- •Физика нефтяного и газового пласта
- •1. Природные коллекторы нефти и газа и их физические свойства
- •1.1. Газонефтяное месторождение
- •1.2. Виды неоднородности строения нефтяных залежей
- •1.3. Геометрические параметры горных пород-коллекторов
- •1.4. Фильтрационно-ёмкостные параметры коллекторов.
- •Параметры трещинной среды.
- •1.5. Насыщенность коллекторов
- •1.6 Проницаемость
- •1.7. Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Методы определения относительной проницаемости
- •2. Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.1. Состав нефти
- •2.2. Классификация нефтей
- •2.3. Физико–химические свойства нефти
- •2.3.1. Плотность нефти
- •2.3.2. Вязкость нефти
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
- •2.4. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •Классификация природных газов
- •3.2. Основные параметры
- •2.2.1.Газовые законы
- •3.2.2. Параметры газовых смесей
- •3.2.3. Критические и приведённые термодинамические параметры
- •3.3. Уравнения состояния
- •3.3.1. Уравнения состояния природных газов
- •3.3.2. Обобщённое уравнение состояния
- •3.4. Физико-химические и теплофизические свойства природных газов
- •3.4.1. Вязкость
- •3.4.2. Качественная зависимость вязкости газов и жидкостей от температуры.
- •3.4.3. Теплоёмкость
- •3.4.4. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона
- •3.4.5. Влажность природных газов
- •4. Фазовые состояния углеводородных систем
- •4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
- •4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •5 Пластовые воды
- •5.1. Физическое состояние воды в горных породах
- •1) Природы воздействующих на воду сил;
- •5.2 Физические свойства пластовых вод
- •5.3 Минерализация пластовой воды
- •5.4 Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.3. Смачивание и краевой угол
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
- •7. Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •7.1. Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта
- •7.2. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •7.3. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
1.4. Фильтрационно-ёмкостные параметры коллекторов.
Реальные пористые среды в подземной гидромеханике представляются идеализированными моделями - фиктивным и идеальным грунтами. Фиктивный грунт - среда, состоящая из шариков, в частности, одного размера, идеальный - параллельные трубочки одного или разного диаметра.
Основные характеристики пористых сред: пористость, просветность, гранулометрический состав, эффективный диаметр или гидравлический диаметр пор, удельная поверхность, механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву и сжатию). Кроме того, введены параметры, связанные с жидкостью: насыщенность и проницаемость.
Параметры пористой среды
Пористость - это отношение объема пор Vп к объему пористой среды V
m=Vп /V (1.1)
Для фиктивного грунта, исходя из геометрических построений, Слихтер вывел зависимость для полной пористости
. (1.2)
Из формулы (1.2) имеем mo=0,259 при =60о и mo=0,476 при =90о.
Просветность - это отношение площади просветов fп ко всей площади сечения f:
n =fп /f (1.3)
Просветность n фиктивного грунта вычисляется по формуле
, (1.4)
что даёт ms=0,0931 при =60о и ms=0,476 при =90о.
Эффективный диаметр определяют по гранулометрическому составу, или по формуле веса средней частицы
, (1.5)
где di - средний диаметр i -ой фракции; ni - массовая или счетная доля i - ой фракции.
Для идеального грунта имеется связь радиуса пор с диаметром частиц фиктивного грунта
(1.6)
Пористость бывает полная, открытая, эффективная. В последнем случае под объемом пор понимается объем открытых пор занятых подвижной жидкостью, т.е. того объёма, через который может протекать жидкость. Измеряется коэффициент пористости в долях единицы или в процентах объема породы. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным пустотам относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т.д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. К вторичным – поры, возникшие в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин (например, вследствие доломитизации) и др. Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.
В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:
1) сверхкапиллярные – более 0,5 мм;
2) капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);
3) субкапиллярные — менее 0,0002 мм (0,2 мкм). По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.
В субкапиллярных каналах жидкости в такой степени удерживаются силой притяжения стенок каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала породы), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.
Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти – те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.
В реальных условиях твердые зерна породы обволакиваются тонкой плёнкой, остающейся неподвижной даже при значительных градиентах давления. В этом случае подвижный флюид занимает объём, меньший Vп. Кроме того , в реальной пористой среде есть тупиковые поры, в которых движения жидкости не происходит. Таким образом, наряду с полной пористостью часто пользуются понятием открытой и динамической пористостостями.
Коэффициентом открытой пористости m0 принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца:
(1.7)
где Vпо – объем, занятый подвижной жидкостью.
Динамическая пористость характеризует относительный объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.
В дальнейшем под пористостью мы будем понимать динамическую пористость, кроме специально оговорённых случаев.
Удельная поверхность - это суммарная площадь поверхности частиц, содержащихся в единице объема пористой среды.
Для фиктивного грунта
(1.8)
Удельная поверхность нефтесодержащих пород с достаточной точностью определяется формулой
(1.9)
где k - проницаемость в дарси [мкм2].
Среднее значение Sуд для нефтесодержащих пород изменяется в пределах 40 тыс. - 230 тыс. м2/м3. Породы с удельной поверхностью большей 230тыс. м2/м3 непроницаемы или слабопроницаемы (глины, глинистые пески и т.д.).
Насыщенность - это отношение объема жидкости Vf, содержащейся в порах, к объему пор Vп
(1.10)
Проницаемость - это параметр породы, характеризующий ее способность пропускать жидкие и газообразные среды. Физический смысл проницаемости k заключается в том, что она характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.
Величина проницаемости зависит от размера пор для модели идеального грунта с трубками радиуса R
, (1.11)
где R - мкм; k - д.
Для реальных сред радиус пор связан с проницаемостью формулой Котяхова
, (1.12)
где k -д; R - м; - структурный коэффициент (=0.5035/m1,1 - для зернистых сред).
Т.к. радиус пор связан с удельной поверхностью, то с ней связана и проницаемость
, (1.13)
Проницаемость горных пород меняется в широких пределах: крупнозернистый песчаник - 1-0.1д; плотные песчаники - 0.01-0.001д.