НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД

Породы-коллекторы в условиях естественного залегания со­держат воду, нефть и газ. В водоносных коллекторах поровое пространство обычно полностью насыщено водой. Однако в от­дельных геологических объектах наблюдается присутствие оста­точной нефти, которое является следствием миграции нефти в расположенную поблизости ловушку, где сформировалась неф­тяная залежь. В нефтеносном гидрофильном коллекторе поры насыщены нефтью и водой. Нефть занимает обычно межзерно­вые поры и каверны размером более 1 мкм и трещины раскрытостыо больше 1 мкм; иногда возможно присутствие нефти в бо­лее мелких порах, кавернах и трещинах меньшей раскрытое™. Вся поверхность минерального скелета покрыта пленкой воды. Вода заполняет оставшуюся часть объема пор, не занятую нефтью. Содержание нефти и воды в объеме пор характеризуют коэффициентами нефте- и водонасыщения — k«, k_B, сумма кото­рых равна 1. Если коллектор находится в зоне предельного на­сыщения ловушки нефтью, коэффициент нефтенасыщения k_H соответствует выражению: k_н.пред=1—k_B.₀.

В частично гидрофобном коллекторе часть поверхности твердой фазы занимают молекулы поверхностно-активных ком­понентов нефти, водная пленка на поверхности в этих участках отсутствует. Коэффициент нефтенасыщения частично гидро­фобного коллектора при прочих равных условиях выше коэффи­циента нефтенасыщения того же коллектора при полной его гидрофильное™, в частности, в зоне предельного нефтенасыще­ния k_н.пред >1— k_B.₀, где k_B.₀ соответствует полностью гидрофиль­ному коллектору. Нефть в гидрофобном коллекторе не только занимает капиллярные поры, но и может находиться в субка­пиллярах.

Частичная гидрофобность характерна для коллекторов с вы­сокими пористостью и проницаемостью и низкой водонасыщенностью при незначительном содержании глинистого материа­ла. Такие коллекторы имеют k_н>95%. Коэффициент нефтенасыщения крупных каверн и трещин большой раскрытости в зоне предельного нефтенасыщения принимают равным единице.

Лабораторными методами величина k_н непосредственно не определяется. Находят прямым методом k_B._Q или k_B на образце консервированного керна, извлеченного при бурении на РНО, или одним из косвенных методов на экстрагированном образ­це величину k_B._Q, а затем рассчитывают k_н по формулам: в зоне предельного насыщения

Аналогичным образом получают значение коэффициента га­зонасыщения k_r газоносных коллекторов, определяя в лабора­тории одним из рассмотренных способов k_B.₀ или k_B (прямым ме­тодом), а затем рассчитывают по формулам: в зоне предельного насыщения

Газоносный коллектор также может быть частично гидрофоб­ным. Наиболее вероятна частичная гидрофобность газоносного коллектора в следующих случаях: а) коллектор с высокими проницаемостью и пористостью и очень высоким значением k_г>0,95; б) коллектор содержит битум на поверхности твердой фазы.

В практике подсчета запасов нефти и газа для определения параметров к_П и k_Г широко применяют методы ГИС, по дан­ным которых также определяют вначале k_B(k_B.₀), а затем рас­считывают k_н или k_г по формулам (4.16) — (4.19).

В коллекторах с трехфазным насыщением, содержащих в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэффициенты нефте- и газонасыщения, учитывая, что k_н+k+k_B= 1. Эта задача решается одним из следующих способов:

а) на образцах консервированного керна, извлеченного при
бурении скважины на РНО, определяют содержание в порах
нефти и воды, а коэффициент газонасыщения рассчитывают по
формуле k_Г=1—k_н—k_B;

б) в разрезах скважин находят параметры k_B и k_T по комп­
лексу методов электро- и радиометрии ГИС, а затем рассчи­
тывают: k_н =1—k_Г—k_B.

