Свойства коллекторов нефти и газа

Схема газовой (газонефтяной) залежи пластового типа.

Основными элементами залежи и параметрами являются ее геометрические размеры и форма, а так же положение внешних и внутренних контуров нефтеносности и газоносности.

Горно-геометрические характеристики (Рис.2.1) залежи. Длина залежи равна расстоянию между крайними точками, образующимися при пересечении большей оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи равна расстоянию по малой оси между этими точками. Высота залежи равна расстоянию по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки.

Верхняя граница пласта называется кровлей, а нижняя граница – подошвой.

Водо-нефтяным контактом называется поверхность, разделяющая нефть и воду. Соответственно газо-водяным контактом (ГВК) называется поверхность, разделяющая газ и воду в чисто газовых залежах.

Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, а с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности. Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется – газовой шапкой.

Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела (ГНК) с кровлей пласта – называется внешним контуром газоносности, а с подошвой пласта – внутренним контуром газоносности.

Величина Н – характеризует вертикальное расстояние от поверхности кровли пласта, в какой либо точке, до условной поверхности уровня моря и называется гипсометрической отметкой кровли в этой точке. Численно равна разности между глубинной этой точки L и альтитудой, соответствующей ей точке земной поверхности.

Высоту нефтяной залежи (Нн) называют этажем нефтеносности, а высоту (Нг) – газовой шапки – этажем газоносности.

Важной характеристикой залежи является толщина продуктивного пласта – т.е. расстояние от кровли до подошвы пласта по линии перпендикулярной к одной из этих поверхностей (истинная толщина). Видимая толщина пласта – расстояние по вертикали от кровли до подошвы.

Общая толщина. Эффективная толщина пласта h_эф – разность между общей толщиной и суммарной толщиной всех непроницаемых пропластков. При подсчете запасов часто применяется понятие нефтенасыщенной или газо-насыщенной толщины пласта.

Толщина пласта – коллектора (общая и эффективная) изменяется по площади его протирания (распространения). Для количественной характеристики ее изменения используют карты толщин (изопахит), представляющие собой систему плавных линий на плане залежи, соединяющие точки пласта с одинаковой толщиной. По этому принципу строятся карты общей, эффективной, нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины пласта.

В нефтепромысловой практике широко распространена система графического изображения тех или иных закономерностей с помощью карт. Строятся карты давлений, температур и т.д. По всем залежам (газовым, газоконденсатным, нефтяным) строятся структурные карты. Структурная карта отображает топографию поверхности кровли (или подошвы) продуктивного пласта (рис.2.2.).

При построении структурных карт поверхность кровли (подошвы) пласта рассекается горизонтальными плоскостями, линии пересечения этих поверхностей будут проходить через точки с одинаковыми гипсометрическими отметками. Эти линии называются изогипсами (рис. 2.3).

Таким образом, структурная карта есть система изогипс, нанесенных на общий план. На структурные карты обычно наносятся точки расположения скважин, контуры нефтеносности и газоносности и другие данные.

	Рис. 2.3. Часть структурной карты продуктивного пласта. Градация серого цвета отражает изменение коэффициента газонасыщенности Кг.

Геологический профиль – профиль земной поверхности и разрез продуктивного пласта содержащего нефть, газ, газоконденсат. Строить геологические профили начинают уже на этапе строительства первых разведочных скважин, которые бурятся с целью обнаружения залежей УВ и называются поисковыми. По данным их бурения уточняются горно-геометрические характеристики залежей. При этом производится отбор и лабораторное изучение образцов пород – коллектора, а так же содержащиеся в нем жидкости и газы. Профиль строится по линии расположения скважин. Глубина, на которой скважина вскрывает кровлю пласта, зависит от характера залегания пласта и высоты точки расположения устья скважины над уровнем моря – это высота называется альтитудой скважины. Эта величина определяется методами геодезии для всех скважин.

Промышленная ценность нефтяной (или газовой) залежи определяется, прежде всего, её геометрическими размерами (площадью, мощностью). Чем больше S и мощность, тем больше залежь может содержать У.В. Но геометрические размеры дают лишь косвенное представление о количестве имеющихся У.В. Так как нефть (газ) в пластовых условиях занимают не весь геометрический объем пласта, а лишь поровое пространство между частицами породы, из которой сложена залежь. Таким образом общая полезная емкость залежи зависит от коллекторских свойств породы.

Пористостью пласта коллектора называется объём пустот, состоящий из пор, поровых каналов между отдельными зернами и частицами породы, трещин, каверн и т.д. Численная величина пористости определяется отношением общего объема всех пустот в породе ко всему объему породы с пустотами. Эта величина измеряется в широких пределах от долей % до нескольких десятков. Геометрические размеры и величина пористости не могут определять полностью промышленную ценность залежи. Необходимо чтобы углеводороды могли двигаться в пласте, перемещаться к забоям скважин, фильтроваться через породу, т.е. пласт – коллектор должен быть проницаем для углеводородов. Чем больше величина проницаемости породы для У.В. (нефть и газ), тем большую промышленную ценность имеет залежь. Проницаемость породы зависит от размера пор и каналов, связывающих поры между собой. Чем больше размер пор, тем выше проницаемость.

Промышленное значение залежей углеводородов зависит так же от величины Рпл, от качественных характеристик углеводородов.

Важнейшим параметром является величина нефте–газонасыщенности (Кг, Кн).

Нефтенасыщенностью (газонасыщенностью) – называется отношение объема пор в залежи, заполненных газом (нефтью) к общему объему пор породы. (кроме нефти (аза) в порах пласта всегда содержится вода, остающаяся неподвижной в процессе эксплуатации. Это «связанная» вода и она неподвижна вследствии действия сил сцепления породы с водой. Таким образом часть порового пространства породы

Общее содержание нефти (газа) в залежи называется геологическим запасом нефти (газа) данной залежи.

2.3. Давление и температура в пласте. Геотермический градиент.

Геотермическая ступень.

Природный газ в газовых залежах находится под давлением, которое определяется чаще всего напором краевых или подошвенных вод, а так же давлением горных пород.

Горным давлением называется давление, создаваемое весом залегающих над газом (нефтью) пород:

Р_гор = 0,1 g_п L,(2.14)

где

Р_гор – горное давленин, кг/см2;

g_{п –} средний удельный вес горной породы, т.е. всех выше лежащих пластов с учетом насыщающих их жидкостей;

L – глубина, считая от поверхности залежи до точки пласта, в которой определяется горное давление.

Давление природного газа в газовой залежи всегда меньше горного давления.

Пластовым давлением называют давление, под которым газ (нефть) находится в продуктивном пласте. Давление в продуктивном пласте до начала его разработки, приведенное к определенной отметке ВНК (ГНК), называют начальным Рпл. Начальное пластовое давление в газовой залежи обычно равно гидростатическому давлению т.е. примерно глубине скважины (L), умноженной на удельный вес воды. Однако существуют пласты и с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

Пластовое давление (Рпл.) – важный параметр месторождений углеводородов, с помощью которого определяют запасы пластовой энергии и газа (нефти), дебиты скважин и т.д. Пластовое давление в газовых месторождениях определяются глубинными манометрами, спущенными на забой скважины, либо путем расчета по статическому давлению на устье скважин (по барометрической формуле):

Статическим давлением называют давление на устье в закрытой скважине (Рбуф, Рзатр). Значения его, до начала эксплуатации единой залежи углеводородов, практически одинаковы для различных скважин. Давление на устье определяется (измеряется) с помощью различных измерителей физических величин (образцовых манометров, датчиков давления, дифманометров и т.д.).

Одним из важнейших факторов характеризующих состояние нефти и газа, а так же воды является температура.