Фізичні властивості пластових вод нафти і газу

Пластові води. У порах породи містяться в основному вільна і зв'язана вода (міцнозв'язана і рихлозв'язана). Густина міцнозв'язаної води набагато вища щільності вільної води і досягає 1,74×10³ кг/м³. Температура замерзання її -78 °С, а за деякими даними,навіть—180°С. Міцнозв'язана вода характеризується низькими теплоємністю і діелектричною проникністю. Тиск утримання міцнозв'язаної води на поверхні твердої фази досягає 1000 МПа, а товщина шару складає 2—3 діаметри молекули води.

Неоднорідність зв'язаної води у породах обумовлена характером диференціальних залежностей енергії зв'язку. Наприклад, вода, яка адсорбується на відколах кристалів, більш міцно зв'язана, ніж вода, що адсорбується на плоских гранях. У практиці промислово-геофізичних досліджень виділяється спеціальна група вод, іменована залишковою водою, що не вилучається з пористої породи при русі в ній нафти і газу.

Води нафтових і газових родовищ (пластові води) за хімічним складом поділяються на два типи: хлоркальцієві і лужні. Основна складова хлоркальцієвих вод — це хлориди лугів; домінує хлористий натрій.

Густина дистильованої води при 4 °С прийнята за одиницю. Вище і нижче цієї температури густина води менше. Оскільки води в осадових породах містять різні солі, то їхня густина звичайно вища одиниці.

У залежності від кількості розчинених у воді солей її густина змінюється від 1×10³ до 1,26×10³ кг/м³. Зі збільшенням тиску густина води збільшується, тоді як ріст температури призводить до її зменшення. Температурний коефіцієнт розширення a_t, залежить від температури і змінюється від 6,5×10^-5 при температурі 4 - 10 ⁴С до 58×10^-5 при температурі 65—70 °С.

Коефіцієнт стисливості води у залежності від тиску і температури варіює в межах (3,7¸5,0)×10^-4 1/МПа. Зазвичай приймається значення 4-10~⁴ 1/МПа. Зі збільшенням кількості розчиненого газу коефіцієнт стисливості води збільшується:

b'_В = b_В (1 + 0,05 Q),

де: b_В — коефіцієнт стисливості чистої води; Q — кількість газу, розчиненого у воді. Густина розчину з урахуванням мінералізації (NaCl) і глибини залягання порід приведена на рисунку 7.1.

Коефіцієнт динамічної в'язкості води h визначає швидкість передачі імпульсу з одного місця потоку в інше. Коефіцієнт кінематичної в'язкості — це відношення коефіцієнта динамічної в'язкості до щільності середовища. Кінематична в'язкість являє собою коефіцієнт дифузії для швидкості.

Коефіцієнт динамічної в'язкості води при температурі 20°С дорівнює 1 мПа×с, а для пластових вод 1,6 мПа×с. Значення h_d майже не залежить від тиску, тоді як зі збільшенням температури в'язкість води знижується. Для пластових вод h_d = 0,4 мПа×c при Т = 80 °С i менш 0,2 мПа×c при Т =-100 °С.

Електричний опір водяних розчинів солей у залежності від їхньої концентрації, температури і тиску змінюється в дуже широких межах. Питомий електричний опір дистильованої води дорівнює 2×10⁵ Ом×м, тоді як для пластових вод він змінюється від 10^-2 до 10³ Ом×м. Діелектрична постійна для води дорівнює 81. Зі збільшенням температури розчинів питомий опір зменшується. При цьому зниження опору визначається концентрацією розчинених у воді солей.

Питомий електричний опір 10%-них водяних розчинів солей при збільшенні тиску від 10 до 150 МПа при Т = 20 °С змінюється в такий спосіб:

	NaCl	KCl	CaCl2	Na2SO4	MgSO4
r150/r10…..	0,972	0,956	0,856	0,920	0,857
r10, Ом×м…..	0,081	0,070	0,090	0,141	0,272

Максимальна зміна опору в залежності від тиску спостерігається для розчинів солей СаС1₂ і MgSО₄. Оскільки в пластових водах зміст NaСl складає більше 90 % від загальної кількості розчинених солей, зміна питомого опору для реальних величин пластового тиску не перевищує 5—8 %.

