ТЕМА 7 ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ВЕЩЕСТВ, ПОРОД И ЭЛЕМЕНТОВ РАЗРЕЗА, УЧАСТВУЮЩИХ В ФОРМИРОВАНИИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

В нефтематеринском чисто глинистом пласте, насыщенном органическим веществом – керогеном при температуре 100¸120° и при давлении 15¸45мпа на глубинах около 2¸3км последний превращается в нефть или газ. Затем углеводороды покидают нефтематеринский пласт и под действием перепада давления движутся по путям миграции до места прекращения своего движения где и формируют залежи углеводородов под перекрывающим их непроницаемым флюидоупором.

Рассмотрим физические свойства нефти, газа и пластовой воды.

Нефть имеет плотность 0,75¸0,98 гр/см³ при t =20°С, что зависит от содержания в ней легких бензиновых и лигриновых фракций и тяжелых асфальто-смолистых фракций с плотностью ³1гр/см³. По химическому составу самые легкие составляющие – это ароматические углеводороды

C_n H_2n-p (p = 6,12,…36), тяжелее их нафтеновые углеводороды C₂H_2n-2 (циклоалканы), еще тяжелее метановые углеводороды – ряд алканов C_n H_2n+2. Плотность нефти зависит также от высоты (толщины) залежи, возраста ( чем старше залежь, тем нефть может быть тяжелее) и глубины залегания залежи.

Химический состав нефти влияет на вязкость нефти: самые вязкие -нафтеновые фракции, менее вязкие – ароматические и метановые фракции.

Удельное электрическое сопротивление нефти находится в пределах от 10¹²до 10¹⁴омм, иногда доходит до 10¹⁶омм (у парафинов) падает с ростом температуры.

Очищенные нефти и нефтепродукты – диэлектрики , имеющие ε = 1,8 ¸ 2, которая растет ростом температуры.

Скорость нефти V = 1300¸1400 м/сек. Она растет с ростом плотности и падает с ростом температуры. Коэффициент поглощения упругих колебаний a колеблется от 2 при ¦ = 20 кгц до 5,8 при ¦ = 90 кгц и растет с ростом вязкости.

При растворении газа в нефти ее V и s падают , особенно сильно на глубине.

Газы – это в основном сухие – метан (90¸99%), этан, пропан, бутан и жирные – высшие гомологи метанового ряда C₂H_2n+2 имеется также незначительная примесь СО₂, N₂,H₂S, аргона и гелия.

Фазовое равновесие системы нефть-газ определяется термобарическими условиями. Если газ нагрет выше, чем до его критической температуры t_кр, то при любых давлениях он не сжижается, если ниже t_кр , то есть давление, при котором газ сжижается. При больших давлениях нефть растворяется в газе, сохраняющим при этом свое агрегатное состояние.

Пластовые воды не содержат в своем составе сульфатов, но содержат много ионов натрия и меньше ионов хлора. Разделяют воды на хлор-кальциевые и щелочные. В последних нефть отслаивается от поверхности гидрофобных минеральных скелетов коллекторов, что улучшает нефтеотдачу.

Плотность вод, в зависимости от концентрации в них солей, равна

1¸1,26 г/см³ и растет с ростом давления, но падает с ростом температуры, т.к. при этом уменьшается растворимость солей в воде.

Вязкость вод уменьшается с ростом температуры, но не зависит от растворенных в ней газов и от давления.

В нефтематеринской толще пластовые воды имеют плотность от 0,9 до 1 г/см³, т.к. в них растворен газ и r < 0,7омм, т.к. в них растворено около 0,5% Na Cl.

Удельное электрическое сопротивление вод rзависит от минерализации и меняется в пределах от 0,001омм при минерализации 100 г/л до 1000омм

при 0,001 г/л.

Воды могут заметно сжиматься только при наличии растворенных в них газов.

