и первого рода в сочетании с контролирующим действием структуры продуктивного пласта.

Делись добром ;)