Поширення звуку в рідинах являє собою адіабатичний процес. У дистильованій воді при температурі 20 °С швидкість звуку дорівнює 1480 м/с. Зі збільшенням тиску і

Геотермічний градієнт (°С/км): концентрація 1 - 20; 2 - 30; 3 - 40; розчину NaС1 (у %): 4 - 1; 5 - 10; 6 – 26 ія

Рисунок 7.1. Густина розчину d на різних глибинах з урахуванням зміни гідростатичного тиску з глибиною геотермічного градієнта і мінералізації розчину.

мінералізації розчину швидкість поздовжніх хвиль збільшується. З ростом температури до 80—100 С° швидкість збільшується, а при більш високих температурах — зменшується. Оцінити Vр можна за графіками рисунку 7.2 чи за наближеним рівнянням

Vр=1410+4,21T-0,037T²+1,14c+0,18р×10^-5, (7.1)

де: Т — температура води,°C; c — концентрація солей,%; р — гідростатичний тиск, Па.

У прісній воді швидкість звуку змінюється від 1404 м/с при Т 0°C до 1534 м/с при Т =35 °С.

Як у твердих тілах, так і в рідинах унаслідок незворотного переходу звукової енергії, тобто механічної енергії упорядкованих коливань часток у тепло, відбувається поглинання звуку

або , (7.2)

де: І — інтенсивність звуку в точці х; a, — коефіцієнт поглинання звуку; А — амплітуда хвилі.

Коефіцієнт загасання, зумовлений теплопровідністю, пропорційний квадрату частоти звуку і коефіцієнту теплопровідності. Поглинання звуку в рідині викликається також порушенням рівноважного розподілу енергії по різних ступенях волі в молекулах багатоатомних газів і рідин. В останньому випадку відбувається не тільки дисипація звуку, а і дисперсія звуку, тобто спостерігається залежність швидкості звуку від частоти. Коефіцієнт поглинання у воді при в'язкому терті пропорційний квадрату частоти.

Нафта. Нафта є сумішшю рідини (С₅Н₂ ® С₁₆Н₃₄), газу (вуглеводні СН₄ ® С₄Н₃₄) і твердих речовин (С₁₇Н₃₆ ® С₁₅Н₇₂ - парафіні і церезини). Густина нафти коливається від (0,76 до 0,96)×10³ кг/м³ ( Т -20 °С) і залежить від співвідношення зазначених складових частин. Густина древніх нафт майже завжди менше густини нафт молодих родовищ.

Підвищення молекулярної маси вуглеводню позначається на збільшенні його в'язкості. Найбільшою в'язкістю володіють нафтенові вуглеводні, меншою -ароматичні, парафінові. При підвищенні тиску в'язкість зростає незначно, тоді як ріст температури призводить до істотної зміни в'язкості. Температурний коефіцієнт розширення нафти досить значний і звичайно вище для нафти низької густини. Поправка на 1 °С для нафт із густиною близько 0,76 дорівнює 0,00083, а для нафт із густиною 0,9-0,00063. Коефіцієнт стисливості нафти вище такого для пластових вод. У залежності від складових частин фаз коефіцієнт стисливості нафти b_Н = (7¸140)×10^-5 МПа^-1

h, мПа×с…….
bН ×10^5, мПа^-1..

h, мПа×с……
bН ×10^5, мПа^-1..

Зі збільшенням в'язкості стисливість зменшується. Питомий електричний опір нафт досягає 10¹⁶ Ом×м.

Шифр кривих - значення Т, ^оС

Рисунок 7.2 Залежність швидкості пружних хвиль у воді від тиску і температури (по Т.М.Булатову).

Діелектрична постійна дорівнює 2. Швидкість поширення сейсмічних хвиль в нафтах менше, ніж у воді, і змінюється від 1300 до 1400 м/с. Для Прикарпатських нафт V_Р =1384 м/с.

Зі збільшенням густини нафти на 0,01 г/см³ швидкість ультразвуку збільшується на 7 м/с. Вуглеводні гази, розчинність яких у нафті дуже значна, є причиною зміни фізичних параметрів нафти. Зі збільшенням кількості розчиненого в нафті газу V_Р знижується більш ніж на 150 м/с. Відношення коефіцієнтів поглинання нафти і води змінюється від 2 (при частоті 20 кГц) до 5,8 (при частоті 90 кГц). Коефіцієнт поглинання нафти залежить від частоти ультразвуку у квадраті і в'язкості нафт.