Скорость V в водах зависит от давления, и колеблется от 1500 ¸

1600 м/сек, при давлении 0 ¸ 20 Мпа до 1750 ¸ 1850 м/сек при 120Мпа. Рост скорости с ростом температуры слабее, чем при росте давления. Затухание колебаний a в воде значительно меньше, чем в минеральном скелете, в нефти и газе, зависит от растворенного в воде газа и пропорционально квадрату частоты колебаний.

НЕФТЕМАТЕРИНСКИЕ ПЛАСТЫ

Рассмотрим, какими физическими свойствами должны обладать породы, чтобы в них мог скапливаться кероген, превращаться в углеводороды или подними сохраняться залежи, по другим мигрировать или в них скапливаться углеводороды.

Нефтематеринские пласты могут быть сложены непроницаемыми мелкозернистыми глинистыми породами (например, Баженовская свита Западной Сибири) или глинисто-карбанатными породами (например Доманикская свита Предуралья) и эти породы не являются коллекторами. В них скопилось и сохраняется большое количество органического вещества (керогена) сапропелевого ряда. Кероген адсорбирует радиоактивные U и Th. Вместе с имеющимся в минералах глин К они создают в нефтематеринских пластах повышенную радиоактивность. Так, для Баженовской нефтематеринской свиты характерна радиоактивность 40 ¸ 50 мкр/час, что превышает радиоактивность глин без керогена (около 10 мкр/час).

При погружении этих пород до глубин около 2 ¸ 3км происходит перерождение керогена в нефть и газ при t = 100 ¸ 120 °C и давлении 15 ¸ 45Мпа и уплотнение глин, теряющих при этом большое количество свободной и рыхлосвязанной воды. Поэтому в этих породах растут их плотность s, скорость V и удельное электрическое сопротивление r, а пористость падает. Поэтому их кровля и подошва обладают высокой отражающей способностью.

Хорошо проводящий электричество кероген находится здесь в форме комков, не создающих протяженных проводников и поэтому не сильно понижающий r, но он повышает поляризуемость породы h.

Ниже 2 ¸ 3 км, т.е ниже зоны образования углеводородов, осадки еще сильнее уплотнены и их плотность доходит до 2,5 гр/см³, а скорость – до 4000 м/сек. Поляризуемость h здесь также повышена.

Выше зоны формирования углеводородов скорость, плотность и поляризуемость пород резко падают, а пористость растет. Сформировавшаяся нефть эвакуируется из нефтематеринских пластов по различным путям миграции.

ПУТИ МИГРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ

Пути миграции нефти и газа должны быть сложены породами, обладающими значительной проницаемостью. Поскольку миграция происходит за некоторый отрезок геологическоговремени, проницаемость пород, слагающих пути миграции, может быть много ниже чем проницаемость коллекторов залежей, из которых можно добывать углеводороды. Путями миграции могут быть песчаные, песчано-глинистые или карбонатные (оолитовые) породы, зоны выветривания или тектонические зоны дробления. Оценка проницаемости – задача трудная и до сих пор не решенная для пород в условиях их естественного залегания. Проницаемость может зависеть от межзерновой или трещинной пористости, размера и формы пор, связи между ними, гидрофильного или гидрофобного свойства минерального скелета, степени глинизации песчаников. Особенно сложна проницаемость тектонических зон дробления, но в тектонически - активных районах она весьма велика, например в районах Сахалина, Камчатки, Курил.

Не имея возможности измерить проницаемость возможных путей миграции углеводородов, некоторые из них можно проследить по сейсмическим данным. Эта возможность обеспечивается пониженной плотностью и скоростью слагающих их пород, вызванная их повышенной пористостью. На сейсмических разрезах и особенно на разрезах мгновенных амплитуд, частот и фаз, хорошо следятся тектонические зоны дробления. Проницаемые зоны дробления прослеживаются также по их пониженным r.

Поверхности эрозии, подстилаемые проницаемыми зонами дробления, чаще всего удается проследить (если это не скрытая поверхность эрозии) по их криволинейности или, как зоны несогласия.

Сложнее выделить пласты песчаников между пластами глин, однако вдоль береговые песчаные валы, характерные для терригенных отложений шельфа, выделяются на сейсмических разрезах вкрест их простирании как линзообразные локальные тела. Хорошо выделяются здесь также прибрежные песчаные морские отложения. Есть способы выделения песчаных интервалов слоев, сменяемых глинами в шельфовых отложениях.

