5.Упругие св-ва г.П.

Упругие св-ва г.п.: на состояние пласта, режим его работы, существенной влияние могут оказывать упргость коллектора и содержащиеся в нем флюиды. Если пластовое давление падает, то Н. и В. в пласте расширяются, а поровые каналы сужаются, в следствии того, что внешнее давление на пласт остается постоянным, а внутреннее уменьшается.

Упругость ж-тей и г.п. не значительна, однако при больших значениях водонапорных систем и больших Р_пл в результате расширения ж-тей и уменьшения V_пор из пласта в скважины вытесняется достаточно большое кол-во нефти.

Поэтому при проектировании и разр-ки Н. пластов приходится учитывать энергию, возникающую за счет появления упругих свойств пласта и насыщающих пласт флюидов.

Упругую эн. г.п. принято хар-ть коэф-ми сжимаемости. Различают три коэф-та сжимаемости пород:

4. коэф-нт сжимаемости пласта (образца), который определяется опытным путем с последующим расчетом по формуле:

(1)

β₀ - коэф-нт сжимаемости образца, β₀ → Па^-1

V₀ – начальный объем пл. образца, м³

∆V₀ – изменение объема г.п. при изменении давления ∆Р

« - » условный знак, следовательно что речь идет об условной сжимаемости.

5. коэф-нт сжимаемости пор, который определяется по формуле:

(2)

β_n - коэф-нт сжимаемости пор образца породы

V_n – начальный объем порового пространства

∆V_n – изменение объема пор при изменении давления ∆Р на единицу

6. коэф-нт сжимаемости поровой среды:

(3)

Из трех приведенных коэф-ов наиболее значащее получил β_с , который хар-ет уменьшение объема порового пространства в ед. объема породы при изменении давления ∆Р → 0,1 МПа

Пределы изменения указанных коэф-ов сжимаемости.

Коэф-нт сжимаемости Па-1	Пределы изменения
β0	0,3...2 · 10-10
βn	1,5...7 · 10-10
βс	0,2...9 · 10-10

Решая уравнения (2) и (3) относительно ∆Р получаем следующую связь между β_с и β_n :

β_с = m · β_n (4)

В нефтепромысловой практике очень часто используют коэф-нт упругоемкости пласта:

β^* = m · β_ж + β_с (5)

β^* - коэф-нт упругоемкости пласта, Па^-1

m – коэф-нт пористости

β_ж – коэф-нт сжимаемости жидкости, Па^-1

В пластовых условиях коллекторские свойства пород в следствии их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности, например, при давлении 15 МПа пористость песчаника уменьшается на 20%, плотных аргиллитов на 6%, а коэф-ты проницаемости для различных пород от 10 до 40 %.

Упругие свойства гп и жидкостей влияют на процессы перераспределения давления в пласте во время эксплуатации месторождения.

При известных упругих свойств пласта и жидкости судят о проницаемости, гидропроводности, продуктивности скважин и др. параметров пласта.

8

μ – вязкость

L – длина капилляра

Сжимаемость нефти

Нефть обладает упругостью. Упругие св-ва нефти оцениваются коэф-ом сжимаемости нефти. Под сжимаемостью нефти понимается способность ж-ти изменять свой объем под действием давления:

β_н = (1)

β_н – коэф-нт сжимаемости нефти, МПа^-1-

V_н – исходный объем нефти, м³

∆V – измерение объема нефти под действием измерения давления ∆Р,

МПа

Физический смысл ф-лы (1):показывает изменение объема нефти при ∆Р на 1. Наиболее низкими значениями коэф-та сжимаемости нефти обладают дегазированные нефти. β_н.дег → (4...7) · 10^-10 Па

У пластовых нефтей, содержащих растворимый газ β_н.пл → 140·10^-10 Па. Но чаще всего коэф-нт сжимаемости пластовой нефти бывает в пределах (25...35) ·10^-10 Па.

Коэф-нт сжимаемости нефти зависит от ее состава, кол-ва раств-го газа и температуры. Чем выше молекулярная масса нефти, тем выше β_н. Чем больше в нефти раств-го газа, тем больше коэф-нт сжимаемости нефти. С увеличением температуры β_н уменьшается, что объясняется ухудшением растворимости газов в нефти.

График зависимости коэф-та сжимаемости от давления носит следующий характер:

Уменьшение β_н со снижением давления ниже давления насыщения обуславливается дегазацией нефти. Величина β_н используется при определении упругих запасов нефти, при расчетах коэф-ов нефти пъезопроводности и упругой емкости пласта.

β_н определяется по кривым Р - ∆V на установках АСМ, УИПН

Объемный коэф-нт и усадка нефти.

Как уже отмечалось, в пластовых условиях нефть занимает больший объем, чем в поверхностных после дегазации.

Под объемным коэф-ом понимают величину, показывающую во сколько раз объем нефти в пластовых условиях превышает объем той же нефти после выделения газа на поверхности.

в = V_пл /V_дег

в – объемный коэф-нт

V_пл и V_дег – объемы пластовой и дегазированной нефти, м³

Используя объемный коэф-нт можно оценить усадку нефти, т.е. уменьшить объем пластовой нефти после извлечения ее на пов-ть.

U = (в -1 / в) · 100%

U – усадка

в₁ = 2,5 =>

в₂ = 2,5 => U₁ = 60 % и U₂ = 71 %

Усадка и объемный коэф-нт зависят от давления, температуры и кол-ва растворенного в нефти газа. Зависимость объемного коэф-та от давления

При снижении пластового давления да давления насыщения из-за упругого расширения нефти, объемный коэф-нт несколько увеличивается. В точке В начинает выделяться свободный газ и объемный коэф-нт уменьшается в связи с уменьшением кол-ва растворимого газа в нефти. Увеличение температуры нефти ухудшает растворимость газов, что приводит к уменьшению объемного коэф-та. Объемный коэф-нт и усадка нефти определяется на установках для исследования пластовых нефтей УИПН, АСМ, бомбы, РVT.

Имеются номограммы построенные по экспериментальным данным, полученные на этих установках, для конкретных залежей месторождений нефти, позволяющие оценить объемный коэф-нт и усадку нефти.

Практические значения ‘в’ и ‘U’. Объемный коэф-нт и усадка нефти необходимы для подсчета запасов нефти и при пересчете объема нефти с пластовых в пластовые условия.

11

воды лучше смачивают поверхность пород, чем жесткие минерализованные и пресные воды. Это связано с омылением органических кислот щелочными водами. Величина θ зависит от минералогического состава породы. θ меньше на кварце, чем на карбонатных, что указывает на меньшую гидрофильность по сравнению с терригенными породами.

Кинетический гистерезис смачивания

для статического гистерезиса смачивания капля жидкости во всех точках периметра смачивания имеет одно и то же значение θ .

Если твердая поверхность наклонить, то капля начнет перемещаться и углы θ изменятся. θ₀- отступающий угол;θ_н- наступающий угол; θ_н > θ _0.

В пласте в большинстве случаев существует кинетический гистерезис смачивания. Изменение при движении капли(либо менисков в поровом канале) на ТВ. Поверхности-кинетический гистерезис смачсивания. В пластовых условиях в капиллярах он будет выглядеть след. образом: Р₁>Р₂; Р₁-Р₂=P;н>₀.

При вытеснении из пористой среды нефти водой или газом образующийся угол называется наступающим углом смачивания, и наоборот при вытеснении воды нефтью образующийся угол смачивания называется отступающим.