Природні гази. Природний газ у нафтогазових родовищах в основному складається з метану, більш важких летучих вуглеводнів і невеликої кількості азоту. Сухі гази містять 90—99 % метану (інша частина — азот). Майже всі природні гази в нормальних умовах (0,1 МПа, 20 °С) стійкі і тільки пентан легко переходить у рідкий стан. Відносна густина метану по повітрю дорівнює 0,554, ізобутану 2,006. Для сухого повітря густина дорівнює 0,00128×10³, для метану 0,000677×10³, для етану 0,00127×10³ кг/м³. Максимальна відносна густина з газоподібних компонентів нафти в гептану (3,459). Критична температура (при який газ не переходить у рідкий стан незалежно від тиску) змінюється для різних природних газів від 126,1 ДО (—147,06°С) для азоту 540,2 К (267,04°С) для гептану. Коефіцієнт термічного розширення для всіх газів дорівнює 0,003663. Швидкість поширення ультразвуку при нульовій температурі і тиску 0,1 МПа в сухому повітрі складає 332 м/с, у метані 500 м/с, в азоті 338 м/с, у вуглекислому газі 261 м/с, у кисні 316 м/с.

7.2 Фізичні властивості покладів нафти, газу та колекторів

Фізичні властивості покладів нафти, газу і порід, що вміщають, визначаються умовами й особливостями осадконакопичення, утворенням родовищ, мінеральними і механічними властивостями порід, термодинамічними умовами залягання і т.д. Найбільш вивчені на сьогодні родовища антиклінального типу, що в основному й будуть розглядатися.

На рисунку 7.3 приводиться узагальнена схема розподілу фізичних властивостей для антиклінального нафтогазового родовища, побудована за численними даним буріння і геолого-геофізичних досліджень.

І – поклад нафти і газ; ІІ – шар, що запечатує;

ІІІ – ореол вторгнення; ІV – зона розущільнення порід в склепінні структури; V – субвертикальні зони різнопружених станів порід;

VІ – опірні межі між породами з різними фізичними напруженнями; VІІ – фундамент; зі знаком "+" і "-" вказане підвищення або

пониження фізичних параметрів порід покладу по

відношенню до законтурної частини.

Рисунок 7.3 Схема розпреділення фізичних властивостей порід в межах нафтогазоносних структур платформеного типу.

Поклади нафти і газу. Фізичні властивості покладів нафти і газу насамперед визначаються відповідними властивостями порід-колекторів. Характеризуючись великою розмаїтістю, у цілому колектори підрозділяються на дві великі групи: піщано-алевритові (теригенні), представлені в основному пісковиками, алевритами, алевролітами, і карбонатні, складені тріщинними вапняками і доломітами. Піщано-алевролітові колектори мають середнє значення пористості 15—20 %. Карбонатні колектори мають меншу пористість (у середньому 10—15 %) і проникність. Кількість залишкової води в порах коливається від 5 до 65 %. Значення коефіцієнтів нафтогазонасиченості досягають 0,5—0,7 і більше.

Великий вплив на фізичні властивості порід-колекторів як карбонатних, так і теригенних роблять вторинні (епігенетичні) процеси: ущільнення, вторинна цементація, виникнення мінеральних новотворів у поровому просторі і тріщинах. Гідроокиси заліза, що утворюються при цьому, кальцит, пірит, гіпс, кварц, аутогенні глинисті мінерали погіршують колекторські властивості порід, змінюючи тим самим їхні фізичні властивості.

У той же час нафта характеризується консервуючими властивостями унаслідок чого вона загальмовує, а в ряді випадків цілком припиняє процеси аутогенного мінералоутворення, що відбувається у водонасиченій частині. У результаті цього в області покладу пористість і проникність, як правило, зберігаються високими, що приводить до значного розходження фізичних властивостей покладу і водоносної частини колектора.

Якщо нафта надходить у пастку порціями, то в області покладу може спостерігатися горизонтально шарувата зміна колекторських властивостей (погіршення зверху вниз), а отже і фізичних властивостей. Нафта і газ, відрізняючись за своїми фізичними властивостями від пластових вод колекторів, зумовлюють розбіжність у фізичних властивостях покладу і порід, що його вміщують.

Густина. Поклади нафти і газу насамперед характеризуються густиною порід-колекторів, що у свою чергу залежить від їхньої пористості і у меншій мірі від мінерального складу.

Нафта і газ сприяють зменшенню густини у межах покладу стосовно водоносної частини колектора. Відповідно до цього величина s_еф є негативною. Значення s_еф визначається двома факторами: розбіжністю густин нафти чи газу s_н.г і законтурної води s_в, що заповнює пори, а також ступенем епігенетичних перетворень колектора. Чисельне значення s`_еф, за рахунок першого фактора

, (7.3)

де: k_нг — коефіцієнт нафтогазонасичення.

При розрахунках k_п, і k_нг беруть у частках одиниці. Вважається, що для нафтових родовищ s`_еф, часто знаходиться в межах (0,05-0,10)×10³ кг/м³, а для газових родовищ – (0,05-0,15)×10³ кг/м³.

Чисельне значення s``_еф за рахунок другого фактора визначається низкою причин і може в ряді випадків істотно перевершувати s`_еф (таблиця 1).

Таблиця 7.1

Ефективна густина порід, зумовлена покладом

Родовище	Потуж-ність продук- тивних пластів, м	Вид покладу	sеф, г/см^2	Гравітацій-не поле (відносна характе-ристика)
Шебелинське		Газ	0,07	Підвищене
Північно-Ставропольське	90-135	"——"	0,16	"——"
Урицьке		"——"	0,11-0,16	"——"
Східно-Сусловське		"——"	0,18	Понижене
Первомайське		"——"	0,20	"——"
Степановське		"——"	0,12	"——"
Газлинське		"——"	0,15	Підвищене
Дмитровське		Нафта	0,05-0,08	Понижене
Жетибайське		"——"	0,05-0,08	Середнє
Анастасієвське		Газ	0,15-0,20	"——"

З глибиною зміна густини і пористості змінюється досить нерівномірно; найбільші зміни характерні для глибини 0—3 км. Як показує досвід буріння глибоких свердловин, пористість в межах покладу залишається високою, складаючи в ряді випадків 30 % (на глибинах 5—7 км і більш).

Питомий електричний опір і поляризуємість. Електричний опір покладів нафти і газу нафтогазоносних шарів може перевершувати r водоносних пластів у 100 разів і більш. Найбільш ймовірна величина, що характеризує зростання r нафтогазоносних шарів, вважається рівною 10.

Мінералізація пластових вод впливає на електричний опір покладів. Так, на родовищі нафти Сурахани для сураханської світи з концентрацією NаС1 приблизно 14 % середнє значення r у контурі покладу дорівнює 6,2 Ом×м, середнє значення r для водоносної частини складає 1,2 Ом×м.

Вплив термодинамічних умов залягання проявляється головним чином через зміну електричних властивостей флюїду, що насичує. У загальному випадку збільшення всебічного тиску веде до зростання опору, а збільшення температури — до зменшення його, тому що підвищується провідність флюїду. У цілому електричний опір майже усіх видів порід із глибиною зменшується, оскільки вплив температури превалює над впливом тиску.

Для оцінки загального ефекту покладів продуктивна товща розглядається як єдиний електричний масив. При такому підході розходження в опорах нафтогазоносних і водоносних ділянок складає в середньому у 2—3 рази, хоча в окремих випадках воно досягає 5. При малій потужності покладу (20—50 м) різниця складає не більш 30—50 %. Опір газових покладів трохи вище опору нафтових. Величина цих аномалій у більшості випадків складає перші десятки відсотків стосовно законтурної області.

Родовища нафти і газу характеризуються підвищеної поляризуємістю порід як в області покладу, так і вище її. Це зумовлено наявністю піриту, що утворився завдяки складним взаємодіям покладів нафти і газу з породами, що вміщають. Вміст піриту в окремих шарах ряду родовищ (Радченківське) досягає 10—20 % від об'єму породи.

Поляризуемость порід h у контурі покладу може збільшуватися у порівнянні з законтурною частиною до 5—7 разів. Для непродуктивних структур збільшення h в області склепіння не спостерігається. Відзначено, що для нафтових родовищ коефіцієнти h вище, ніж для газових (таблиця 7.2).

Таблиця 7.2

Поляризуємість порід для ряду родовищ нафти і газу і непродуктивних структур

Родовище, площа	Вид покладу	hmах, %	Величина аномалії h,%
в контурі покладу	за кон-туром покладу
Газлі	Газ	3,5—7,3	1-1,5	250—390
Узінь	Газ, нафта	3,1	1—1,5	140—210
Північно-Ставропіль- ськое	Газ	3,0—6,4	1,8	180—260
Кен кия к	Нафта	12,8—15,4	1,5—2	670—750
Кумсай	»	5,0—6,4	8,5—3,5	80—100
Кокжиде	»	7,1—7,4	1,5—2	300—370
Мортук	»	3,2	1,5
Карасязь	Рясні нафтопрояви при бурінні	4—5	1,5	170—230
Таспас	Непродуктивна; при бурінні відмі-чались газопрояви	1,7	1,5
Беке	Так само	1,5	1,5	—
Каракир	Непродуктивна	1,0		—
Кожасай	Нерозведена бурінням	5,1

Швидкість і поглинання поздовжніх сейсмічних хвиль. Нафта і газ впливають на швидкість і поглинання хвиль при проходженні їх через поклад, хоча величина цього впливу достеменно не встановлена. Дані досліджень на низці родовищ V_Р i a в умовах природного залягання нафтогазоносних і водоносних шарів показали, що швидкість у нафтогазових відкладaх V_Рнг зменшується в порівнянні зі швидкістю у водоносній частині V_Рв у середньому на 0,5 км/с, чи на 15—25 %.

В окремих випадках зменшення V_Рнг може досягати 1 км/с і більше, чи на 30—35 %. Коефіцієнт a, що доцільніше називати ефективним, оскільки він характеризує дію багатьох факторів, збільшується в 10 разів і більше. Середні значення a_в у водоносній частині складають перші одиниці 10^-3 м^-1, тоді як значення a_нг у нафтогазових покладах досягає великих значень. Спостереження на штучних газосховищах показали збільшення поглинання в кілька десятків разів.

Наявність поглинання хвиль веде до дисперсії швидкостей, тобто їхньої залежності від частоти. Теоретичні розрахунки показують, що дисперсія V_Р для нафтогазових покладів звичайно складає кілька відсотків.

Велике значення мають термодинамічні умови залягання нафти і газу. З підвищенням температури V_Р зменшується, причому найбільше яскраво в нафтонасичених породах (до 30% і більше) у порівнянні з газо- і водонасиченими. Збільшення тиску (глибини), навпаки, веде до підвищення V_Р.

Магнітна сприйнятливість. Нафта є діамагнетиком. Її магнітна сприйнятливість приблизно дорівнює (-1)×10^-5 од. СІ. У залежності від густини і складу магнітна сприйнятливість нафти може трохи змінюватися. У пластових умовах нафта може характеризуватися навіть слабкими парамагнітними властивостями, що зумовлено молекулярними властивостями органічних компонентів і залізом та його окислами і підвищеною концентрацією цих з'єднань.

Магнітні властивості газу невідомі. За аналогією з іншими газами можна припустити, що значення c газу має порядок 1×10^-5 од. СІ.

Магнітні аномалії від покладів зв'язуються з розбіжністю магнітної сприйнятливості вуглеводнів і законтурних вод, а також порід колектора в області покладу і поза ним. Виконані розрахунки показують, що магнітні аномалії від покладів невеликі.

В області контакту покладів нафти і газу утворюється шар, який немов запечатує поклад. Густина порід тут збільшується на (0,2—0,4)×10³ кг/м³, іноді на 0,6×10³ кг/м³ у порівнянні з областю покладу.

Ореол вторгнення (зона АВПТ). Поява ореола вторгнення (див. рисунок З) чи виникнення аномально високого пластового тиску (АВПТ, тобто тиску, що перевищує на 10—20 % нормальний гідростатичний тиск) супроводжується збільшенням пористості глинистих порід-покришок.

Фізичні властивості глинистих порід в ореолі вторгнення змінюються наступним чином: збільшується пористість, зменшується густина, підвищується бітумо- і газонасиченість. Швидкість сейсмічних хвиль зменшується. Електричний опір може зменшуватися, але може і збільшуватися. У локальних глинистих перекриттях усередині самого покладу також спостерігається зміна фізичних властивостей порід, аналогічні зміни цих властивостей у глинистій товщі покришки.

Максимальні аномалії фізичних властивостей характерні для ділянки структури в межах склепіння; йому відповідає і найбільше розущільнення глинистих порід у порівнянні з позапокладними ділянками.

Вплив покладу з АВПТ спостерігається не тільки в межах глинистих товщ-покришок, які перекривають, і глинистих прошарків усередині покладу, але також і в колекторах самого покладу, з чим пов'язане збільшення їхньої пористості. У цілому характер впливу АВПТ на фізичні властивості глинистих порід неоднаковий у різних районах і залежить від ряду особливостей, у тому числі від мінералогічного складу і віку глин, швидкості осадконакопичення, геотермічної ситуації.

Дата добавления: 2015-07-12