Коллекторы

Подробнее всего изучены физические свойства коллекторов, которые могут служить путями миграции углеводородов или вмещать их залежи. Такими коллекторами могут быть пористые проницаемые породы: пески и песчаники, пористые алевролиты, пористые доломиты и известняки, тектонические зоны дробления, реже – карманы рыхлых продуктов эрозии и утолщения зон выветривания.

Главные свойства коллекторов – их пористость и проницаемость, глинистость, а в пределах залежей – еще и нефтегазоводонасыщенность.

Коллектор состоит из твердого скелета (кварца, кальцита, доломита, ангидрита) или пластичного, состоящего из минералов глин – монтмориллонита, бейделлита, иллита, каолинита. Количество глин оценивается коэффициентом глинистости к_гл. Глинистость вызывает анизотропию rи V.

Присутствие в скелете сульфидов, магнетита, U и Th могут изменить соответственно ихr, и радиоактивность.

Жидкая составляющая представлена раствором солей и углеводородами – нефтью и конденсатом.

Газовая составляющая состоит из газообразных углеводородов и благородных газов. Коэффициент нефтегазонасыщения к_нг = 1 - к_в , где к_в – коэффициент водонасыщения. На физические свойства коллектора влияют физические свойства флюидов, заполняющих его поры, главным образом нефти, газа и воды.

Пористость коллектора – это доля пространства между частицами твердого скелета от всего его объема. Первичная пористость (межзерновая песчаников или оолитовых карбонатных пород) образуется в процессе отложения породы. Вторичная пористость образуется за счет растворения и выщелачивания карбонатных пород, их перекристаллизации, доломитизации или растрескивания при тектонических деформациях.

Пористость песчаников зависит от формы зерен, плотности их укладки, наличия глинистого или другого цементирующего материала:

К_п = V_п / V = К_по+ К_пз ,

где К_по – открытая пористость (например межзерновая или трещинная);

К_пз – закрытая пористость (например, кавернозная пористость карбонат-ных пород).

Пористость уменьшается с глубиной и с возрастом по-разному у разных пород (рис.7.1), но одновременно и растёт за счет эпигенетических процессов (тектонических деформаций, формирующих трещиноватость) и процессов растворения, особенно сильно проявленных у карбонатов.

Рис.7.1 Зависимости коэффициента пористости К _п от глубины Н для отложений среднего и нижнего карбона (по М. Л. Озерской и С.Г.Семеновой). 1- глина; 2а и 2б – алевролит; 3а и 3б песчаник; 4 – мергель; 5 – известняк

Поры ракушечника крупные и одинаковые, а кавернозная пористость часто закрытая, сложная и разнообразная по форме и размерам . Пористость проявляется изменением r,s, поляризуемостью, акустическими и нейтронными свойствами.

Эффективная пористость – это объем пор, в которых могут находиться свободные вода, нефть, газ.

Диагенез глин снижает их пористость от пористости илов – около 80% до пористости пластичных глин около – 75%. Со временем она снижается до 35¸45%. После интенсивного метаморфизма пористость аргиллитов и глинистых сланцев может снизиться до 1%.

Пористость песчаников снижает не отсортированность их зерен и их цементация карбонатным, железистым, глинистым или кварцевым цементом.

Глинистость – это свойство высокодисперсных глин и гидроокислов Fe и Al содержать частицы размером менее 10мкм (реже 1¸ 10мкм). Объемная глинистость К_гл = V_глин/V_породы. Глина может залегать тонкими слоями вперемежку со слоями песка (тонкослоистая глинистость) либо заполнять часть пор (рассеянная глинистость).

