Гиматудинов Ш.К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений - файл n1.doc

приобрести
Гиматудинов Ш.К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений
скачать (10515.1 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc10516kb.19.09.2012 14:44скачать

n1.doc

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   35

РАЗРАБОТКА

И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

НЕФТЯНЫХ,

ГАЗОВЫХ

И ГАЗО-

КОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Допущено Министерством высшего и среднего спе­циального образования СССР в качестве учебника для студентов геологоразведочных инженерно-эконо­мических и механических специальностей нефтяных вузов

Под редакцией д-ра техн. наук Ш. К. ГИМАТУДИНОВА
Полтавский

t: уникум *1ЧаИОТЕКА


МОСКВА "НЕДРА" 1988

ББК 33.36 Р17

УДК 62.276.1 + 622.279.23/.4 (075.8)

ПРЕДИСЛОВИЕ


Авторы: Ш. К. Гиматудинов, И. И. Дунюшкин, В. М. Зайцев, Ю. П. Ко-ротаев, Е. В. Левыкин, В. А. Сахаров

Рецензенты: кафедра эксплуатации нефтяных месторождений Уфим­ского нефтяного института; д-р техн. наук М. Л. Сургучев

Учебник «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсат­них месторождений» предназначен для студентов инженерно-экономических, геологоразведочных и механических факультетов нефтяных вузов. Специали­сты этого профиля совместно с технологами — горными инженерами газо­нефтепромысловой специальности — способствуют обеспечению технико-эко­номического и научно-технического уровня разработки и эксплуатации неф­тяных и газовых месторождений. XXVII съезд КПСС поставил задачи по обеспечению народного хозяйства топливно-сырьевыми ресурсами, т. е. уве­личению добычи нефти, газа и газового конденсата. Выполнение этой задачи, в свою очередь, требует от педагогических коллективов нефтяных вузов по­стоянных усилий по улучшению подготовки молодых специалистов различ­ного профиля, и прежде всего инженеров-технологов по добыче нефти и газа, промысловых геологов и экономистов, механиков и инженеров по бу­рению скважин. Глубокое знакомство с технологией разработки и эксплуа­тации нефтяных и газовых месторождений инженеров всех профилей неза­висимо от их основной специализации — важнейший залог повышения эф­фективности работы предприятий нефтяной и газовой промышленности.

Основы разработки и технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений опираются на многие смежные разделы газонефтепромысло­вой науки — промысловую геологию, подземную газогидродинамику, физику пласта и другие дисциплины. Некоторые из них не изучаются студентами инженерно-экономического, геологоразведочного и механического факульте­тов. Поэтому в учебнике частично отражен материал этих курсов.

Важнейшая проблема нефте- и газодобывающей промышленности за­ключается в ускорении научно-технического прогресса в отрасли, резком по­вышении эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений. Одна из главных задач — существенное увеличение нефте-, газо- и конден-сатоотдачи нефтяных и газовых коллекторов. Этому вопросу в учебнике уде­ляется повышенное внимание. Увеличен объем материалов (по сравнению с учебными пособиями прошлых лет), посвященных теоретическим основам исследования свойств и строения пластов. Улучшение качества исследований, повышение объема информации о строении и свойствах пласта на ранней стадии разработки служит важнейшим средством совершенствования всех технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Учебник написан коллективом преподавателей кафедр разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений МИНГ им. акад. И. М. Губкина, Ш. К. Гиматудиновым написаны § 1—4, § 6 гл. 1, гл. II, § 5—7 гл. III, гл. V, гл. VIII, гл. X, § 1—4 гл. III написаны Ю. П. Коротаевым, Ш. К. Гиматудиновым и Е. В. Левыкиным; Ю. П. Коро-таевым и Е. В. Левыкиным — § Ъ гл. I, гл. VI, IX, XII и XIII; В. М. Зай­цевым — гл. IV; В. А. Сахаровым — гл. VII; И. И. Дунюшкиным — гл." XI.


Л 2504030300—184 Л ЛЛ

Р 279-88

043(01)—88

Издательство «Недра», 1988

ISBN 5-247-00299-7

§ I. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ В ПЛАСТАХ НЕФТИ, ВОДЫ И ГАЗА
К основным коллекторам нефти и газа относятся пористые оса­дочные породы — пески, песчаники, кавернозные и трещинова­тые известняки, доломиты и другие, которые в земной коре вместе с окружающими их плотными породами образуют складки (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 частях структур. Нефтяные и газовые залежи обычно подстила­ются пластовой водой (подошвенной или краевой). В зо­нах залегания углеводородов поровое пространство частично также занято водой, оставшейся в породах под влиянием ка­пиллярных и поверхностных сил в виде пленок на гидрофильных участках минералов, в тонких капиллярах и в местах кон­тактов зерен. Эту воду принято называть остаточной (свя­занной, погребенной, реликтовой). Встречаются залежи с со­держанием остаточной воды от 2—3 до 65—70 %, в большин­стве же случаев она занимает 15—25;%, объема пор породы. Содержание ее увеличивается с ростом глинистости пород.

К простейшей структурной ловушке относится антикли­нальная складка (рис. 1.1). Водонефтяной и газонефтяной кон­такты 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 этой 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 дав­ления не справедлив упомянутый гидростатический закон. Иногда оно оказывается аномально высоким и может в 1,5— 2 раза превышать давление, соответствующее гидростатиче­скому, а может быть и ниже последнего.

В начальных условиях в газовой залежи пластовое давле­ние в различных точках пласта отличается незначительно,

Глава I

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД НЕФТЕГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ



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

Рпр. пл. і = Рі + *іржЈ; рпр. пл. 2 = р2 + *2ржЈ, (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 oz и бокового горного давления ох,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

аг = рЈЯ = 2470-9,81Я, (1.2)

где Н— глубина залегания пласта, м.

Боковое горное давление ах, у (если оно равномерно рас­пределено) на небольших глубинах составляет часть верти­кального давления:

oXty = na2t (1.3)

где п — коэффициент бокового распора:

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.

n = v/(i—V), (1.4) V коэффициент Пауссона


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:

0* ^(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-глинистых 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
оэ = аг—рал, (1.6)
где рпл 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 дав-6 лений 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.
§ 2. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ТЕРРИГЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД

Пористая среда пласта, аккумулирующая углеводороды, харак­теризуется коллекторскими свойствами, с учетом которых определяют наряду с запасами нефти и газа промышленную цен­ность залежи и продуктивность скважин. Основные коллектор-ские свойства — гранулометрический состав, пористость, про­ницаемость, удельная поверхность, сжимаемость пор породы при изменении давления.

Гранулометрический состав (ГС)— содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в %, от массы или количества зерен исследованного образца. Опре­деляют его только в случае сыпучих и слабосцементированных пород с помощью ситового и седиментационного анализа. От­мытая от нефти и высушенная порода распределяется по раз­мерам с помощью набора сит. Наиболее мелкая фракция (d^0,05 мм) разделяется седиментацией в жидкости. Скорость осаждения частиц, которая зависит от размера, можно опреде­лить по формуле Стокса и другими методами.

1 При сжатии и нагреве углеводородов может быть достигнуто такое их состояние, когда свойства жидкой и газовой фаз становятся одинаково интенсивными. Давление и температура, соответствующие этому состоянию, называются критическими. В критической точке средняя кинетическая энер­гия молекул вещества становится равной потенциальной энергии их притя­жения.

Нефтегазовые коллекторы слагаются в основном частицами, размер которых составляет десятые доли миллиметра. Грану­лометрический состав позволяет судить о некоторых условиях генезиса пород в период их возникновения. Например, в при­брежной зоне древнего водоема отлагались более крупные ча­стицы, чем в более удаленных. Гранулометрический состав песков используют при расчете промывок песчаных пробок, при выборе фильтров для борьбы с поступлением песка в скважины из рыхлых пластов.

Коэффициент пористости — отношение объема пор Упор в породе к ее объему V:

m^Vuop/V. (1.7)

В нефтяных и газовых коллекторах пористость песков колеб­лется в пределах 0,2—0,25, а песчаников — от 0,1 до 0,3. Про­мышленные притоки газа получены из коллекторов с порис­тостью менее 0,05.

Проницаемость пород — способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютной называ­ется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Обычно абсолютная проницаемость измеряется по воздуху (азоту) или по газу, чтобы избежать влияния жидкостей на структуру по-рового пространства (отложений парафина, разбухания глин в воде и т. д.). В природных условиях поры, как правило, на­сыщены двумя или тремя компонентами (фазами) одновре­менно (нефть — газ, вода — газ или вода — нефть — газ). Фа­зовой или эффективной называется проницаемость, определен­ная для какого-либо одного из компонентов при содержании выпорах других сред. Отношение фазовой проницаемости к аб­солютной называется относительной проницаемостью.

Абсолютную и фазовую проницаемости кернов горных пород определяют по закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкостей и газов в пористой среде при плоскопа­раллельном потоке пропорциональна перепаду давлений и об­ратно пропорциональна динамической вязкости:

У = -^ = —(1.8)

где V — скорость линейной фильтрации; Q — объемный расход жидкости через породу; Z7 площадь фильтрации (площадь сечения образца породы); k—коэффициент пропорционально­сти, который принято называть коэффициентом проницаемости породы; — динамическая вязкость фильтрующейся фазы; Pi и р2 — соответственно давление на входе и выходе из образца породы длиной L.

В случае фильтрации газа объемный его расход Q при сред­нем давлении р по длине образца составит
Р\ + Р2

где Qo — расход газа при атмосферном давлении р<>.

Величины, входящие в формулу (1.8), имеют размерности1 [L] = m; [Л = м2; [Q]=m3/c; [р] = Н/м2; [ц] = Па.с. Тогда
в т. е. проницаемостью в 1 м2 обладает пористая среда, при фильт­рации через образец которой площадью поперечного сечения 1 м2 при перепаде давления 1 Па на 1 м длины расход жидко­сти вязкостью 1 Па • с составляет 1 м3

Проницаемость пород высока, если она измеряется едини­цами квадратных микрометров. Пласты многих газовых и неф­тяных месторождений сложены породами, проницаемость ко­торых изменяется в широких пределах — от десятков до не­скольких сот квадратных микрометров. Промышленные притоки газа можно получить (например, после проведения мощных гидроразрывов или крупных взрывов в пластах) при проницае­мости пород в десятые и сотые доли квадратных микрометров.

Характерная особенность коллекторов нефти и газа — высо­кая степень изменчивости всех их свойств как по площади за­легания пород, так и по вертикали по законам случайных ве­личин (случайных функций). Часто проницаемость пород уменьшается от свода структуры к крыльям, а вдоль напласто­вания обычно превышает поперечную. При ориентированных системах трещин проницаемость пород вдоль их направления оказывается повышенной.

Фазовые и относительные проницаемости пород в основном определяются степенью насыщенности порового пространства различными жидкостями и газом. На рис. 1.2 и 1.3 приведены экспериментальные кривые зависимости относительных прони-цаемостей песков от водонасыщенности пор для случая совме­стных потоков нефти и воды, газа и воды. Эти зависимости широко используют на практике для расчетов дебитов скважин и многих других показателей процесса фильтрации многофазо­вых систем в реальных коллекторах.

Закономерности изменения относительных проницаемостей от степени насыщенности пор различными фазами позволяют сделать некоторые рекомендации о целесообразных условиях выбора ряда технологических процессов разработки нефтяных и газовых месторождений, вскрытия пластов и т. д. Например, из рис. 1.2 и 1.3 следует, что необходимо не допускать проник­новения в пласт в процессе его вскрытия водных фильтратов бурового раствора, которые повышают насыщенность породы во­дой, сокращая фазовую проницаемость по нефти. Во время вы­бора агента (воды или газа) для нагнетания в пласт при пло­щадном воздействии на энергетически истощенных залежах следует также учитывать степень насыщенности пор нефтью, водой и газом. Если водонасыщенность значительная (0,5—0,6), то нагнетание воды в нефтяной пласт не дает эффекта в связи с очень высокой относительной (и фазовой) проницаемостью пород для воды. В этом случае следует нагнетать в пласт газ.

По опытным данным при трехфазном потоке все фазы могут быть в движении в пределах насыщенности песка (в %): неф­тью — от 23 до 50, водой — от 33 до 64 и газом — от 14 до 30.

I

I 80 I

1

I

Удельная поверхность — отношение общей поверх­ности открытых поровых каналов к объему породы. Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квад­ратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверх­ность превышает 20 000 м23). Вследствие этого в виде пленоч­ной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.

Приближенно удельную поверхность определяют по грану­лометрическому составу, по проницаемости и пористости пород с использованием формул типа Козена — Кармана:
sya = Л —■ (1-9)

где 5Уд — удельная поверхность; т — пористость; k— прони­цаемость; Т—извилистость поровых каналов (отношение сред­нестатистической длины каналов к длине керна) можно опре­делить электрометрическим способом по сопротивлению элект­ролита в керне и сопротивлению его столба такой же длины, как керн в свободном виде, значение Т достигает 5—6; не­структурный коэффициент, учитывающий отклонение геомет­рии поровых каналов от цилиндрической формы (для зерни­стых пород = 0,5035/т1'1, где m—пористость в долях еди­ницы).

1 Трещинную пустотность в нефтепромысловой литературе часто назы­вают трещинной пористостью.

11

ю

о

20 W Б0 SO W0 Вадонасьтввтсть\ %

Рис. 1.3. Зависимость относительной проницаемости песка для газа и во­ды от насыщенности пор водой

Более точные методы основаны на измерении адсорбции различных веществ на поверхности пор, а также скорости фильтрации разреженных газов через образцы породы.
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   35


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации