Физика пласта нефть

2. Коэффициенты пористости пород.

объёму

вытесненной

жидкости

при

vk.com/club152685050 | vk

.com/id446425943

Единицы измерения и методы их

погружении в неё образца, насыщенного

определения.

той же жидкостью. Насыщение образца

Под

пористостью

горной

породы

жидкостью

можно

избежать,

если

Рис.2

понимают наличие в ней пустот (пор).

использовать

метод

парафинизации.

Зависимость

Коэффициентом

полной

(абсолютной)

Образец пароды перед взвешивании в

относительной

пористости mп называется отношение

жидкости

покрывается

тонкой

плёнкой

фазовой

суммарного объёма пор Vпор в образце

парафина, объём которого определяется по

проницаемости от

породы к видимому его объёму Vобр:

массе пароды до и после парафинизации.

насыщенности.

Vпор/ Vобр.

коэффициент

пористости

в

Объём образца определяют также по его

Измеряется

размерам, если придать ему правильные

долях или в процентах объёма породы. По

геометричесекие формы, а объём пор по

происхождению

поры

и

пустоты

методу взвешивания. Объём пор при этом

подразделяются

на

первичные

и

находится по разности давлений Р массы

вторичные. К первичным относят пустоты,

пароды,

насыщенной

под

вакуумом

Несколько иной вид имеют кривые

образующиеся

в

процессе

жидкостью,

и массы

сухого

образца:

относительных фазовых

проницаемостей

осадконакопления

и

формирования

Vпор= Р/ ж.

при совместном движении ж-ти и газа в

породы. Ко вторичным – поры,

пористой среде (рис.2). Ж-ть смачивающая

образующиеся в результате последующих

3.Относительные

фазовые

фаза занимает наиболее мелкие поры.

процессов разлома и дробления породы,

проницаемости для двухфазных систем.

Поэтому

когда насыщенность порового

растворения и т.д. Структура порового

Обычно в пласте фильтруется не одна, а

пространства ж-тью меньше критической,

пространства

пород

обусловлена

одновременно

несколько

жидкостей, а

газ находится в крупных порах, и

гранулометрическим составом

частиц

их

также смеси жидкости и газов. Закон

сопротивление при его движении в

формой,

химическим

составом

парод,

фильтрации имеет более сложный вид, чем

пористой среде мало зависит от

происхождением

пор,

а

также

при движении одной жидкости. Это

распределения жидкой фазы. В этом

соотношением

количества

больших

и

связанно с тем, что в случае движения

диапазоне

изменения

насыщенностей

малых пор. В большой степени св-ва

двух жидкостей каждая из фаз влияет на

относительная фазовая проницаемость для

поровой среды зависят от размеров

движение

другой.

Закон

фильтрации

газа остаётся равной примерно единице.

поровых каналов. По величине пор каналы

записывается для каждой фазы в

условно

делятся

на

3

группы:

отдельности в след. форме :

сверхкапилярные

(>0,5

мм),

капилярные

i

KKi

S P

(0,5мм-0,2мкм),

субкапилярные

(<0,2

i=1,2, где vi – скорость

мкм). По крупным (сверхкапилярным )

i

каналам и порам движение Н,В и Г

фильтрации

каждой

из

фаз;

К-

происходит свободно, а по капилярным –

проницаемость пористой среды;

Кi(S) –

при

значительном

участиии,

капилярных

относительная фазовая проницаемость i-ой

vk.com/club152685050

сил. Наряду с коэффициентом полной

фазы; S – насыщенность порового

пористости

введены

ещё

понятия

пространства i-ой фазы; i – вязкость i-ой

коэффициента

открытой

пористости,

а

фазы.

также коэффициентов,

характеризующих

Вид фазовых проницаемостей

опр-ся тем,

статическую

полезную

ёмкость

как распределены обе фазы в поровом

коллектора.

Коэффициентом

открытой

пространстве под действием капиллярных

пористости m0 называют отношение

сил. Пусть, например, в пористой среде

объёма открытых, сообщающихся пор к

находятся

две

несмешивающихся

объёму образца. Стат. пол. ёмкость

жидкости (фазы) нефть и вода. Когда одна

коллектора Пст характеризует объём пор и

из фаз находится в пористой среде в

пустот, к-е могут быть заняты нефтью или

несвязном состоянии в виде отдельных

газом. Пст определяется как разность

капель, она неподвижна до определённого

отк.пор-ти и доли объёма пор, занятой

значения насыщенности. При достижении

остаточной

водой.

Динамическая полн.

насыщенности

некоторого

критического

ёмкость

Пдин

характеризует

значения (S* или S* ) распределение

относительный объём пор и пустот, через

жидкой фазы становится связанным, и она

которые могут фильтроваться нефть и газ

приобретает

подвижность

под действием

в условиях, существующих в пласте. Из

приложенного перепада давления (рис.1).

определения

понятия

коэффициента

При

равных

значениях

насыщенности

полной пористости вытекают следующие

фазовая проницаемость для смачивающей

соотношения, к-е используются для его

фазы

будет

меньше,

чем

для

определения:

Vобр

Vзер

Vзер

несмачивающей, т.к. силы взаимодействия

mп

Vпор

1

смачивающей фазы с породой больше, чем

у несмачивающей.

Vобр

Vобр

Vобр

где, Vзер- объём зёрен.

Рис.1

Существует много способов определения

Зависимость

коэффициентов

пористости

горной

относительной

породы. Для определения Vобр часто

фазовой

пользуются,

метод

И.

А.

проницаемости

Преображенского,

методом

взвешивания

от насыщенности.

насыщенной

жидкостью

(обычно

керосином) породы в той же жидкости и

воздухе. Объём породы можно найти по

4.Зависимость

коэффициентов

глубокозалегающих

н

и

г

пластах

значение

в технологических процессах

vk.com/club152685050 |

vk.com/id446425943

эф.

давл-я

с

добычи имеет изменение температуры газа

пористости

и

проницаемости

от

вследствие

роста

давления.

уменьшением пластового давл-я в

при его

адиабатическом

расширении

В результате деформаций коллекторов при

процессе разр. м-й, что существенно

(дросселлирование),к-е получило название

разработке м-й может изменяться объём

сказывается на процессах фильтрации ж-

дроссельного эффекта Джоуля-Томсона.

породы, объём порового пространства и

ти.

Природные газосодержащие пласты всегда

объём твёрдой фазы.Давление на скелет

5.Состав и св-ва природных газов.

содержат воду, поэтому газ в пластовых

породы (эффективное давление): Рэф=Рг-

условиях

насыщен

парами

воды.При

Рпл , где Рг и Рпл – горное и пластовое

Природные

газы

представляют

собой

изменении

условий

в

залежи

с

давление.

многокомпонентные системы, состоящие,

увеличением температуры и уменьшением

Объем внешнего скелета пористой среды

в основном, из предельных углеводородов,

давления кол-во водяных паров в газовой

складывается из объёмов твёрдой фазы

к которым относятся метан (СН4) и его

фазе увеличивается.

Vтв и порового пр-ва Vп (V=Vтв+Vп).

гомологи (СпН2п+2). При нормальных

Коэффициент сжимаемости пор:

условиях

углеводороды

метан,

этан,

п

1

dVп

пропан и бутан находятся в газообразном

состоянии.

Остальные углеводороды

от

Vп

dPэф

пентана (С5Н12) и выше до С17Н36 в этих

Рэф

Vп

dVп;

п Р

условиях – жидкости. Пропан и бутан с

п dPэф

повышением давления переходят в жидкое

Vп

состояние. Кроме того, в природных газах

Рэф 0

Vпэф

Vп

e п Рэф ;

Vп Vпо e

п

Р

содержится азот N2 , углекислый газ СО2 ,

сероводород Н2S , инертные газы ,

Vпo

меркаптаны (RSH), а также пары воды.

m mo e п Рэф

Как правило азот и углекислый газ

где

mо-

пористость

при

начальном эф.

присутствуют во всех природных газах.

давлении.

Соединение

других

составляющих

меняется в широких пределах. К основным

vk.com/club152685050

При

небольших

значениях

Рэф

ф-лу

физическим св-вам природных газов

можно заменить соотношением:

относят

плотность,

вязкость, диффузию,

теплопроводность,

влагосодержание,

m mo 1 п Рэф mo c Рэф

с

которые зависят от состава газа и внешних

п

условий (Р и Т). Различают молекулярную

mo

массу и плотность газа. Массу атомов и

,

молекул условно измеряют в единицах. За

где с- коэфф-нт объёмной упругости

единицу массы атома принята 1/12 массы

породы.

изотопа углерода. Сумма атомных масс

Значительно более подвержена изменению

элементов,

входящих

в

молекулу,

проницаемость

горной

породы.

Если

называется молекулярной массой в-ва.

считать, что коэфф-нт пор-ти изменяется

Мол-ая масса в-ва М связана с плотностью

лишь в следствии уменьшения или

газа =М/22,4. Часто используется

увеличения

объёма

пор

породы,

относительная плотность газов:

зависимость изменений проницаемости от

- -= /1,293=М/29 ,где

=1,293 кг/м3 –

давления можно выразить соотношением:

плотносьт воздуха при Н.У.; 29 –

K K0 e

п dPэф n

молекулярная масса воздуха. Для смеси

газов из n компонентов плотность

n- определяется экспериментально.

определяется аддитивным способом:

Значительно более подвержена изменению

n

прониц-ть

г/пород.

Если

считать,

что

ni

Mi ,где

ni,

Mi

–

молярное

коэф.

пористости

изменяется

лишь

i 1

вследствие

умньшения

или

увеличения

см

22.4

объема пор породы, зависимость упругих

соединение и молек-ая масса i-го

изменений прониц-ти д/плотных пород от

компонента.

давл-я

можно

выразить

соотношением

Вязкость газов опре-ся их составом и

кРэф

Р

ЭФ1

n

;

температурой.

Диффузия

газов

определяется законом Фика:q=-д*dc/dx ,

кРЭф1

РЭФ

где q – плотность потока массы ,

n 2

3

П1 РЭФ1 .

концентрация

дифундирующего

компанента. Тепловые св-ва газов

2

Здесь

α-коэф.,

характеризующий

характеризуются

теплоёмкостью

и

теплопроводностью.Теплоёмкость газовых

структуру

поровых

каналов.n-

смесей

определяется

аддитивным

определяется

экспериментально.

Также

способом по ф-ле: Ссм=суммСi*ni , где Сi

деформации

г/пород

может

–

теплоёмкость отдельных

кампонентов

сопровождаться

пластическими

смеси газов, ni – их молярные доли.

явлениями. При этом порода при снятии с

Теплопроводность

газов

описывается

нее напряжений не восстанавливает свою

t

геометрию,

изменяются

вследствие

законом

Фурье: q

,

где

q

–

x

остаточных деформаций ее пористость и

плотность теплового потока ; лямбда –

прониц-ть. Существенные необратимые

деформации

пород

могут

происходить

в

коэф-нт

теплопроводности.

Важное

6. Состав и св-ва нефтей.

С повышением плотности и уменьшении

8.

Коэффициент

сверхсжимаемости

vk.com/club152685050 |

vk.com/id446425943

реальных газов.

В основном в состав сырых нефтей входят

температцры вязкость нефти повышается.

неполярные

компоненты

представлены

7. Понятия

упругости

насыщенных

Поведение газов описывается уравнением

метановыми,

нафтеновыми,

состояния, к-е связывает между собой Р,

ароматическими

или

гибридными

паров углеводородов.

V, Т и массу (кол-во молекул газа). Для

углеводородами. Кроме того в нефти в

Насыщенный

пар

представляет

собой

идеальных газов известно следующее ур-е

различных

количествах

содержатся

двухфазную систему – смесь жидкости и

состояния

Клапейрона

–

Менделеева

полярные компоненты,

определяющие

в

пара с граничными значениями х=0 и х=1,

PV=MRT, где R-универсальная газовая

основном поверхностные св-ва нефти. К

где х-паросодержание смеси. Состояние

постоянная,

кДж/(кг*К),

как

показали

ним относятся

кислородные,

сернистые,

насыщенного

пара

вполне

определяется

многочисленные исследования, поведение

азотистые и асфальтосмолистые в-ва.

давлением

(или

температурой)

и

реальных

природных

газов

может

Особое

значение

в

процессах

паросодержанием.

Если

углеводороды

значительно отличаться от уровнения Кл.-

добычинефти

играют

парафины

–

содержатся в смеси, то общее давление в

Мен.. Для описания поведения реальных

углеводороды метанового ряда, начиная с

смеси влияет на упругость паров каждого

газов в последнее вводят корректирующий

С16Н44 (высшие алканы). Температура

компонента. Упругость паров компонента

множитель,

называемый

коэффициентом

застывания парафинов не превышает 50-

повышается

с

увеличением

общего

сверхсжимаемости z: PV=zMRT. Обычно z

600С. Содержание парафинов в нефтях

давления. Это влияние ничтожно при

определяется

экспериментально

как

может достигать свыше10-12%. Плотность

низких давлениях (до 1 МПа), при

функция Р, Т

и состава газа. Д.Браун и

чистого парафина составляет 907-915 кг/м3

высоких же давлениях упругость паров

Д.Катц на основании изучения результатов

при t=150С. Парафин представляет собой

резко увеличивается. У индивидуального

своих экспериментальных

измерений z

бесцветную

кристаллическую

массу,

углеводорода в чистом виде упругость

установили,

что

если

приведённые

нерастворимую в воде, но легко

паров – функция только температуры

параметры

различных

природных

газов

растворяющуюся в

бензоле,

эфире,

Q=f(t). У смеси углеводородов упругость

одинаковы (Рпр, Тпр), то они находятся в

хлороформе. Содержание серы в нефтях

паров – функция температуры и общего

соответственных состояниях, при которых

не превышает обычно 5%, азота 0,6%,

давления, т.е. Q=f(t,P). Упругость паров

их физические и термодинамические св-ва

кислорода

8-10%.

Кол-во

жидкой смеси (т.е. общее её давление) по

(z, плотность и др.) одинаковы, т.е.

асфальтосмолистых в-в в нефтях может

закону

суммы парциональных

давлений

z=z(Тпр,Рпр). Приведёнными параметрами

достигать более 30 %. Они представляют

зависит от упругости паров отдельных

компонентов

называются

безразмерные

собой

высокомолекулярные

соединения,

компонентов при данной температуре и от

величины, показывающие, во сколько раз

включающие углерод, водород, кислород,

их молярных концентраций. Парциальное

действительные параметры состояния газа

серу и азот. Основная часть этих

давление

каждого

компонента

(Р,Т,V, ,z)

больше

или

меньше

соединений

представлена

нейтральными

определяется

как

произведение

его

критических:

Рпр=Р/Ркр

,

Тпр=Т/Ткр,

смолами,

жидкими

в-вами