Нефтегазоводонасыщенность – это степень заполнения пор водой, нефтью и газом. Она определяется величинами К_в, К_н, К_г – отношением объема занятых ими пор V_в, V_н, V_г к общему объему пор V_пор. Распределение воды, газа и нефти в порах определяется главным образом капиллярными силами. В гидрофильном коллекторе вода смачивает поверхность скелета и втягивается в залежь, а нефть и газ не смачивают поверхность и располагаются в середине пор и только при критической водонасыщенности (или ниже) поры проходимы для нефти или газа. В гидрофобном коллекторе скелет смачивается нефтью (такими являются битуминозный или углистые коллекторы), но они встречаются реже чем гидрофильные. Поверхность минеральных частиц породы обычно частично гидрофильна и частично гидрофобна.

Высота поднятия воды в нефтяную залежь под действием капиллярных сил зависит от диаметра пор (в тонких порах подъем выше), и это создает переходную зону, расширяющую водонефтяной контакт ВНК. В этом случае ВНК уже не плоскость, а зона плавного перехода от воды к нефти (рис.7.2) и он способен упругие колебания как градиентная граница.

Рис.7.2. Схематическое изображении е переходной зоны (по Н.Б. Дортман).

В – полностью водонасыщенная часть пласта; ПЗ – переходная зона; Н – нефтеносная часть пласта

За ВНК принимают тот уровень, когда К_В = К_{В кр} и r = r_кр. Аналогично ведет себя нижняя граница газа.

Выше переходной зоны располагается предельно нефтенасыщенная часть пласта, водонасыщенность в которой снижается до значения остаточной водонасыщенности К_во. Остаточная (связанная) водонасыщенность обусловлена водой, удерживаемой в пористой среде поверхностно-молекулярными и капиллярными силами и не извлекаемой из пористой среды движущимися в ней нефтью и газом. Эта водонасыщенность соответствует наименьшему содержанию воды в нефтяных пластах и может составлять от нескольких процентов до 60% объема пор и более. Такая вода, покрывающая поверхность зерен или пор, называется прочносвязанной водой. Эта вода из-за влияния молекулярных сил имеет плотность 1,2¸ 2 гр/см³, бòльшую вязкость и прочность на сдвиг, повышенную упругость и rбольше r дистиллированной воды. Замерзает она в каолините при температуре - 20°С, в монтмориллоните при - 193°С и ничего не растворяет. Прочносвязанная вода, с удалением от поверхности зёрен минерального скелета, переходит в рыхлосвязанную, которая подвижнее ее и, наконец, в середине пор переходит в свободную воду.

Проницаемость коллектора – э т о с п о с о б н о с т ь п р о п у с к а т ь

ж и д к о с т ь и л и г а з при достаточном для этого перепаде давления. У доломитов и известняков её может и не быть даже при их значительной кавернозной пористости. Трещинная или межзерновая проницаемость растет с ростом пористости и с ростом размера пор. Проницаемость зависит от: 1) смачиваемости пород скелета, 2) вида флюида, 3) доли связанной воды, 4) вязкости нефти, 5) формы и площади поверхности пор, 6) размера и окатанности зерен. Проницаемость связана также с площадью поверхности пор и с остаточным водонасыщением, т.е с количеством связанной воды. Проницаемость оолитового и кристаллического известняка с вторичными порами сильно растет с ростом пористости, а проницаемость меловидного известняка растет при этом меньше в связи с его тонкими порами.

ЭФФЕКТИВНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ – это способность пропускать сочетания флюидов (газ-воду, нефть-воду, газ-нефть-воду) или отдельные компоненты (газ или воду, или нефть) из состава смеси газа, воды и нефти. Проницаемость для каждого компонента смеси оценивается коэффициентами проницаемости: К_{пр Г}, К_{пр Н}, К_{пр В}. Соотношение элементов в смеси определяет эффективную проницаемость для каждого из них. Так, например, проницаемость для нефти и газа равна нулю при большой ( К_{пр В} > 75%) проницаемости для воды. При К_прВ = 20 ¸ 30%, К_прН = 70%, К_прГ = 87¸ 90%.

Возможен поток 2-х и 3-х фазной смеси. Сильно уменьшает проницаемость коллектора присутствие связанной воды – сильнее, чем также доля водонасыщения свободной водой.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: