Повышение эффективности разработки карбонатных трещинно-поровых коллекторов нестационарным гидродинамическим воздействием

стые минералы) в разрезе. С увеличением содержания набухающего

материала наблюдается наличие  залежей с большими запасами

(при прочих равных условиях).

Породы­покрышки характеризуются по распространению, мощ­

ности, однородности сложения, отсутствию нарушений сплошности,

составу глинистых минералов, плотности, проницаемости и способ­

ности противостоять прорыву газа и нефти через систему поровых

каналов глин, насыщенных водой.

По степени распространения  по площади различаются региональ­

ные и локальные покрышки. Обычно локальные покрышки в отличие

от региональных характеризуются значительно меньшей мощностью.

В ряде нефтегазоносных областей распределение  основных зале­

жей нефти и газа контролируется регионально выдержанными по­

18крышками. Обычно исчезновение  нижней регионально выдержан­

ной покрышки или уменьшение ее мощности, появление в ней лито­

логических окон, трещиноватости и др. приводит к большему диапа­

зону распределения залежей  нефти и газа по разрезу в связи  с уси­

лением процессов вертикальной миграции жидких и газообразных

углеводородов из нижних горизонтов в верхние.

Формы залегания коллекторских толщ тесно связаны с формами

залежей нефти и газа и в то же время имеют свои особенности. Ге­

нетически форма залежи обусловливается ловушкой. Ловушка —

это часть природного резервуара, в которой может установиться

равновесие нефти, газа и воды (Брод, 1951). В результате определен­

ных условий формирования и сохранения залежи в ней уста­

навливается то или иное соотношение между нефтью, газом

и водой.

Под действием силы всплывания нефть  и газ мигрируют вверх 

по резервуару. Двигаясь по пористому  пласту вдоль наклонной 

кровли резервуара, сложенной труднопроницаемыми (практически

непроницаемыми) породами, нефть и  газ в случае появления на

пути своего движения препятствия  образуют скопления, называемые

залежами. А. И. Леворсен (1958) предлагает все ловушки подразде­

лять на три основные типа: 1) структурные ловушки; 2) стратигра­

фические ловушки; 3) комбинации обоих типов.

Основными параметрами залежи являются высота и площадь.

Эти величины предопределяются внешним  и внутренним контурами 

нефтеносности (газоносности), длиной и шириной залежи, эффектив­

ной мощностью пласта. Поверхность, разграничивающая нефть и 

воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверх­

ностью водонефтяного (газонефтяного или газоводяного) раздела.

Линия пересечения поверхности  водонефтяного (газоводяного) кон­

такта с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности 

(газоносности) или контуром нефтеносности  (газоносности). Линия 

пересечения поверхности водонефтяного (газоводяного) контакта

с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности 

(газоносности) или контуром водоносности (газоносности).

Если давление в нефтяной залежи равно давлению насыщения 

нефти газом при данной температуре, в пласте может присутствовать

газовая шапка. Если под скоплением газа залегает нефть, то в этом

случае выделяются поверхность  газонефтяного контакта, внешний

и внутренний контуры газовой шапки.

Поверхности контактов в ряде случаев  не имеют вид горизонталь­

ных плоскостей, чему способствует в одних случаях неоднородное

строение коллектора (различия в  проявлении капиллярных явлений)

и в других — движение вод, отклоняющих  поверхности разделов

в сторону направления фильтрационного  потока (Савченко, 1952;

1957). Перечисленные два фактора  могут проявлять себя одновре­

менно. Наклон газоводяного и водонефтяного контактов, связанный

с перепадом пластового давления воды, можно рассчитать по форму­

лам  В . П. Савченко (1957).

2*  19 Одним из основных параметров залежи являются ее запасы.

Различают геологические и извлекаемые  запасы. Под геологическими

запасами нефти и газа подразумевают  их количество, содержащееся

в залежи и приведенное к атмосферным условиям. Количество нефти

и газа, приведенное к атмосферным условиям, которое может быть

извлечено из залежи благодаря применению современных методов 

технологии добычи, называется извлекаемыми запасами. Извлека­

емые запасы нефти составляют примерно около 5 0% от геологических

запасов. В каждом отдельном случае экспериментально определяется

коэффициент нефтеотдачи. Для чисто газовых залежей процент

извлечения запасов условно  установлен равным 0,90 (Жданов и др.,

1967).

Для подсчета запасов нефти применяют  методы: 1) объемный,

2) статистический и 3) материального баланса.

Для подсчета запасов газа используют методы: 1) объемный,

2) по падению давления для  свободного газа в чисто газоносных

пластах и 3) по данным о запасах нефти и растворимости газа в нефти

для попутного газа.

Запасы нефти, газов и содержащихся в них сопутствующих компо­

нентов разделяются на две группы: забалансовые и балансовые. Первые

удовлетворяют промышленным кондициям  и горнотехническим усло­

виям эксплуатации, вторые нерентабельны в настоящее время для

эксплуатации (низкое качество нефти  и газа, малая производитель­

ность скважин, сложность эксплуатации и др.).

В числе балансовых запасов нефти  и конденсата выделяются и учи­

тываются запасы извлекаемые. Коэффициент извлечения пластовых

флюидов обосновывается соответствующими технико-экономическими

расчетами.

Запасы месторождений нефти  и газа по степени их изученности 

подразделяются на четыре категории: А,  В ,  C 1 и  C2 . Запасы по кате­

гории А являются наиболее детально разведанными, подсчитанными

на площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленные

притоки нефти и газа; геолого-физические параметры пласта и состав

флюидов также детально изучены. Запасы по категории В еще

требуют детализации. Они подсчитаны по промышленным притокам

нефти и газа, полученным не менее  чем в двух скважинах, вскрыв­

ших продуктивную залежь на различных гипсометрических отметках,

а также по данным каротажа скважин; геолого-физические и другие

параметры в целом по месторождению  изучены приближенно.

Запасы по категориям  C 1 и  C 2 выявляются приблизительно

по данным геологопоисковых или геофизических работ при получении

промышленного притока нефти или  газа, хотя бы по одной скважине

(категория  C1 ), по аналогии с соседними разведанными месторожде­

ниями; запасы по категории C2 устанавливают для новых структур,

в пределах нефтегазоносных провинций  по пластам, продуктивность

которых установлена на других месторождениях. Кроме того, за­

пасы по категории  C2 устанавливают  для неразведанных тектони­

ческих блоков и пластов, продуктивность которых предполагается

20 на основании благоприятных геологических и геофизических дан­

ных.

Методы подсчета запасов нефти  и газа изложены в работе

М. А. Жданова,  В . Р. Лисунова,  Ф. А. Гришина (1967) и др.

В последние годы уделяется значительное внимание изучению

геологической неоднородности продуктивных пластов в связи с вы­

бором рациональной системы разработки залежей нефти и газа

(Дмитриев, Мелик-Пашаев, 1963; Ковалев,  Вашуркин, 1966 и др.).

Многие продуктивные пласты крупных  месторождений нефти, сло­

женные терригенными породами, оказались литологически неодно­

родными (замещение песчаников алевролитами и глинами, выклини­

вание) и различными по своим коллекторским показателям. Эти

различия, по-видимому, благоприятно влияли на формирование

залежей (микроэкраны в теле продуктивного пласта), но при разра­

ботке они являются отрицательным фактором.

Познание геологической неоднородности пластов — это прежде

всего выяснение условий осадкообразования  и процессов литогенеза.

Детальное изучение разрезов отложений  комплексом методов, приме­

нение математической статистики для обработки ряда величин,

характеризующих пласт, и моделирование  условий залегания различ­

ных по составу пород позволяют в определенной мере выяснить

закономерности в развитии пород  и изменении их емкостных и  филь­

трационных показателей на площади месторождения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По литологическому составу  выделяют два основных типа коллекторов  – терригенные (песчано-алевритовые) и карбонатные. Кроме того, выделяют коллекторы связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.  
 
