Лекция Свойства пластов и пластовых жидкостей Задачи

Лекция: «Свойства пластов и пластовых жидкостей»

Задачи нефтепромысловой геологии Статическая информация Динамическая информация 3 х-мерная статическая (геологическая) модель Динамическая модель (3 х-мерная, 3 х-фазная, фильтрационная модель) Управление разработкой месторождения Подсчет начальных геологических запасов углеводородов

Формула подсчета запасов нефти объемным методом: Qн 0= F*hн. эф*kпор. о. *kн* ρн*θ, где, Qн 0 - начальные геологические запасы УВ; F - площадь залежи, тыс. км 2 hн. эф -эффективная нефтенасыщенная толщина, м kпор. о. -коэффициент открытой пористости, д. ед. kн - коэффициент нефтегазонасыщенности, д. ед. ρн - плотность нефти т/м 3, θ - пересчетный коэффициент, равный 1/bн где, bн - объемный коэффициент пластовой нефти,

формула подсчета начальные извлекаемые запасы : Qниз= Qн 0* КИН где, Qниз - начальные извлекаемые запасы УВ; Qн 0 - начальные геологические запасы УВ; КИН - Коэффициент нефтегазоотдачи, д. ед. При этом КИН= Кохв*Квыт*Кзав где, Кохв - коэффициент охвата - статический параметр, зависящий от неоднородности продуктивных пластов, Квыт - коэффициент вытеснения- динамический параметр, зависящий от свойств пластовых флюидов, вытесняющего агента и физико-динамических характеристик коллекторов, Кзав - коэффициент заводнения, характеризующий степень заводнения продуктивного пласта на конец разработки. Зависит от экономических условий разработки, физико-динамических характеристик коллектора, цены на УВ и условий разработки залежи

Из формулы следует: • Объем нефтесодержащих пород (F*hн. эф) • Объем порового пространства (F*hн. эф*kпор. о. ) • Объем порового пространства занятого нефтью (F*hн. эф*kпор. о. *kн) • Количество нефти в тоннах в условиях пласта (F*hн. эф*kпор. о. *kн* ρн) • Количество нефти при переводе её на поверхность (F*hн. эф*kпор. о. *kн* ρн* θ) • Количество извлекаемой части нефти в тоннах в поверхностных условиях (F*hн. эф*kпор. о. *kн* ρн* θ*КИН)

Алгоритм построения статической геологической модели следующий: • • определение геометрического и пространственного распространения залежи и пород коллекторов. Создание каркаса компьютерной статической геологической модели, построение петрофизических алгоритмов для определения основных подсчетных параметров по данным геофизических исследований скважин, в том числе: • • а) кондиционных значений коллектора; б) определение коэффициента нефтегазонасыщенности и границы предельного насыщения пород; установление границы водонефтяного контакта; в) определение фильтрационно-емкостных свойств пород (пористость, проницаемость и т. д. ); идентификация параметров продуктивных пластов во всех скважинах на основе петрофизических алгоритмов и занесение данных в компьютерную модель; определение параметров неоднородности продуктивных пластов; определение физико-химических свойств пластовых флюидов; подсчет начальных геологических запасов УВ.

Коллектор - горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти и газа в пустотном (поровом) пространстве. • Задача: опредление коллектор – не коллектор • Решение: использование комплекса промысловых и лабораторных исследований по изучению и поиску граничного значения между породойколлектором и неколлектором. Кондиционные значения – это нижние значения пористости, проницаемости, эффективной толщины при которых получают промышленные притоки нефти и газа.

Определение кондиционных значений коллектора в лабораторных условиях Кпр – коэффициент проницаемости DP – депрессия, создаваемая на образец породы U - скорость фильтрации флюида

Определение кондиционных значений коллектора промыслово-геофизическим методом

Фильтрационно-емкостные свойства являются основными характеристиками терригенной горной породы, и играют важнейшую роль при разработке месторождения флюидов. • От емкостных свойств зависит, может ли порода содержать в себе флюиды, способна ли она содержать полезный флюид, а также какое количество флюида будет подвижным. • Основными характеристиками емкостных свойств являются: общая пористость, открытая пористость, эффективная пористость, динамическая пористость и остаточная водонасыщенность. • Фильтрационные свойства породы являются главным критерием коллектора, т. к. коллектором может быть лишь порода способная пропускать через себя флюид. Порода которая способна только содержать флюид, пусть даже полезная, но не способная его пропускать не будет коллектором. • Основными характеристиками фильтрационных свойств являются: абсолютная проницаемость, газопроницаемость и относительные проницаемости.

