17. Неоднородность нефтегазовых пластов; структурно-литологическая и фазовая неоднородность пласта.
Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности макронеоднородность и микронеоднородность.
Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.
Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).
По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов обычно в разном количестве на различных участках залежей вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.
По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.
Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным.
Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.
Изучение микронеоднородности позволяет:
· определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;
· прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом;
· оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.
Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же пласта так же не всегда остаются постоянными. Изменение свойств нефти зависит, в основном, от глубины залегания пласта. В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевыми водами, плотность нефти и количество смол увеличиваются с глубиной залегания. Плотность нефти увеличивается от свода к крыльям залежи. В сводовой части залежи всегда больше газа. Ближе к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что увеличивает плотность нефти в приконтурных зонах.
Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объёма нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объёмный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.
Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно на 2 %, чем в крыльях. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях.
Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения светового потока (колориметрические свойства нефти) зависят от содержания асфальто-смолистых веществ. Вместе с изменением содержания последних, в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее параметров. Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин, оценивать продуктивность отдельных пропластков
18. Волновые процессы в нефтегазовых пластах; параметры, влияющие на эффективность передачи волновой энергии.
Под влиянием вибраторов, работающих в скважине, в пласте распространяются продольные и поперечные упругие волны. Первый вид волн характеризуется продольным распространением в несцементированной породе и жидкой среде деформации попеременно объемного сжатия и растяжения. В твердых телах вибраторы вызывают поперечные деформации сдвига - в виде поперечных упругих волн.
Несцементированные пески обладают слабым внутренним трением и оказывают небольшое сопротивление сдвиговым усилиям. Поэтому в них, как и в жидкой среде, возникают только продольные волны. Скорость распространения упругих волн практически не зависит от их частоты. С ростом модуля Юнга Е скорости продольных и поперечных волн увеличиваются. Возрастание коэффициента Пуассона сопровождается ростом скорости продольных волн и уменьшением скорости поперечных. Поэтому скорость упругих волн в пористых породах значительно меньше, чем в плотных. Интенсивность упругих волн по мере их распространения в пласте уменьшается вследствие рассеивания их энергии в разных направлениях в зонах неоднородного строения и расхода на преодоление сил трения частиц в процессе деформации пород.
Амплитуда упругих колебаний А=А0е-Θх, где А-текущая амплитуда колебаний, А0-начальная амплитуда колебаний, Θ-коэффициент поглощения, расстояние от источника излучения.
Коэффициент поглощения зависит от упругих характеристик породы и частоты колебаний. С увеличением пористости пород Θ возрастает.
Произведение плотности пород на скорость упругой волны принято называть удельным волновым сопротивлением z = ρν (удельным акустическим импедансом). Эта величина связана со способностью материала горных пород отражать и преломлять упругие волны.
Отражение и преломление волн при возбуждении колебательных процессов в скважинах наблюдаются при переходе упругой волны из жидкой среды, заполняющей скважину, в пласт и далее на границах пористых сред с различными акустическими свойствами. Коэффициентом отражения принято называть отношение Кот≈ Эо/Эп, где Эп и Э0 - соответственно энергия падающей и отраженной волн. С увеличением разницы в волновых сопротивлениях двух сред z1 и z2 возрастает в коэффициент отражения
Кот={(z1-z2)/(z1+z2)}2
Волновые свойства нефтегазовых пластов.
Упругие колебания – процесс распространения в породе знакопеременных упругих деформаций.
v2×Ñ2U=d2U/dt2,
где v – скорость распространения упругих колебаний,
U – упругое смещение.
По частоте упругие колебания подразделяются на:
· инфразвуковые до 20Гц;
· гиперзвуковые > 1010Гц;
· звуковые от 20 до 20000 Гц;
· ультразвуковые >20000Гц;
Эти колебания, как и сейсмический диапазон частот, используются в нефтегазовом деле.
Сейсмические колебания быстро затухают, но распространяются на длительное расстояние от центра.
Деформации бывают продольные поперечные и сдвиговые, в соответствии с этим, волны делятся на:
продольные – характеризуются продольными деформациями попеременного сжатия и растяжения (свойственны газу, воде, нефти и др.)
поперечные – связаны с деформацией сдвига (характерны для твёрдой фазы, т.к. для жидкостей и газов сопротивления сдвигу не существует).
Оба типа волн распространяются по всему объёму пласта и поэтому называются объёмными.
Кроме объёмных волн, существуют волны, связанные с поверхностями раздела – это поверхностные волны. В них движения частиц происходят неравномерно и по разным направлениям.
Если движение происходит в горизонтальной плоскости, то образуются волны, именуемые волнами Лява. Эти поверхностные волны присущи только для твёрдых тел.
Для горных пород, если известны коэффициенты, такие как модуль Юнга и коэффициент Пуассона: vр=Ö3(1-n)/(b×d×(1+n)) - (продольные)
где b - коэффициент сжимаемости,
d - плотность
vS=Ö3(1-2×n)/(2×b×d×(1+n))=ÖG/d - (поперечные)
где G – модуль сдвига, d - плотность.
Скорость распространения волны зависит от упругих ссвойств пласта.
Параметры зависимости скорости распространения упругих волн:
Коэффициент пористости (посмотреть через зависимость упругих свойств от пористости)
Зависимость от минерального состава
На скорости в таких породах, как песчаник, известняк и т.п., оказывает влияние пористость, а не минералы.
Интервальное время – время, в течение которого волна проходит определённый интервал. Оно выражается следующим образом:
t=1/v
Важным обстоятельством является то, что скорость распространения волны не зависит от частоты. Но от частоты зависят затухания волны (амплитуда со временем затухает по мере удаления от источника).
Затухание обусловлено:
· Поглощением части волновой энергии породой и трансформацией этой энергии в тепло;
· Рассеянием акустической энергии на элементах фрагментарности (границах зёрен, порах) в различных направлениях.
Для продольных и поперечных волн зависимости от характера насыщения различны и претерпевают инверсию.
Это происходит по следующим причинам:
· Проникновение продольных и поперечных волн в пласт различно;
· Содержание глины в пласте оказывает существенную роль;
· С ростом коэффициента глинистости растёт коэффициент поглощения.
· Влияет трещиноватость.
Вывод: поперечные волны более чувствительны к неоднородности пласта.
Слоистое строение нефтегазового пласта приводит к различию скоростей упругих волн при прохождении вдоль и поперёк пласта, причём vII>v^ .
Также оказывают влияние такие факторы как:
Размер зёрен (чем больше объём, тем выше соотношение d60/d10, тем ниже скорость; для тонкозернистых пород скорость выше)
Рыхлые породы практически слабо оказывают сопротивление сдвигу vр>vs.
Вид пористости: гранулярные, трещинные или трещинно-кавернозные.
Пласт, на который производят воздействие имеет собственные частоты, которые имеют минимальные коэффициенты поглощения.
На частотах w: 7, 12, 15, 25 Гц – возникает эффективная энергия воздействия на пласт. Эта энергия передаётся на километры.
Если энергия передаётся с поверхности, то, подбирая коэффициенты поглощения q(w), можно подобрать минимальную потерю энергии.