5. ПЛОТНОСТЬ

5.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ, ОСНОВНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ

Плотность — это свойство вещества, определяющее его мас­су, содержащуюся в единице объема:

δ = m/V, (5.1)

где т — масса, V — объем.

Размерность плотности в СИ кг/м³ или в дольных едини­цах— г/см³.

Плотность твердых химических элементов и минералов изме­няется от 0,5-10³ кг/м³ (литий) до 22,5-10³ кг/м³ (осмий и ири­дий). Плотность горных пород, слагающих земную кору, (1,6-4--т-3,5)-10³ кг/м³; средняя плотность Земли 5,52-10³ кг/м³ [б].

Порода объемом V может состоять из твердой фазы объ­емом Vtb и пор объемом V_n. В свою очередь твердая фаза мо­жет слагаться из различных породообразующих минералов, а поры могут быть заполнены пластовой водой V_B, нефтью V_H и газом V_r. Плотность такой породы в наиболее общем виде мож­но представить как

где δ_тв, δ_в, δ_н и δ_г — плотность соответственно твердой фазы, воды, нефти и газа; k_B, k_n и k_v — соответственно коэффициенты водо-, нефте- и газонасыщенности породы.

Плотность твердой фазы δ_тв — средневзвешенная величина плотности составляющих ее минералов:

где δ_мi и V_мi — плотность и объем i-го минерала.

Как видно из уравнения (5.2), плотность горных пород су­щественно зависит от коэффициента общей пористости. Выше было показано, что для большинства магматических и значи­тельной части метаморфических пород с первичной пористостью характерна весьма небольшая величина их пористости (от 0 до 2—5%). Для таких пород величина плотности будет определяться главным образом плотностью минерального со­става.

Из уравнения (5.2) следует, что при k„-^-0 бп^бтв.

Для первичных осадков, осадочных пород, части эффузивных и вулканических пород с первичной пористостью и пород из ко­ры выветривания древнего фундамента значения k„ изменяются в весьма широких пределах. Это приводит к широкому диапа­зону изменения плотности этих пород и влиянию на нее вида насыщающего флюида.

5.2. ПЛОТНОСТЬ ГАЗОВ, ЖИДКОСТЕЙ И МИНЕРАЛОВ

ПЛОТНОСТЬ ГАЗОВ

Известно, что плотность воздуха при нормальных условиях (7 = 20 °С и р = 0,1 МПа) равна б_Вз = 1,2 кг/м³. При этих же условиях плотность метана равна б_г = 0,7 кг/м³, а пентана — ё_г=3,17 кг/м³. Таким образом, при нормальных условиях от­носительная плотность газа по воздуху составит:

для чистого метана d=8_r/8_B3 = 0,7/1,2 = 0,58;

для пентана d = 3,17/1,2 = 2,64.

Поскольку природный газ представляет собой смесь углево­дородных газов, то плотность реального природного газа в нор­мальных условиях близка к плотности воздуха. Однако в плас­товых условиях при повышении давления плотность природного газа резко возрастает [3].Так, метан с относительной плот­ностью <i = 0,6 при 7 = 40 °С и давлении р_Пл = 70 МПа благода­ря высокой сжимаемости имеет плотность б_г = 300 кг/м³.

ПЛОТНОСТЬ ЖИДКОСТЕЙ

Плотность природных пластовых вод при температуре Г= = 20 °С изменяется в зависимости от содержания растворенных солей от бв=1,0Ы0³ кг/м³ (пресные воды) до 8_В= 1,24-10³кг/м³ (при полном насыщении).

Плотность пластовых нефтей зависит от их химического со­става, а в пластовых условиях еще и от количества растворен­ного в них нефтяного газа. С уменьшением количества раство-

ренного в нефти газа ее объем уменьшается и плотность возрас­тает. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 0,5-10³ кг/м³, а при поверхностных условиях (сепарированная нефть) возрастает до 0,8-10³ кг/м³ [3].

Плотность нефти в природных условиях меняется довольно широко — в пределах (0,5-=-1,0) • 10³ кг/м³.

ПЛОТНОСТЬ МИНЕРАЛОВ

Плотность минералов определяется относительной атомной массой составляющих элементов и строением электронных обо­лочек атомов, обусловливающих кристаллографические осо­бенности структуры минералов в конечном счете — упаковку их атомов.

Большинство породообразующих минералов имеют ионную или ковалентную форму кристаллической связи и характеризу­ются средней плотностью от 2,2-10³ до 3,5-10³ кг/м³. Эти пре­делы изменения плотности определяются влиянием множества факторов. Например, в ряду оливина появление железа, облада­ющего большой относительной массой, приводит к уплотнению пород от 3,22-10³ (фостерит) до 4,32-10³ кг/м³ (фаялит). Кар­касные структуры соединения тетраэдров SiО₂ образуют мине­ралы невысокой плотности (полевые шпаты, кварц, плагиокла­зы), а кристаллизация тетраэдров SiО₂ в виде цепочек харак­терна для пироксенов, имеющих более высокую плотность. В изоморфном ряду плагиоклазов, начинающемся натриевым минералом — альбитом (2,61 -10³ кг/м³), постепенное замещение натрия кальцием заканчивается кальциевым минералом — анор­титом (2,76-10³ кг/м³). В полиморфных превращениях гра­фит— алмаз смена гексагональной сингонии (графит) на куби­ческую (алмаз) приводит к увеличению плотности от 2,2-10³ до 3,6- 10^е кг/м³.

5.3. ПЛОТНОСТЬ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД

SJ.1. МИНЕРАЛОГИЧЕСКАЯ ПЛОТНОСТЬ ПОРОД

Плотность осадочных пород в естественном залегании зави­сит не только от свойств самой породы (плотности твердой фа­зы и пористости), но и от плотности насыщающих флюидов и их соотношения. Плотность флюидов определяется их составом (газ, нефть, вода), а также минерализацией воды. Чтобы ис­ключить эту неоднозначность, в лабораторных условиях обычно определяют плотность сухих образцов путем их гидростатичес­кого взвешивания. По формулам (5.2) или (5.4) эти значения можно пересчитать на конкретные пластовые условия.

Согласно уравнению (5.4) плотность сухих пород зависит от плотности минерального скелета и общей пористости. Плот­ность минерального скелета можно установить эмпирически или, зная минеральный состав, вычислить по уравнению (5.3).

На рис. 17 приведены результаты экспериментального изу­чения минералогической плотности песчано-глинистых пород в большом интервале глубин. Эти, а также другие многочислен­ные экспериментальные исследования показывают, что обычно не наблюдается большого изменения минералогической плотно­сти осадочных пород с глубиной. Данные рис. 17 показывают лишь некоторую тенденцию. Коэффициент необратимого уплот­нения твердой фазы под воздействием гидростатического давле­ния в интервале глубин Δh по аналогии с уравнением (3.16) ра­вен [15]:

Таблица 2. Плотность (г/см³) породообразующих и рудных минералов [6]

Продолжение

чений от меловых к триасовым отложениям. Однако величина β_тв (t, T) на порядок меньше коэффициента необратимого уплотнения пор β_п (t, T) для этих же пород, что позволяет пре­небречь ее изменением. Средняя минералогическая плотность песчано-глинистых отложений в этом интервале глубин состав­ляет δ_тв = 2,72-10³ кг/м³.

Таким образом, одним из важнейших факторов, определяю­щих плотность литологически однотипных осадочных пород, является их общая пористость. На рис. 18 представлена зави­симость плотности сухих песчано-глинистых пород от общей пористости. Уравнение (5.5) для данной коллекции образцов примет вид: δ_п.с.h = 2,72-10³ (1— k_п).

Аналогичные зависимости могут быть получены и для дру­гих осадочных пород с первичной пористостью (песчаников, из­вестняков, доломитов). Различие будет заключаться лишь в величине средней плотности твердой фазы (см. табл. 2).

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: