Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 [ 3 ] 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

Резервуары, рассматриваемые в настоящем разделе, находятся в реальном равновесии с гидростатическим столбом, равным глубине залегания резервуара, и имеют давление, соответствующее этому гидростатическому напору. Если же давление в подземном резервуаре отклоняется от нормы в ту или иную сторону на десятки атмосфер, то нефтеносный коллектор должен быть запечатан со всех сторон породами, эффективная проницаемость которых равна нулю. Однако, если утечке нефти или газа в вертикальном направлении до ввода месторождения в эксплуатацию препятствует только давление вытеснения, то видимое отсутствие реального поступления воды в нижезалегающий нефтяной резервуар, после того как пластовое давление упало в нем вследствие отбора углеводородных: жидкостей, налагает условие весьма низкой проницаемости для жидкости в защитной покрышке.

2 Редким исключением из этого общего правила является, повидимому, песчаник Вилькокс в месторождении Оклахома-Сити.

щины разлома в глинистых сланцах сравнительно редки, хотя в исклн>чительном случае глинистые сланцы могут быть разбиты трещинами и служить нефтяными резервуарами.

Следует отметить, что защитные покрышки для нефтяных подземных резервуаров обычно не являются полностью непроницаемыми барьерами для течения жидкости, да в этом и не встречается надобности. В большинстве своем защитные покрышки обычно представлены породами, имеющими очень тонкую зернистость и малый размер пор, заполненных водой.

Проницаемость этих пород может быть очень низка по сравнению с промышленными продуктивными нефтяными коллекторами, но она отлична, строго говоря, от нуля Механизм, благодаря которому покрышки защищают залегающие в пластах нефть и газ от вертикальной фильтрации, объясняется сопротивлением течению в капилляре на разделе двух фаз, т. е. на контакте между нефтеносным коллектором и перекрывающей породой, насыщенной водой. Это сопротивление определяется «давлением вытеснения». Величина последнего рассчитывается из перепада давления, необходимого, чтобы заставить несмачи-вающую жидкость войти в пористую среду, насыщенную смачивающей ее жидкостью.

Все породы, связанные с нефтяными подземными резервуарами, предпочтительнее смачиваются водой . В таких породах нефть и газ являются несмачивающими жидкостями. Помимо влияния краевого угла, давление вытеснения прямо пропорционально поверхностному натяжению на разделе двух фаз - между смачивающей и несмачивающей жидкостью - и обратно пропорционально максимальному радиусу пор породы, содержащей смачивающую жидкость. Вследствие крайне малых радиусов пор эффективной защитной покрышки капиллярное давление в них, т. е. «давление вытеснения», может успешно препятствовать поступлению в эту покрышку нефти или газа. Как указывалось раньше, сила, стремящаяся создать такое поступление, в значительной мере обязана «пловучим» свойствам масс

нефти и газа под гидростатическим давлением К Порядок ее величины будет определяться произведением из мощности зоны, насыщенной нефтью или газом, умноженной на разность в плотностях между пластовой водой и углеводородной жидкостью. Лабораторные опыты показывают, что давления вытеснения в таких тонкозернистых породах, из которых сложены обычные перекрывающие защитные породы, превосходят силу «пловучести».

Присутствующие в примыкающей сверху к нефтяному коллектору породе трещины могут иметь такое низкое значение «давления вытеснения», что последнее допустит непосредственное просачивание нефти и газа по трещинам. Однако гидрофильный материал стенок трещин может все же препятствовать широкому распространению нефти или газа в основную массу защитной покрышки. Если же последняя перекрыта в свою очередь другой, плотной, не имеющей трещин породой, то утечка нефти и газа через трещину может быть прекращена за исключением только потерянного объема жидкости, необходимого для пропитки самой трещины. Если нефтяной резервуар практически закрыт для массовой утечки из него жидкости, остается теоретическая возможность потери из него нефти и газа путем диффузии. Если нефтяная или газовая фаза находится в непосредственном контакте с другой жидкостью, возникает градиент концентрации по направлению от первой жидкости к последней, что поведет к молекулярному переносу в направлении низклзй концентрации.

