Нефтегазопромысловая геология

5.  Термометрический  контроль  при тепловом  воздействии на пласт.  Методы теплового воздействия  на  продуктивные    пласты следующие: а) закачка пара; б) электрический прогрев призабойной зоны; в)  создание движущегося очага горения; г)  термокислотное импульсирование  на  забое  и внутри  пласта;  д)   закачка горячей  воды.  Термометрический   контроль  заключается   в   установлении закономерности продвижения    тепловых    потоков    как в призабойной зоне, так и в пределах всего пласта, изменения физико-химических свойств нефти и продуктивности скважин.

Методы получения информации по данным эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин

В процессе анализа данных добывающих скважин  по соотношению дебитов нефти  можно сделать вывод о характере  коллектора, закономерностях изменения  коллекторских свойств по площади залежи, наличии трещиноватости, ориентировке трещин в пределах площади залежи. По изменению процента песка судят о характере коллектора, степени его сцементированности. На основании отбора проб нефти на устье каждой добывающей скважины определяют процент воды и делают выводы о характере продвижения контуров нефтеносности, наличии языков обводнения.

Фиксация  и анализ изменения пластовых  давлений по площади и разрезу  нефтяных залежей во времени позволяют  оценить характер коллектора и коллекторских  свойств, сделать выводы относительно развития того или иного режима в залежи. По изменению пластовых давлений в каждой добывающей и нагнетательной скважине строят карты изобар, по которым рассчитывают средние взвешенные по площади и объему залежи пластовые давления в пределах внешних контуров нефтеносности или в пределах зоны отбора.

Геологопромысловые  методы

На основе детального анализа всех методов  получения геологопромысловой информации о залежах продуктивных пластов  дается комплексное геологопромысловое представление о строении залежи, распределении общих, эффективных и нефтенасыщенных мощностей, границах залежи, уточняются коллекторские свойства, оцениваются неоднородность, фильтрационные параметры пласта, физико-химические свойства флюидов, устанавливаются дебиты нефти, газа, воды, начальное пластовое давление, динамика его изменения во времени, газовые факторы, продуктивность скважин, приемистость нагнетательных скважин, режим залежи, метод поддержания пластового давления.

Геологопромысловые  особенности нефтяных залежей изучают с помощью построения корреляционных схем, геологических разрезов, карт, схем, характеризующих строение продуктивных пластов. На базе комплексной оценки геологопромысловых особенностей залежей продуктивных пластов рассчитывают кондиции и устанавливают конечную нефтеотдачу при данной системе разработки.

4. КРОВЛЯ И ПОДОШВА  ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.  МЕТОДЫ ИХ ОБОСНОВАНИЯ  И ИЗУЧЕНИЯ.

7. ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ  СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Качество  породы-коллектора определяют ее емкостные  и фильтрационные свойства. Эти свойства, в свою очередь, в значительной мере зависят от гранулометрического и вещественного составов пород-коллекторов.

Пористость. Величина пористости определяет долю объема породы, занятую флюидосодержащими пустотами. Пористость т — это отношение объема пустот V_п в образце породы к видимому объему образца Vо,

Различают следующие  виды пористости: общую; открытую; эффективную.

Под общей пористостью  понимается доля объема всех пустот в  породе, независимо от того, сообщаются они между собой или нет, под открытой пористостью — доля объема сообщающихся пустот в породе. Эффективная пористость учитывает долю объема пор, занятых нефтью (или газом).

Для решения  практических задач в промысловой  геологии наибольший интерес представляет открытая пористость, так как она характеризует тот объем пор, по которому возможна фильтрация жидкости.

Коэффициент водонасыщенности коллектора называется отношение объема остаточной воды содержащейся в открытом пором пространстве к общему объему пустотного пространства.

Коэффициент нефтенасыщенности – отношение объема нефти в открытом поровом пространстве, к общему объему пустотного пространства.

Проницаемостью  горных пород называется их свойство пропускать жидкости и газы при наличии перепада давлений. Проницаемость зависит от размеров и формы открытых пор горной породы, а также от свойств фильтруемых жидкостей или газов.

Для количественной оценки способности горных пород  пропускать жидкости или газы используют закон фильтрации Дарси, по которому скорость линейной фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости:

v=kDP/ml

где v — скорость фильтрации, м/с; m — абсолютная вязкость жидкости Па*с; l —длина образца, м; DP — разность давлений, создаваемых на торцах испытуемого образца, Па;     k — коэффициент проницаемости, м².

За единицу  измерения проницаемости принимают  м². Это соответствует расходу 1 м³ жидкости вязкостью в 1 Па*с в образце с поперечным сечением 1 м² при перепаде давлений на протяжении 1 м в 1 Па.

Различают виды проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную. Для характеристики физических свойств пород определяют абсолютную проницаемость, под которой понимается проницаемость для химически инертного по отношению к породе флюида.

При насыщении  породы одновременно разными жидкостями и газами проницаемость для них  будет зависеть от свойств жидкостей  и от их взаимного количественного  соотношения. При разных величинах  вязкости жидкостей большей подвижностью будет обладать менее вязкая жидкость, а при равных вязкостях, но разном их количественном соотношении более подвижным окажется преобладающий компонент. Поэтому эффективной, или фазовой, проницаемостью называется проницаемость пористой среды для данной жидкости или газа при одновременном наличии в порах другой жидкости или газа.

Относительная проницаемость рассчитывается в долях абсолютной приницаемости, равна отношению эффективной проницаемости к абсолютной и выражается безразмерным числом, меньшим единицы.

8. СВОЙСТВА НЕФТИ

Нефть — по внешнему виду маслянистая жидкость, представляет собой смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов. Преобладают обычно углеводороды метанового или нафтенового ряда.

Нефть в небольших количествах содержит кислород, серу и азот, а также в виде микрокомпонентов—хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, ванадий, магний, никель и радиоактивные элементы.

Нефти подразделяются: по содержанию серы на малосернистые (серы до 5%) и высокосернистые (серы более 5%); по содержанию смол — на малосмолистые (смол менее 8 %), смолистые (8—28 %) и высокосмолистые (более 28 %); по содержанию парафина—на беспарафинистые (парафина до 1%), малопарафинистые (1—2 %,) и парафинистые (более 2%).

В составе  нефти обычно выделяют следующие  фракции: до 100 °С — бензин первого сорта; до 110 °С — бензин специальный; до 130 °С — бензин второго сорта; до 265 °С — керосин сорта «метеор»; до 270 °С — керосин обыкновенный. Остаток относят к мазуту, из которого при подогреве (под вакуумом) до 400—420 °С отбирают масляные фракции. В зависимости от фракционного состава различают легкие (бензиновые) и тяжелые (топливные) нефти. Если в нефтях содержится более 20 % масел, то их называют масляными.

Давление  насыщения, растворимость газа в  нефти, газосодержание, объемный коэффициент, сжимаемость, плотность и вязкость пластовой нефти изучают также расчетным путем с помощью эмпирических графиков, связывающих параметры дегазированной и пластовой нефтей. Для использования расчетного метода необходимо иметь данные о плотности сепарированной нефти, газовом факторе (соответствующем растворимости газа в нефти при данном пластовом давлении), пластовой температуре и пластовом давлении.

Плотность нефти, как и плотность любого вещества,— это масса единицы ее объема. Она измеряется в кг/м3 или г/см3. Плотность нефти при температуре 20 °С изменяется от 0,76 до 1,06. Она значительно снижается при растворении в ней газов и повышении температуры. Поэтому плотность нефти в пластовых условиях меньше, чем на поверхности (при стандартных условиях).

Вязкость, или внутреннее трение, — свойство жидкости оказывать при движении сопротивление перемещению частиц относительно друг друга. В нефтегазопромысловой практике обычно оперируют величинами динамической вязкости, которая измеряется в Па*с.

