Глава I

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД НЕФТЕГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

§ 1. Условия залегания в пластах нефти воды и газа

Глава I

физические свойства горных пород нефтегазовых коллекторов, пластовых жидкостей и газов

I I. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ В ПЛАСТАХ НЕФТИ, ПОДЫ И ГАЗА

К основным коллекторам нефти и газа относятся пористые оса-Ючные породы — пески, песчаники, кавернозные и трещинова-ГЫе известняки, доломиты и другие, которые в земной коре имеете с окружающими их плотными породами образуют •кладки (чаши или ловушки). Такие складки способны на­капливать в поровом пространстве коллекторов углеводороды и сохранять их в течение геологических периодов. Газ и нефть, согласно законам гравитации, располагаются в повышенных ча< г я х структур. Нефтяные и газовые залежи обычно подстила­ми сн пластовой водой (подошвенной или краевой). В зо­нах залегания углеводородов поровое пространство частично гакже занято водой, оставшейся в породах под влиянием ка­пиллярных и поверхностных сил в виде пленок на гидрофильных «астках минералов, в тонких капиллярах и в местах кон­тактов зерен. Эту воду принято называть остаточной (свя-«анной, погребенной, реликтовой). Встречаются залежи с со-держанием остаточной воды от 2—3 до 65—70 %, в большин­стве же случаев она занимает 15—25 %, объема пор породы, удержание ее увеличивается с ростом глинистости пород.

К простейшей структурной ловушке относится антикли­нальная складка (рис. 1.1). Водонефтяной и газонефтяной кон-■ акты вследствие капиллярного подъема по порам в нефтя­ную часть пласта воды и нефти в газовую часть представляют собой переходную область с переменной водо- и газонасыщен­ностью. Содержание воды в порах породы по вертикали изме­няется от 100%, до остаточной водонасыщенности. Толщина пой зоны может достигать несколько метров.

Начальное пластовое давление зависит от глубины залега­ния пласта, и на каждые 100 м погружения оно обычно возра­стает примерно на 1 МПа. В некоторых залежах для этого дав-1СПИИ не справедлив упомянутый гидростатический закон. Иногда оно оказывается аномально высоким и может в 1,5— ' pa ia превышать давление, соответствующее гидростатиче-I КОМу, а может быть и ниже последнего.

В начальных условиях в газовой залежи пластовое давле­ние и различных точках пласта отличается незначительно, а в нефтяной в связи с более высокой плотностью жидко­стей по сравнению с газом уве­личивается от свода складки к ее крыльям. Для удобства [ наблюдений в процессе разра­ботки залежей за изменением пластового давления послед­нее относят к какой-либо плоскости (например, к пер-

ВОНачальному |уровню ВОДО- Рис. |.|. Антиклинальная складка

нефтяного контакта). Эти при­веденные пластовые давления составят (см. рис. 1.1)

Рпр. n*.l = Pl + Xipmg; Рпр. пл. 2 = Рг + *₂рж£, (1.1)

где Х\ и х₂ — расстояния от точки измерения давлений в пла­сте до уровня водонефтяного контакта (ВНК); рж ~ плотность жидкости; g^ —ускорение свободного падения. Начальные зна­чения приведенного давления в нефтяном пласте одинаковы по всей площади (при гидродинамической связи). Наблюде­ние за изменением его текущих значений в различных точках позволяет избежать влияния геометрии пласта по вертикали на истинные изменения пластового давления в процессе разра­ботки залежи.

Породы в условиях залегания в пласте находятся под воз­действием вертикального а., и бокового горного давления а_х,_у вышележащих пород и внутрипорового пластового давления. Считается, что средняя плотность насыщенных водой пород в условиях нефтегазовых залежей СССР р«2470 кг/м³. Тогда в зависимости от глубины максимальное по вертикали гор­ное давление

а₂ = Р£// = 2470.9,81Я, (1.2)

где И— глубина залегания пласта, м.

Боковое горное давление о_х. _и (если оно равномерно рас­пределено) на небольших глубинах составляет часть верти­кального давления:

о_х,_у = по₂₁ (1.3)

где п— коэффициент бокового распора:

n = v/(l— v), (1.4)

v — коэффициент Пауссона

¹ v — абсолютное значение отношения относительной поперечной дефор­мации к относительной продольной деформации образца при его продоль­ном растяжении или сжатии в области действия закона Гука характеризует упругие свойства материала.

Значение v для горных пород изменяется в пределах от 0 до 0,5. На больших глубинах в связи с проявлением псевдопла­стических и пластических свойств пород возможен гидроста­тический закон распределения горного давления:

* а_х = а_у = а^ - * (1.5)

Псевдопластические свойства характерны при высоких дав­лениях для многих горных пород кристаллического строения. При этом «пластические» деформации — результат микросме­щений пород вдоль плоскостей трещин.

Горное давление может оказывать существенное влияние на пористость и проницаемость пород. Установлено, например, что проницаемость песчано-глиннстых отложений на глубине более 2000 м может быть меньше на 10—40,%, по сравнению с данными ее измерений на поверхности, а пористость — меньше на 20—30 %. Текущие изменения пористого пространства гор­ных пород в процессе разработки залежи происходят под влия­нием эффективного напряжения

<У_э = о_г— рпл, (1.6)

где р_пл — текущее значение пластового давления. Оно возра­стает при снижении пластового давления, что сопровождается уменьшением порового объема пласта.

На свойства нефтегазовых систем в коллекторе значительно влияет температура. Она повышается на 1 °С при увели­чении глубины в среднем на каждые 22 м (геотермическая ступень).

Под влиянием пластового давления в нефти может раство­ряться значительное количество газа. Поэтому с учетом влия­ния температуры свойства пластовой нефти могут существенно отличаться от ее свойств на поверхности после дегазации при атмосферных условиях. В различных частях одного и того же пласта нефти могут иметь неодинаковые свойства. В повышен­ных частях складок обычно залегают более легкие и более светлые нефти, в краевых частях — более тяжелые. Это свя­зано с гравитационным разделением тяжелых и легких состав­ляющих нефтей и влиянием на краевую нефть процессов окис­ления и растворения некоторых ее компонентов в окружающих залежь водах. Поэтому наблюдения за изменением цвета нефти (колориметрические измерения), добываемой из скважин, по­зволяют судить о путях фильтрации нефти в пласте и о пере­мещениях водонефтяного контакта до появления воды в сква­жинах.

В ряде случаев залежи газообразных углеводородов под­стилаются нефтяной оторочкой. При этом углеводороды в па­ровой (газовой) части залежи могут находиться в области дав­лений и температур выше критических '. В этих залежах в от­личие от чисто газовых в состоянии пара и жидкости могут находиться значительные количества тяжелых углеводородов (конденсата). Такие залежи принято называть газоконден­сат н ы м и или нефтегазоконденсатными.

Строение и тип залежей углеводородов, свойства горных пород, пластовых жидкостей и газов изучают геофизическими методами по данным бурения скважин, по керновому мате­риалу, поднятому из пласта, по пробам жидкостей и газов, отобранных глубинными пробоотборниками с забоев скважин с сохранением пластовых условий.

* ^ *

Щ~ I