Пористость (определяется объемом пустот внутри пород) • Общая ( полная или абсолютная) – объем всех пор Кп=Vпор/Vобр (отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему) • Открытая - пористость только сообщающихся между собой пор Кп. о=Vп. о/Vобр. (отношение сообщающегося объема пор в образце породы к видимому его объему) • Эффективная - объем пор заполненных полезным флюидом нефтью или газом

Классификация коллекторов по их емкостным свойствам

Образцы керна

Схематическое изображение порового пространства Vо. п. =11 Vн. п. =5 Vпор. =9 Vпласта=25 -не сообщающиеся пустоты в породе (Vн. п. ) -сообщающиеся пустоты в породе (полная пористость) (Vо. п. ) - порода (Vп) В этом случае коэффициент общей пористости будет равен: , или для данного случая а коэффициент открытой пористости , или для данного случая

Проницаемость • Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости Кпр. Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы. V=(КпрΔр)μΔL где V-скорость фильтрации; μ-вязкость газа (жидкости); Δр-перепад давления; ΔL-длина образца. • • Фазовой называется проницаемость Кпр. ф пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств. Относительной проницаемостью Кпр. о породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной.

Согласно Ханину все коллектора разделяются на шесть классов: • • • I – (0. 1 -1) *10 -3 мкм 2; II - (1 -10) *10 -3 мкм 2; III - (10 -100) *10 -3 мкм 2; IV - (100 -500) *10 -3 мкм 2; V - (500 -1000) *10 -3 мкм 2; VI - (1000 >) *10 -3 мкм 2;

Коэффициентом водонасыщенности kв коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объёма остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объёму открытых пустот. Коэффициентом нефтенасыщенности kн (газонасыщенности kг) называется отношение объёма нефти (газа), содержащегося в открытом пустотном пространстве, к суммарному объёму пустотного пространства. Коэффициенты нефтегазо и водонасыщенности связаны следующими соотношениями: для нефтенасыщенного коллектора kв+kн =1 , для газонасыщенного коллектора k в + kгн = 1

Состав нефти: • Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (Сп. Н 2 п+2), нафтенового (Сп. Н 2 п) и в меньшем количестве ароматического (Сп. Н 2 п-6) рядов. По физическому состоянию в поверхносных условиях УВ от СН 4 до С 4 Н 10 -газы; от С 5 Н 12 -жидкости и от С 17 Н 36 до С 35 Н 72 и выше-твёрдые вещества, называемые парафинами и церезинами.

К Физическим свойствам нефтей относятся следующие параметры: 1. Газосодержание 2. Давление насыщения. 3. Сжимаемость нефти. 4. Пересчётный коэффициент. 5. Плотность нефти (ρн). 6. Вязкость нефти.

1. Газосодержание (газонасыщенность). • S пластовой нефти равно объёму растворённого газа Vг (измеренному в стандартных условиях), содержащегося в единице объёма пластовой нефти Vп. н: S=Vг/Vп. н. • Газосодержание обычно выражают в м 3/м 3 или м 3/т.

2. Давление насыщения. (или начало парообразования) пластовой нефти. • Давлением насыщения называется давление, при котором газ начинает выделяться из неё. • Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. • В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше его. • В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором-недонасыщена.

3. Сжимаемость нефти. Сжимаемость обуславливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) βн: βн = (1/V)*(∆V/∆р), где ∆V - изменение объёма нефти; V - исходный объём нефти, ∆р - изменение давления. Объёмный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объём занимает в поверхностных условиях 1 м 3 дегазированной нефти: bн= Vпл. н/Vдег=ρн/ρпл. н, где Vпл. - объём нефти в пластовых условиях; Vдег – объём того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t = 200 C; ρпл. н – плотность нефти в пластовых условиях; ρн - плотность нефти в стандартных условиях.

4. Пересчётный коэффициент. • При подсчёте запасов нефти объёмным методом изменение объёма пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью, так называемого пересчётного коэффициента. Ө =1/b= Vдег / Vп. н=ρпл. н / ρн где b показывает, какой объём занимает в поверхностных условиях 1 м 3 дегазированной нефти Vпл. - объём нефти в пластовых условиях; Vдег – объём того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t = 200 C; ρпл. н – плотность нефти в пластовых условиях; ρн - плотность нефти в стандартных условиях.

5. Плотность нефти (ρн). • Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлечённой из недр с сохранением пластовых условий, в единице объёма. • Она обычно в 1, 2 -1, 8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением её объёма в пластовых условиях за счёт растворённого газа. • Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0, 3 -0, 4 г/см 3. её значения в пластовых условиях могут достигать 1, 0 г/см 3.

6. Вязкость нефти. • Вязкость пластовой нефти µн, определяющая степень её подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости её в поверхностных условиях. • Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. • Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. • В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти.

Природные газы подразделяют на следующие группы: • Газ, добываемый из чисто газовых месторождений и представляющий собой сухой газ, свободный от тяжёлых УВ • Газы, добываемые вместе с нефтью (растворённые или попутные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутоновой фракции (жирного газа) и газового бензина. • Газы, добываемые из газоконденсантных месторождений, - смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжёлых УВ (С 5+высш. , С 6+высш. и т. д. ), из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжёлые масляные фракции. • Газы газогидратных залежей.

Конденсат - это жидкая углеводородная фаза, выделяющаяся из газа при снижении давления • В пластовых условиях конденсат обычно весь растворён в газе. • Различают конденсат сырой и стабильный. • Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, т. е. из пентанов и высших (С 6+высш. ), которых растворено некоторое количество газообразных УВ – бутанов, пропана и этана, а также Н 2 S и других газов.

Важной характеристикой газа газоконденсатных залежей является величина конденсатно-газового фактора, показывающая количество сырого конденсата в см 3, приходящегося на 1 м 3 отсепарированного газа.

В нефтепромысловой геологии выделяют 2 типа систем: • Статическими системами в нефтепромысловой геологии можно с определенной долей условности назвать сформировавшиеся за длительное геологическое время пластовые резервуары с насыщающими их флюидами до начала внешнего воздействия со стороны человека в процессе их геологического изучения и разработки. • Соответственно в результате внешнего вмешательства, система становится динамической. Динамическая составляющая все более увеличивается по мере разработки месторождения.

Результатом построения: статической (геологической) модели является подсчет начальных геологических запасов углеводородов фильтрационной модели является подсчет начальных извлекаемых запасов углеводородов (НИЗ)

Виды геолого-промысловой информации Система Основные параметры Преимущественный вид получения информации Толщина, площадь, ВНК, глубина и т. д. Дистанционные виды и ГИС Фильтрационно-ёмкостные характеристики пластов Пористость, проницаемость Прямые лабораторные методы и ГИС Параметры, характеризующие неоднородность проницаемых пластов Статическая Вид информации Песчанистость, расчлененность, анизотропия и т. д. ГИС, дистанционные методы моделирования резервуара Геометрические характеристики залежей Физико-химические свойства пластовых флюидов Петрофизические характеристики пород Историко-генетические характеристики пород Динамическая Энергетические характеристики залежи Физико-динамические характеристики коллекторов Насыщенность коллектора Промысловая информация Вязкость, удельный вес, газосодержание и т. д. Прямые лабораторные методы гранулометрический, литологический состав, электр. характеристики пород. Прямые лабораторные методы Фациальные характеристики и т. д. Возраст пород, условия осадконакопления. Прямые лабораторные методы Пластовое давление, режим разработки залежей и т. д. Гидродинамические исследования Фазовая проницаемость, остаточная нефтенасыщенность и т. д. Прямые лабораторные методы. Коэффициент нефте- и газонасыщенности, тек. положение ВНК и т. д. , текущ. нефтенасыщенные толщины Дебит нефти, жидкости, обводненность, газовый фактор и т. д. ГИС, ГИС-контроль, промысловые методы, моделирование Промысловые методы

Методы получения информации в нефтепромысловой геологии № п/п Вид получения информации Метод получения информации 1 Прямой Лабораторные исследования керна 2 Геофизические исследования скважин ГИС, ГИС-контроль в скважине 3 Дистанционные исследования пласта Сейсморазведка 2 Д, 3 Д; гравиразведка, магниторазведка 4 Гидродинамические исследования скважин Исследование скважин КВД, ИК 5 Промысловая информация Прямые инструментальные замеры на скважинах

Нефтепромысловая геология - прикладная наука: это отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти, газа и газоконденсата в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки, для определения максимального извлечения углеводородов из недр, при положительной экономической оценки эффективности и рациональном использовании недр. Залежи изучаются: как статистические природные геологические объекты в динамическом состоянии, где движение флюидов обусловлено эксплуатацией месторождения

Геометрические объёмы залежи контролируются границами залежи - граничные условия. К основным граничным условиям относятся: • площадь распространения залежи; • водонефтяной контакт, контролирующий нижние границы нефтеносности залежи (ВНК); • газонефтяной контакт, контролирующий верхние границы нефтеносности залежи (ГНК); • эффективные нефтенасыщенные толщины, контролирующие объём продуктивной толщины: • Вся работа по установлению границ залежи, а следовательно, и определению геометрических объектов залежей углеводородов начинается с процесса корреляции продуктивных пластов.