нефть лекции

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лекция №10

План:

1.Свойства и состав остаточных нефтей, методы исследования. Изменение оптических свойств нефтей в процессе фильтрации и вытеснения из пористых сред. Сущность метода фотоколориметрии.

2.Непоршневое вытеснение нефти водой. Уравнение неразрывности.

3.Уравнение Раппопорта-Лиса.

4.Необходимость учёта капиллярных и гравитационных сил.

Свойства и состав остаточных нефтей, методы исследования

Остаточная нефтенасыщенность после заводнения для терригенных коллекторов отложений, характерных для девонского периода и насыщенных маловязкой нефтью, составляет 20-25 %. Для текущей – поздней стадии разработки основных запасов нефти Татарстана, сосредоточенных в отложениях девона, характерна многократная промытость высокопроницаемых зон закачиваемой водой. В то же время, как это показывает практика бурения, в непосредственной близости от обводненных и ликвидируемых скважин при бурении скважиндублеров, зарезке новых стволов могут быть получены практически безводные притоки нефти.

Следует отметить, что изменения состава и физико-химических свойств пластовых нефтей могут быть существенными по некоторым параметрам, как это видно на примере Ромашкинского месторождения (табл. 10.1). Эти изменения связаны как с изменениями в ходе взаимодействия нефти с закачиваемыми агентами, так и вовлечением менее вырабатываемых запасов в процессе развития системы разработки месторождений.

Таким образом, результаты процессов, происходящих в пласте в ходе длительного техногенного воздействия, свидетельствуют о высокой сложности и неоднозначности распределения и свойств остаточного после заводнения нефтенасыщения.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 10.1

Физико-химические свойства нефтей девона Ромашкинского месторождения

Изменение оптических свойств нефтей в процессе фильтрации и вытеснения из пористых сред. Сущность метода фотоколориметрии

Физико-химические свойства и состав нефтей в пределах залежи могут изменяться как по толщине, так и по простиранию. Большое влияние оказывает на нефть процесс разработки месторождения с применением заводнения. Это влияние может проявляться в таких параметрах нефтей, как плотность, вязкость, фракционный состав, давление насыщения, газовый фактор, содержание асфальтенов, смол, серы, парафина. Однако изменение величин этих параметров часто находится в пределах ошибок измерений, при этом лабораторное определение большинства из них весьма трудоемко.

В практике процессов разработки нефтяных месторождений часто встречаются задачи исследования и идентификации многокомпонентных смесей и дисперсных систем. Для экспрессного решения таких задач могут быть применены инструментальные методы на основе интегральных показателей.

Наиболее чувствительными, достаточно быстро и точно определяемыми интегральными параметрами нефти являются оптические характеристики, а именно, коэффициент светопоглощения (Ксп) нефти. Он зависит от содержания в нефти асфальтенов и смол и определяется из закона Бугера–Ламберта–Бэра объективным фотоэлектрическим методом при помощи спектрофотометров или фотоэлектроколориметров. На основе указанного закона величина Ксп не опре-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

деляется концентрацией нефти в растворителе и толщиной слоя нефтяного раствора, а зависит лишь от длины волны проходящего света.

На этой основе были разработаны методы контроля за разработкой месторождения по анализам Ксп проб добываемой нефти. Это позволяет фиксировать возможное изменение коэффициентов охвата и вытеснения, а также изменение состава нефти в ходе воздействия на пласт.

Непоршневое вытеснение нефти водой. Уравнение неразрывности

Подавляющее большинство методик расчета процесса разработки нефтяных месторождений с учетом непоршневого характера вытеснения нефти водой основаны на теории совместной фильтрации неоднородных жидкостей. То есть можно упрощенно представить, что при фильтрации в пласте каждая фаза имеет свою долю в общем многофазном потоке (рис. 10.1). Такая абстракция оказалась достаточно удачной и позволила решить множество прикладных задач.

порода

нефть

вода

Рис. 10.1 Схематизация процесса непоршневого вытеснения

Для начала рассмотрим однофазный поток сквозь элемент пористой среды (рис. 10.2). Из соображения материального баланса можно записать, что, вычитая из входящей массы (МАССАвх ) массу выходящую (МАССАвых), получим накопленную (или потерянную) в рассматриваемом объеме массу:

МАССАвх - МАССАвых = МАССА

Изменение массы флюида, содержащегося в выделенном элементарном объёме за время dt, запишем в следующем виде:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

dM (m dv)dt ,

t

где m – пористость; ρ – плотность.

n

направление потока

dV

Рис. 10.2 Схематизация элемента пласта и потока жидкости

Изменение массы в выделенном элементарном объёме может происходить за счёт двух составляющих:

- dM1 – перетоки жидкости через элементарную поверхность dΩ:

dM1 ( vn)d dt ;

- dM2 – наличие источников и стоков в этом элементарном объёме:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В соответствии с теоремой Остроградского-Гаусса можно перейти от поверхностного интеграла к объёмному:

Тогда, подставляя полученное в (10.1) под знак интеграла, получим:

Для любого «физического» объёма следует, что данное равенство выполняется тогда, когда подынтегральное выражение равно нулю:

t .

Это уравнение задаёт закон сохранения массы в пористой среде в дифференциальной форме или уравнение неразрывности. Для одномерного случая

Пусть в пласте движется двухфазный поток. Обозначим насыщенность пористой среды i-ой фазой как si, причём условимся, что для нефти насыщенность sн, а для воды sв = (1-sн), тогда:

t

Допустим, что справедлив обобщенный закон Дарси:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10.3 Результаты исследований процесса вытеснения фаз при капилляриметрии и совместной фильтрации нефти и воды [1].