- •Введение
- •1 Коллекторские свойства горных пород
- •1.1 Типы пород–коллекторов
- •1.2 Залегание нефти, газа и воды
- •1.3 Гранулометрический состав горных пород
- •1.4 Пористость
- •1.4.1 Виды пористости
- •1.4.2 Структура порового пространства
- •1.5 Проницаемость
- •1.5.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.2 Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3 Классификация проницаемых пород
- •1.5.4 Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
- •1.5.5 Зависимость проницаемости от пористости
- •1.5.6 Виды проницаемости
- •1.6 Насыщенность коллекторов
- •1.7 Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8 Удельная поверхность
- •1.9 Коллекторские свойства трещиноватых пород
- •1.10 Карбонатность горных пород
- •1.11 Набухаемость пластовых глин
- •1.12 Механические свойства горных пород
- •1.13 Тепловые свойства горных пород
- •2 Состав и физико-химические свойства природных газов и нефти
- •2.1 Состав и физико-химические свойства природных газов
- •2.1.1 Состав природных газов
- •2.1.2 Способы выражения состава
- •2.1.3 Аддитивный подход расчета физико-химических свойств
- •2.1.4 Уравнение состояния
- •2.1.5 Уравнение состояния реальных газов
- •2.1.6 Вязкость газов
- •2.1.7 Растворимость газов в нефти и воде
- •2.1.8 Упругость насыщенных паров
- •2.2 Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.2.1 Состав нефти
- •2.2.2 Физико–химические свойства нефти
- •2.2.2.1 Плотность нефти
- •2.2.2.2 Вязкость нефти
- •2.2.2.3 Реологические свойства нефти
- •2.2.2.4 Газосодержание нефти
- •2.2.2.5 Давление насыщения нефти газом
- •2.2.2.6 Сжимаемость нефти
- •2.2.2.7 Объёмный коэффициент нефти
- •2.2.2.8 Тепловые свойства нефти
- •2.2.2.9 Электрические свойства нефти
- •2.3 Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •3 Фазовые состояния углеводородных систем
- •3.1 Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •3.2 Схема фазовых превращений двух – и многокомпонентных
- •3.4 Краткая характеристика газогидратных залежей
- •3.6 Фазовые переходы в воде, нефти и газе
- •4 Состав и физико-химические свойства пластовых вод
- •4.1 Химические свойства пластовых вод
- •4.1.1 Минерализация пластовой воды
- •4.1.2 Тип пластовой воды
- •4.1.3 Жесткость пластовых вод
- •4.1.4 Показатель концентрации водородных ионов
- •4.2 Физические свойства пластовых вод
- •4.2.1 Плотность
- •4.2.2 Вязкость
- •4.2.3 Сжимаемость
- •4.2.4 Объёмный коэффициент
- •4.2.5 Тепловые свойства
- •4.2.6 Электропроводность
- •4.3 Характеристика переходных зон
- •5.1 Роль поверхностных явлений при фильтрации в пористой среде
- •5.2 Поверхностное натяжение
- •5.3 Смачивание и краевой угол
- •5.4 Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •5.5 Кинетический гистерезис смачивания
- •5.6 Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •6 Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •6.1 Источники пластовой энергии
- •6.2 Силы, действующие в залежи
- •6.3 Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона Дарси
- •6.4 Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •6.5 Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •6.6 Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •6.7 Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •7. 1 Методы увеличения извлекаемых запасов нефти
- •7.2 Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •7.3 Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •7.4 Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи
- •7.5 Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •7.6 Щелочное и термощелочное заводнение
- •7.7 Мицеллярные растворы
- •7.8 Термические методы повышения нефтеотдачи пластов
- •7.9 Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
- •Содержание
- •Физика пласта
1.5.2 Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
Процесс притока пластовых флюидов из пласта в скважину описывается моделью радиальной фильтрации. В этом случае образец породы представляется в виде цилиндрического кольца с проводящими каналами в осевом направлении (рис. 1.16).
Рисунок 1.16 – Схема радиального притока жидкости в скважину
Фильтрация жидкости и газа в таком образце происходит в радиальном направлении, от наружной поверхности к внутренней. Если площадь боковой поверхности цилиндра обозначить через (F), то она оценивается как: F=2rh. Уравнение Дарси для радиальной фильтрации нефти (пластовой воды) будет иметь следующий вид:
. (1.18)
После интегрирования дебит при радиальной фильтрации жидкости можно оценить выражением
. (1.19)
Оценить коэффициент проницаемости горной породы при радиальной фильтрации жидкости можно по уравнению (1.20):
. (1.20)
А выражение для оценки коэффициента проницаемости горной породы при радиальной фильтрации газа запишется соответственно с учетом уравнений (1.17) и (1.19):
=. (1.21)
В выражениях (1.20) – (1.21) параметры характеризуют:
μж, μг– вязкость жидкости и газа;
Qж– расход жидкости;
rн и rв – наружный и внутренний радиусы кольца;
, Qг – расход газа при среднем и атмосферном давлениях в образце;
Рн, Рв – давления у наружной и внутренней поверхностей кольцевого образца;
h – высоту цилиндра.
1.5.3 Классификация проницаемых пород
По величине коэффициента проницаемости (мкм2) для нефтяных месторождений выделяют пять классов коллекторов:
очень хорошо проницаемые (kпр > 1);
хорошо проницаемые (kпр ≈ 0,1-1);
средне проницаемые (kпр ≈ 0,01-0,1);
слабопроницаемые (kпр ≈ 0,001-0,01);
плохопроницаемые (kпр < 0,001).
Классификация коллекторов газовых месторождений по величине коэффициента проницаемости включает 1-4-е классы.
По характеру проницаемости (классификация Г.И. Теодоровича) различают следующие виды коллекторов: равномерно проницаемые; неравномерно проницаемые; трещиноватые.
В реальных условиях редко встречаются пласты, однородные по проницаемости на всём протяжении. Нефтяной пласт неоднороден и состоит, как правило, из продуктивных пропластков разной проницаемости. Коллекторы нефти и газа меняются по минералогическому составу, физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Линзы песчаников, пропластки песка иногда без каких–либо закономерностей переходят в глинистые породы. Поэтому коэффициент средней проницаемости пласта () оценивается с учётом проницаемости пропластков и направления фильтрации.
1.5.4 Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
Рассмотрим случай линейно-горизонтальной фильтрации жидкости в пласте, состоящем из нескольких изолированных слоев или пропластков пористой среды (рис. 1.17), разделенных между собой бесконечно тонкими непроницаемыми перегородками, различной мощности и проницаемости.
Рисунок 1.17 – Линейная фильтрация в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости
Средняя величина коэффициента проницаемости пласта будет оцениваться с учетом мощности продуктивных пропластков, через которые идет фильтрация флюидов:
, (1.22)
где – средняя проницаемость пласта; ki – проницаемость i-го пропластка; hi – мощность (высота) i-го пропластка.
Рассмотрим пример. Рассчитать величину среднего коэффициента проницаемости пласта, состоящего из нескольких изолированных пропластков для условий:
Дано: № уч-ка hi, м ki, мД
1 6 100
2 4,5 200
3 3 300
4 1,5 400
Найти средний коэффициент проницаемости () пласта.
Решение. = (100 · 6 + 200 · 4,5 + 300 · 3 + 400 · 1,5)/
(6 + 4,5 + 3 + 1,5) = 200 (мД).
При горизонтально-линейной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько параллельно последовательно расположенных изолированных зон пористой среды различной проницаемости (рис. 1.18), средняя величина коэффициента проницаемости такого пласта рассчитывается с учетом протяженности (длины) фильтрации флюидов по уравнению:
, (1.23)
где – средняя проницаемость пласта; ki – проницаемость i-го пропластка; Li – длина i-го пропластка; Lобщ = ∑Li – общая длина пласта.
Рисунок 1.18 – Линейная фильтрация через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости
Рассмотрим пример. Рассчитать средний коэффициент проницаемости пласта для горизонтально-линейной фильтрации жидкости, имеющего несколько параллельно последовательно расположенных изолированных зон различной проницаемости с учетом условий:
Дано: № уч-ка Li, м ki, мД
1 75 25
2 75 50
3 150 100
4 300 200
Найти средний коэффициент проницаемости () пласта?
Решение. = (75 + 75 + 150 + 300) / (75 /25 + 75 / 50 ++ 150/
/100 + 300 /200) = 600 / 7,5 = 80 мД.
При радиальной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости (рис. 1.19), средняя величина коэффициента проницаемости пласта оценивается с учетом радиуса контура радиальной фильтрации флюидов через продуктивные пропластки по выражению
, (1.24)
где – средняя проницаемость пласта; ki – проницаемость зон; ri – радиус i-той зоны; rc – радиус скважины; rk – радиус контура питания.
Рисунок 1.19 – Радиальная фильтрация через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости
Рассмотрим пример. Рассчитать средний коэффициент проницаемости пласта для случая радиальной фильтрации жидкости с учетом условий:
Дано: № уч-ка ri,м ki, мД
1 75 25
2 150 50
3 300 100
4 600 200
rc = 0,15 м, rk = 600 м.
Найти средний коэффициент проницаемости () пласта.
Решение. = lg (600 / 0,15)/{[lg (75 / 0,15)]/25 +
[lg (150 / 75)] /50 + [lg (300 / 150)] / 100 + [lg (600 / 300)] / 200} = 30,4 мД.