Время, истекшее за геологические эпохи, прошедшие с образования нефтяной залежи, - миллионы лет - будет достаточным для активности таких процессов. Однако вследствие низкой растворимости нефти в воде крайне сомнительно, чтобы диффузия нефти подействовала в такой степени, что произошло бы заметное истощение естественного нефтяного резервуара. Все же нельзя обойти молчанием диффузию газа через насыщенные водою пористые горизонты. Явным подтверждением происходящей диффузии являются результаты научно обоснованных геохимических методов разведки на нефть, при которых определяется просачивание углеводородов через всю налегающую толщу пород до дневной поверхности. Не злоупотребляя оценкой этого вида доказательств, следует заметить, что во многих нефтяных месторождениях была встречена нефть, в значительной степени недо-насыщенная газом . Такие наблюдения косвенно указывают на

1 Капиллярные силы на разделе двух фаз - воды и нефти - уравновешивают силу «пловучести» в пределах самой зоны нефтенасыщения. Тем не менее эта сила пловучести воздействует на залегающую поверх нефтяного коллектора защитную среду, если последняя полностью насыщена водой.

2 Во многих нефтяных месторождениях штата Канзас с нефтью добывается так мало газа, что добытую нефть рассматривают как совершенно «мертвую». В месторождении Смите Миллс, Кентукки, анализ образцов нефти, взятых с забоя скважины, показал, что содержание растворенного газа в них составляет 0,4 м/т, хотя давление при взятии образцов было 58 ат.

потерю первоначально содержавшегося в нефти газа путем диффузии. Однако они не могут явно подтвердить принятой гипотезы о существовании диффузии, пока не известно, был ли подземный резервуар полностью насыщен газом ко времени первоначального нефтенакопления и что в период, последующий за накоплением, резервуар не подвергся более глубокому захоронению.

Во многих подземных резервуарах были встречены скопления свободного газа, залегавшие над зоной нефтенасыщения к моменту ее вскрытия. В таких резервуарах потери от диффузии должны были, очевидно, иметь весьма ограниченное значение. Вполне понятно, что, пока не будут собраны более полные сведения по этому вопросу, можно рассматривать потерю газа из резервуара путем направленной вверх диффузии как определенно возможную в целом и, быть может, вероятную в отдельных случаях. Однако с точки зрения поведения резервуара в процессе разработки не имеет большого значения, какое количество газа было утеряно из него со времени образования нефтяной залежи. Для интерпретации и проектирования будущего режима работы резервуара достаточно знать содержание в нем свободного и растворенного газа ко времени открытия месторождения и при его эксплуатации.

1.5. Классификация нефтяных резервуаров по структурному признаку. Классификация нефтяных резервуаров является весьма произвольной. До сих пор нет единой системы, которая могла бы соединить все воззрения, относящиеся к процессу их разработки, окончательному физическому состоянию и поведению в процессе разработки.

Главной целью настоящей работы является обеспечить знание основ - физических принципов и методов для интерпретации и проектирования будущего поведения резервуара по геолого-промысловым данным. Разнообразие возможных условий образования нефтяных резервуаров и структур служит основой для следующей их классификации:

а) резервуары, закрытые местной деформацией слоев;

б) резервуары, закрытые породами с изменившейся проницаемостью;

в) резервуары, закрытые комплексом из складчатости, при отсутствии соответствующей проницаемости;

г) резервуары, закрытые комплексом из сбросов, при отсутствии соответствующей проницаемости.

Наиболее обычный тип структур подземного нефтяного резервуара относится к подклассу «а», где местная деформация представлена простым складкообразованием в замкнутые антиклинали или купола.

Резервуары, которые образованы изменившейся проницаемостью породы, встречаются в большом разнообразии форм. Они составляют класс так называемых «стратиграфических»