Терригенные коллекторы занимают главное место среди других: с ними связано 58 % мировых разведанных запасов нефти и 77 % газа. Достаточно сказать, что в таком уникальном бассейне, каким является Западно-Сибирский, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных, обломочных коллекторах. Литологически терригенные коллекторы (пески, песчаники, алевролиты) характеризуются гранулометрией – размером зерен. 
Размер частиц     
крупнозернистых песков     
-                     1-0,25 мм; 
 
мелкозернистых песков     
-                     0,25-0,1 мм; 
 
алевролитов     
-                     0,1-0,05 мм. 
 
 
Емкостно-фильтрационные свойства терригенных отложений очень разные. Пористость нефтеносных песчаных коллекторов составляет в среднем 15-20%, проницаемость – обычно десятые и сотые доли, редко единицы квадратных микрометров (мкм2).  
 
Коллекторские свойства терригенных пород определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью. Глинистые минералы, вообще глинистость ухудшают коллекторские свойства. 
 
Карбонатные коллекторы по значимости занимают II место. С ними связано 42% мировых запасов нефти и 23% запасов газа.  
 
Карбонатные коллекторы принципиально отличаются от терригенных тем, что в них, во-первых, всего два основных породообразующих минерала – кальцит и доломит. Во-вторых, в карбонатных коллекторах фильтрация нефти и газа обуславливается преимущественно трещинами, кавернами. Основные процессы, формирующие пустотное пространство в карбонатах, связаны либо с биогенным накоплением, либо с выщелачиванием и карстообразованием, либо с тектоническими напряжениями, приведшими к образованию развитой сети трещин, микротрещин и т.д. 
 
С карбонатными коллекторами связаны крупнейшие месторождения, расположенные в бассейне Персидского залива, во многих нефтегазоносных бассейнах США и Канады, в Прикаспийском бассейне. 
 
Коллекторы обнаружены в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах. Представлены они эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками). Коллекторы в эффузивных породах связаны в большинстве случаев с ультраосновными породами. Пустоты в них возникли при дегазации излившейся магмы либо в процессе эрозии, тектонического дробления и др. Имеются месторождения на Кубе, связанные с туфопесчаниками, месторождение Келебия в Югославии – в риолитового типа эффузивах. Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин. В целом эти коллекторы слабо изучены. 
 
Глинистые коллекторы. Месторождения нефти и газа, связанные с глинистыми коллекторами, были известны давно в США, в Калифорнии в бассейне Санта-Мария еще в начале XX в. Коллекторы представлены там кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена. 
 
Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири. На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750-3000 м при пластовой температуре 120-128ºС, имеют мощность 40 м. Возраст – волжский век и берриас (юра и мел). Дебиты нефти – от 0,06 до 700 м3/сут. Проблема глинистых коллекторов очень интересна не только в связи с характером и генезисом пустот, но и с точки зрения изучения происхождения нефти и формирования залежей. 
 
Непроницаемые породы – «покрышки». Покрышки, или флюидоупоры, – это породы, которые препятствуют уходу нефти, газа и воды из коллектора. Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта.  
 
Понятие «покрышка» – относительное, потому что если покрышка не пропускает жидкость (нефть и воду), то одновременно может пропускать через себя газ, который имеет меньшую вязкость. В то же время при больших перепадах давления жидкости будут фильтроваться через непроницаемую породу – покрышку. 
 
По площади развития выделяют региональные и локальные покрышки. Например, кыновские (тиманские) глины являются региональным флюидоупором, покрышкой девонских залежей по всему Волго-Уральскому бассейну. 
 
По литологическому составу покрышки представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород. Наиболее полно изучены глинистые покрышки  (Т.Т. Клубова), затем карбонатные.  
 
Наилучшие по качеству покрышки – это каменная соль и пластичные глины, так как в них нет трещин. В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа. Но если в каменной соли есть примесь песчаника, то фильтрация газа возможна в надсолевые отложения. У гипсов и ангидритов экранирующие свойства хуже, чем у каменной соли. 
 
Глинистые покрышки наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах. Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения. 
 
По мере погружения происходит обезвоживание глин, снижается их пластичность, увеличивается трещиноватость пород. Иногда глина – аргиллит – превращается в трещинный коллектор. Пример такого коллектора – баженовская свита верхней юры Западной Сибири. Мелкозернистые известняки и доломиты также экранируют, служат покрышкой для залежей нефти, но примесь небольшого глинистого и песчаного материала в несколько раз ухудшает их экранирующие свойства.  
 
На глубинах более 4,5 км надежными «покрышками» могут служить, в основном, мощные толщи каменной соли и сульфатно-галогенных пород, обладающих высокой пластичностью. 
 
Усиливает экранирующие свойства покрышки превышение напоров вод в пласте над покрышкой, затрудняя вертикальную миграцию; обратное соотношение, т.е. превышение напоров воды в пласте под покрышкой, наоборот, ухудшает экранирующее качество покрышки над залежью. 
 
Таким образом, экранирующие свойства покрышек зависят от литологии пород, тектонической, гидрогеологической обстановок, от свойств нефти, газа, градиента давления и других факторов. 
 
При изучении коллекторских свойств нефтегазоносных комплексов важным является параметр гидропроводности, который характеризует фильтрационные свойства коллектора: Кпр·h/μ – где Кпр – коэффициент проницаемости, м2;h – мощность коллектора, м; μ – динамическая вязкость, Па·с. 
 
Физическая величина параметра гидропроводности показывает способность пласта –коллектора пропускать жидкость определенной вязкости в единицу времени при перепаде давления  
0,1 МПа. Сведения о гидропроводности пласта получают промысловыми исследованиями (по кривым восстановления давления или индикаторным кривым), но часто это невозможно. Тогда у каждой скважины на плане расположения надписывают сведения о проницаемости пласта, эффективной мощности пласта, вязкости пластовой нефти и по этим данным строят изолинии гидропроводности.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, ПРИУРОЧЕННЫХ К КАРБОНАНЫМ ОТЛОЖЕНИЯМ.

1.1. Общие положения.

1.2. Характеристика карбонатных коллекторов и их фильтрационно-емкостные свойства.

1.2.1. Генезис и строение карбонатных коллекторов.

1.2.2. Классификация карбонатных  коллекторов.

1.2.3. Особенности течения флюидов в карбонатных коллекторах.

1.3. Исследования фильтрации пластовых флюидов в трещиновато-поровых и порово-трещинных коллекторах.

1.3.1. Влияние инерционных сил  на фильтрацию жидкости в трещинном пространстве.

1.3.2. Изменение действующей толщины  деформируемого пласта.

1.3.3. Влияние технологических факторов  на продуктивность карбонатных  коллекторов.

1.4. Опыт разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным отложениям.

1.5. Выводы к главе.

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ВЫРАБОТКИ  ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ПОРОВО-ТРЕЩИННЫХ  КОЛЛЕКТОРОВ.

2.1. Общие положения.

2.2. Влияние взаимодействия между  системами матричных блоков и  трещин на выработку запасов  нефти карбонатных порово-трещинных  коллекторов.

2.2.1. Постановка задачи. Модель залежи с карбонатным коллектором.

2.2.2. Влияние неизотермического заводнения на выработку запасов из карбонатных коллекторов.

2.3. Влияние показателя пустотности системы трещин на выработку запасов нефти карбонатных порово-трещинных коллекторов.

2.4. Влияние «дыхания» трещин на выработку запасов карбонатных коллекторов.

2.5. Нестационарное воздействие  на коллектора двойной пористости.

2.5.1. Нестационарное воздействие  со стороны нагнетательной скважины (Т«=Т5).

2.5.2. Нестационарное воздействие со стороны нагнетательной скважины 1Т„*Т,).

2.6. Выводы к главе.

ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОВО-ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА ЗЛОДАРЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

3.1. Геологическое строение пластов турнейского яруса Злодаревского месторождения.

3.2. Физико-гидродинамическая характеристика  продуктивных коллекторов пластов турнейского яруса.

3.3 Свойства и состав нефти,  газа и воды.