Коллекторские свойства пластов

Пористость, образуемая сообщающимися порами, называется откры­той. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости.

Открытая пористость – совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость – совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количествен­ного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы.

Одним из показателей вертикальной неоднородности пласта является коэффициент расчлененности.

Коэффициент расчлененности – это отношение числа прослоев коллек­торов продуктивного пласта, суммированного по всем скважинам в границах залежи к общему числу скважин.

Коэффициент песчанистости – это отношение эффективной толщины продуктивного пласта к его общей толщине.

Коэффициент нефтенасыщенности – это отношение объема нефти, содержащейся в порах (пустотах) пласта, к общему объему всех пор (пустот) нефтеносного пласта в пластовых условиях. В нижеприведенных таблицах он рассчитан для чистонефтяной зоны и для водонефтяной зоны.

Проницаемость – это фильтрационное свойство коллектора, характе­ризующее его способность пропускать нефть, газ и воду.

Насыщенность пор флюидами – заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

Смачиваемость – способность породы смачиваться жидкостью. В не­фтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти также выделяются

смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.

Пьезопроводность – способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное экс­плуатацией пласта, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности.

Пластовая температура по продуктивным пластам Западной Сибири зависит от глубины залегания пласта и увеличивается примерно на 3 гра­дуса на каждые 100 м.

Продуктивные пласты Талаканского и Алинского месторождений Вос­точной Сибири имеют аномально низкие температуры: 10–17 градусов.

Пластовое давление – давление жидкости или газа, насыщающих пласт. При отсутствии движения давление в жидкости или газе подчиняется зако­нам гидростатики. Вследствие этого сведения о величине пластового дав­ления должны включать данные о глубине, на которой произведен замер.

Давление, измеренное в первой разведочной скважине, вскрывшей залежь, называется начальным пластовым давлением. Измеряют давление глубинным манометром на уровне середины вскрытого интервала пласта.

После пуска скважины в опытную эксплуатацию и вскрытия залежи последующими разведочными скважинами в пласте происходят снижение и перераспределение давления, вызываемые отбором жидкости и появле­нием новых точек стока.

Если при опытной эксплуатации скважин наблюдается быстрое падение давления, то это означает, что промышленные запасы нефти или газа ограниче­ны. Медленное падение давления, особенно при значительном отборе из пласта продукции, является признаком, по которому можно судить о значительных запасах минерального сырья в открытой нефтяной или газовой залежи.

Значительное число нефтяных и газовых залежей приурочено к пласту, образующему региональную гидродинамическую систему. В таких залежах давление определяется статическим напором краевых вод и равно или близко по значению гидростатическому давлению.

Пласт ЮС0 в районах наличия промышленных притоков обладает ано­мально высоким пластовым давлением. Максимальное замеренное пла­стовое давление при разведочном бурении отмечено на скважине 3305П Ульяновского месторождения – 52,7 МПа.

Продуктивные пласты на месторождениях Восточной Сибири на тер­ритории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» характеризуются давлением ниже гидростатического.

Виды залежей

Ловушками нефти и газа называют природные резервуары, в кото­рых создаются условия для скопления этих флюидов. Залежью назы­вают естественное скопление нефти, газа, газоконденсата в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород. Совокупность залежей нефти, газа, газоконденсата в пределах

одной площади называют месторождением. Месторождения, состоящие из одной залежи, называют однозалежными, а из нескольких – много­залежными.

Газ, нефть, вода в пределах ловушки распределяются под дей­ствием гравитационных сил в зависимости от их плотности. Газ, как наиболее легкий флюид, размещается в верхней части ловушки или залежи над нефтью, внизу под нефтью скапливается вода. Скопление природного газа, находящегося при начальных пластовых условиях в газообразном фазовом состоянии над нефтяной частью залежи в наи­более приподнятых зонах структуры, называется газовой шапкой. Если газовая шапка большая, а скопление нефти – небольшое, его называют нефтяной оторочкой.

На территории работ ОАО «Сургутнефтегаз» ведется отбор горючего природного газа из газовой залежи пласта ПК1 на Верхненадымском ме­сторождении и попутного газа из газовых шапок Яунлорского, Дунаевского, Федоровского, Лянторского, Быстринского, Вачимского, Комарьинского и Талаканского нефтегазоконденсатных месторождений, Алинского и Ват-лорского газонефтяных месторождений. Также ведутся отборы попутного

растворенного газа по всем нефтяным месторождениям. Различают следующие типы залежей: – пластовые; – массивные; – литологически ограниченные.

Среди пластовых выделяют:

а) пластовые сводовые;

б) стратиграфически экранированные;

в) тектонически экранированные;

г) литологически экранированные.

Пластовая сводовая залежь – это залежь, приуроченная к резервуа­ру пластового типа, т.е. ограниченному в кровле и подошве практически непроницаемыми породами и изогнутому в форме свода, которая под­пирается водой.

Пластовая стратиграфически экранированная залежь ограничена непроницаемыми породами по поверхности стратиграфического не­согласия.

Пластовой тектонически экранированной залежью называют залежь в пласте, ограниченном вверху по его наклону разрывом, приводящим пласт в соприкосновение со слабопроницаемыми породами.

Пластовая литологически экранированная залежь приурочена к ло­вушке, обусловленной выклиниванием пласта-коллектора или ухудшением его коллекторских свойств вверх по восстанию.

Массивные залежи – это скопления углеводородов в ловушке, об­разованной мощным выступом однородных или различных по составу, но проницаемых для нефти (газа) пород, чаще карбонатных; в кровле такие залежи ограничиваются непроницаемыми породами, а в подошве – водой, заполняющей большую часть природного резервуара; при этом водонеф-тяной или газоводяной контакт сечет массив по всей площади залежи не­зависимо от характера напластования пород.

Литологически ограниченные залежи – это скопления нефти (газа) в резервуаре неправильной формы, ограниченном со всех сторон слабо­проницаемыми породами; вода, подстилающая такую залежь, не имеет гидростатического напора.