21. Процессы в зоне внк.

В зоне ВНК снизу-вверх наблюдается увеличение нефтенасыщенности и уменьшение водонасыщен коллектора. Но даже в самой верхней зоне ВНК будет присутствовать остаточная вода, а нижняя зона может быть полностью непроницаема. Переходные зоны нефть-вода (ВНК), нефть-газ (ГНК), вода-газ (ВГК). Водонефтяная зона имеет различную мощность в зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств воды и нефти. В песчаниках высокой проницаемости мощность переходной зоны исчисляется сантиметрами, в мелкозернистых – метрами (6-8) м.

Для оценки величины переходной зоны используют геофизические методы и экспериментальные. В переходной зоне распределение нефти и воды очень сложное. Для анализа используют зависимость «капиллярное давление-водонасыщенность».

Нефть взаимодействует с минералами горн. пород, хим. эл-ми и газами,находящимися в подземных водах. Происходит пиритизация пород.

Анаэрбное окисление нефти переход её в мальту, а затем в асфальт.

Выпадение в осадок карбоната кальция, кальцита, сульфатов железа, кремнезёма, урана и др. эл-тов веществ. Образуются стилолитовые швы.

22. Модель пористой среды. Зависимость пористости от укладки зерен

Самой простой моделью пористой среды является модель, состоящая из набора параллельных цилиндрических трубок одинакового диаметра d. Эта модель называется идеальным грунтом.

Простой является также модель пористой среды, составленная из твердых шаров одинакового диаметра. Эта модель называется фиктивным грунтом. Пористость такой среды зависит от укладки шаров.

Рис.2.1. Укладки шаров.

Рассмотрим элемент фиктивного грунта, состоящий из шаров образующих ромбоэдр (рис.2.1). В ромбоэдре помещаются восемь шаров.

При самой тесной упаковке (рис.2.1, а) α = 60° имеем т = 0,3. При наиболее неплотной укладке (рис.2.1, б), но при условии касания шаров друг друга α = 90° получаем т = 0,476.

Слихтер свел задачу о движении жидкости в фиктивном грунте к задаче о движении жидкости в идеальном грунте с трубками треугольного сечения. Зная параметры идеального грунта, эквивалентного фиктивному, очень просто найти все гидродинамические характеристики фильтрации в фиктивном грунте.

Однако реальные пористые среды существенно отличаются от фиктивного грунта. Усилия многих исследователей были направлены на то, чтобы найти переход от реальных пористых сред к фиктивному грунту. Многие способы сводятся к нахождению среднего (эффективного) диаметра реальной пористой среды, состоящей из зерен разного размера, и приравниванию этого эффективного диаметра диаметру шаров фиктивного грунта.

Представления об идеальном и фиктивном грунтах применяются для иллюстрации закономерностей, характерных для пористых сред. Используя эти представления, можно делать оценочные расчеты тех или иных процессов, происходящих в пористых средах.

Однако трудно построить модель, достаточно полно учитывающую все особенности реальных пород коллекторов.

24. Движение жидкости в трещиновато-пористых пластах.

Неоднородность реальных пластов весьма разнообразна. Вместе с тем из всех форм неоднородности, можно выделить наиболее характерные две формы — слоистость и трещиноватость. В свою очередь слоистые пласты могут быть представлены либо сообщающимися между собой прослоями, либо практически совершенно не сообщающимися. Гидродинамические модели пластов с не сообщающимися прослоями широко используются при расчетах процессов вытеснения нефти водой. Пласт принимается состоящим из большого числа не сообщающихся между собой пропластков, фильтрационные свойства которых подчиняются статистическому распределению.

Механизм многих внутрипластовых процессов, происходящих в сообщающихся друг с другом слоистых пластах, сходен с механизмом аналогичных процессов, происходящих в порово-трещиноватых коллекторах.

Трещиноватость является одним из очень распространенных свойств нефтяных и газовых пластов. Горные породы, в частности коллекторы нефти и газа, в течение геологических времен испытывали различного рода деформации и физико-химические превращения. Многие горные породы не обладают достаточной текучестью, которая при деформации пород вызывала бы релаксацию напряжений. Поэтому напряжения, которые возникали в породах при движениях земной коры или при физико-химических превращениях пород, превышали пределы прочности пород и вызывали появление трещин. В настоящее время имеются многочисленные прямые и косвенные данные о наличии трещин в нефтяных, газовых и угольных пластах.

При математическом описании движения однородной жидкости в трещиновато-пористой среде естественно представить эту среду в виде «вложенных» друг в друга пористой и трещинной сред. При установившемся движении жидкости в трещиновато-пористой среде эта среда будет вести себя как среда, проводимость которой равна сумме проводимостей пористой и трещинной сред. Если же движение жидкости в трещиновато-пористой среде неустановившееся, вступит в действие явление обмена жидкостью между системой блоков и системой трещин.

Для математического описания движения жидкости в трещиновато-пористой среде можно ввести два понятия скорости фильтрации — скорость фильтрации в системе трещин и скорость фильтрации в системе блоков, два давления — давление в системе трещин и давление в блоках.

Принимая, что обмен жидкостью между блоками и трещинами происходит квазистационарно, т. е. явно не зависит от времени t.

При быстром изменении давления на границе трещиновато-пористого пласта давление в трещинах в непосредственной близости от границы пласта принимает значение, близкое к давлению на границе пласта. Давление же в блоках вблизи границы пласта может существенно отличаться от давления в трещинах. Разность давлений в блоках и трещинах вблизи границы пласта — «скачок давления» уменьшается со временем по экспоненциальному закону.