Поверхностное натяжение жидкости — это противодействие нормальным силам, приложенным к поверхности и стремящимся изменить форму. Поверхностное натяжение существует на границе раздела любых двух фаз и измеряется в Н/м. Поверхностное натяжение нефти на границе с воздухом в среднем составляет 0,25—0,35 Н/м, а с водой 0,72—0,76 Н/м. Величина его для минерализованных пластовых вод на границе с нефтью достигает 0,79 Н/м.

Давление  насыщения нефти газом – это минимальное давлении при котором весь газ присутсвующий в пласте оказывается растворенным в нефти. Величина давления насыщения зависит от свойств нефти, газа, температуры пласта.

Сжимаемость нефти. При повышении давления нефти сжимается, т.е. уменьшает свой объем. Коэф. сжимаемости измеряется в 1/Па. b=(1/DP)((V1-V2)/V1).

Объемный  коэффициент нефти это отношение объема образца Платовой нефти Vпл к объему образца после выделения из него растворенного газа при стандартных условиях. b=Vпл/Vст. (меняется от 1.1-1.7)

Коэффициент усадки. e= (Vпл-Vст)/ Vпл. 
 
 

9. СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Природные углеводородные газы состоят в основном из гомологов  метана (предельных углеводородов), имеющих  общую формулу СnН₂n+₂. Чем легче газ, тем больше его содержание в смеси. Так, встречаются газовые месторождения с содержанием" метана CH₄ до 98 %.

По условиям залегания природные газы можно  разделить на:

сухие;  попутные нефтяных месторождений; газоконденсатных месторождений; каменноугольных месторождений.

Сухие газы состоят на 97 - 98 % из метана, остальную часть составляют более тяжелые гомологи (этан, пропан, бутан и др.). Примерами месторождений сухого газа могут служить Северо-Ставропольско-Пелагиадинское (Ставропольский край), Уренгойское (Тюменская область), Байрамали (Туркмения).

Попутный  газ представляет собой более жирную смесь предельных углеводородов. Доля этана, пропана, бутана составляет уже от 10 до 50 %. Кроме того, возможно присутствие углекислого газа, азота, гелия, аргона, сероводорода, водорода. При достаточно высокой концентрации редких или других сопутствующих газов их добыча из природного газа и последующая переработка могут оказаться рентабельными. Классическим примером служит Астраханское месторождение, где высокое содержание сероводорода в добываемой продукции позволяет организовать добычу серы.

В газах газоконденсатных    месторождений содержание тяжелых предельных углеводородов составляет около 10 %. Причем это соотношение может изменяться в ходе разработки .месторождения по мере изменения термобарических условий (как правило, снижается концентрация тяжелых углеводородов в добываемой продукции вследствие падения давления в залежи).

Газы каменноугольных  месторождений состоят преимущественно  из метана, азота и углекислого  газа. Присутствие азота и углекислого  газа объясняется сообщением угольной шахты с атмосферой.

Основными физическими  свойствами углеводородных газов являются плотность, молекулярная масса, вязкость, растворимость в нефти или , воде.                                                        

Углеводородные  газы химически инертны, они не реагируют со щелочами и слабыми кислотами, но хорошо растворяются в органических растворителях (нефтях).                       I

Конденсат. В отличие от нефти и газа в природе не существует чисто конденсатных месторождений, так как конденсат может образоваться только в результате сепарации газовой смеси, когда по мере снижения пластового давления или температуры происходит конденсация углеводородов.

Различают сырой  и стабильный конденсат. Сырой конденсат  характеризуется достаточно высоким  содержанием легких углеводородов (до C₅). Состав его может изменяться при дальнейшем снижении давления или температуры. В результате такого изменения термобарических условий может быть получен конденсат, в котором содержание легких углеводородов сводится к минимуму. Такой конденсат называется стабильным.