ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лекция № 1

Литература:

1)Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра 1982 г.

2)Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.Н., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра 1992 г

3)Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра

1971г

4)Гафаров Ш.А. Физика нефтяного пласта. Уфа 1999 г.

5)Гафаров Ш.А., Шамаев Г.А., Харин А.Ю. Физика нефтяного пласта г.Уфа УГНТУ 2000 г. учебное пособие. Лабораторный практикум

6)Катяхов Ф.И. Физика нефтяного и газового коллектора. М.: Недра

1977г.

7)Дж. Амикс, Д. Басс., Р. Уайтинг. Физика нефтяного пласта «Гостоптехиздат» 1962 г.

Задачи курса физики пласта.

1)Изучение физических свойств горных пород – коллекторов, нефть и газ.

2)Изучение физических и физико-химических свойств насыщающих

пласт флюидов (нефть, газ, вода).

3)Изучение физических процессов, происходящих в пласте при движении нефти, воды и газа

Требования:

1)Четко давать определения (понятия) предмета изучения.

2)Знать его физический смысл, механизм проявления в единицу измерения.

3)Знать схему строения и принцип действия приборов, уметь определять параметры, либо расчетным путем.

4)Знать пределы изменения изучаемых параметров.

5)Каково практическое приложение изучаемых параметров в нефтедобыче.

Залежь – локальное скопление нефти и газа, горных пород Месторождение – совокупность залежей, объектов разработки.

Нефтяные и газовые месторождения сосредоточены в основном в осадочных горных породах.

Нефть, вода и газ располагаются в залежах соответственно их плотностям.

1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Классификация нефтяных и газовых месторождений:

В зависимости от соотношений объемов нефть и газ, а также от Р и t,

различают следующие типы залежей:

1)газовые – когда все УВ в пласте содержатся в газообразном состоянии Vн = 0 т.е. нефти в пласте нет

2)нефтяные – когда содержание нефти в пласте значительно больше

содержания газа ( Vн >> Vг ), пластовое давление выше давления насыщения ( Рпл > Рнас) и весь газ растворен в нефти 3) нефте-газовые либо газо-нефтяные – когда объемы нефти и газа ≈

равны (Vг ≈ Vн ), Рпл не столь высоки и согласно условию Рнас > Рпл часть

газа находится в свободном виде газовой шапки.

4) газо-конденсатные – когда Vг >> Vн и вся нефть растворена в газе

5) газогидратные – при определенных условиях УВ способны создавать твердые соединения с водой, называемые гидраты.

Например, СН4 х 6 Н2О – гидрат метана. Такие мест-ия наз-ся

газогидратными и фактически способствуют их образованию

Пластовое давление

Давление при котором пластовые флюиды находятся в залежи наз-ся

пластовым давлением. Рпл, Па, МПа либо кгс/м2

Изменяется от нескольких МПа до 100 МПа и обычно подчиняется гидростатическим законам, т.е. с увеличением глубины на 100 м давление возрастает на 1 МПа.

Иногда эта закономерность нарушается и мы имеем дело либо с аномально низким пластовым давлением, либо с аномально высоким пластовым давлением.

где ρ – плотность жидкости в скважине, [кг/м3] g – ус. Св. падения [м2/с]

H – глубина скважины [м]

Горное давление – давление вышележащих горных пород на скелет нефтяного пласта.

Рг = ρп gH (2),

где ρп – средняя плотность горных пород, покрывающих эту залежь Н – глубина

Горное давление – величина постоянная

2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Эффективное давление – это разность между горным (Рг) и пластовым (Рпл) давлениями.

где n – безразмерный параметр, учитывающий часть пластового давления,

обуславливающего разгрузку горного давления.

Изменяется n → 0,85 ......1,0

Эффективное давление - величина меняющаяся

в процессе разработки залежи на режиме истощения Возрастание Рэф приводит к упругому сжатию продуктивного пласта

Лекция № 2 Забойное давление – давление на забое скважины, задается технологами.

Перепад давления ∆Р = Р1 – Р2; где Р1 > Р2 – это разность между двумя

значениями давления в элементе пласта, в стволе скважины, в трубопроводе.

Градиент давления grad Р , ∆Р / l ,[ Па/м, МПа/м, кгс/см2м ] – это

параметр, показывающий изменение давления на единицу длины.

gradP

Пластовая температура

Температура при которой флюиды находятся в пласте наз-ся пластовой температурой , обозначается Т или t, [К, 0С]

Пластовая температура изменяется от 180 до 1600 и более.

Физические свойства пород – коллекторов нефти и газа

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяного и газового пласта хар-ся следующими основными параметрами:

1)гранулометрическим (механическим) составом пород

2)пористостью

3)проницаемостью

4)удельной поверхностью

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5)механическими свойствами

6)термическими свойствами

1. Гранулометрический состав породы.

Под гранулометрическим составом породы понимается количественное содержание в породах частиц различной величины, или др. словами, - это

распределение частиц породы по их размерам. Гранулометрический состав породы изучают двумя методами: а) ситовым б) седиментационным методом анализа

Ситовый метод используется для рассева частиц породы размером от 1 мм до 0,5 мм. Седиментационный метод анализа - для частиц породы

размером менее 0,05 мм. Для проведения ситового анализа извлеченную из скважины породу разрушают, отмывают от нефти, солей, воды, высушивают, взвешивают и песок просеивают через набор сит в течении 15 минут

Оставшиеся на каждом сите фракции взвешиваются, суммарная масса фракции должна совпадать с начальной массой отмытой высушенной породы.

Результаты анализа заносятся в таблицу.

Гранулометрический состав породы

m – общая навеска породы, которая помещается на самое верхнее сито.

4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Седиментационный метод анализа основан на скорости измерения или продолжительности оседания частиц дисперсной фазы в дисперсной среде согласно закону Стокса

где V – скорость оседания частиц породы, [м/с] g – ускорение свободного падения, [м/с2]

d – диаметр зерен частиц породы

υ – кинематическая вязкость , [м/с2] ρn – плотность породы, [кг/м3]

ρж – плотность жидкости, [кг/м3]

Считается, что формула Стокса справедлива для частиц диаметром от 0,1 до 0,001 мм. На скорость оседания частиц меньшего размера существенное влияние будет оказывать броуновское движение и слои жидкости адсорбированные на поверхности частиц породы.

Различают следующие виды седиментационного анализа:

1)Пипеточный метод,

2)Метод взвешивания осадка (с помощью весов Фигуровского),

3)Метод отмучивания током воды,

4)Отмучивание сливанием жидкости (метод Сабанина)

Наиболее современный и часто используемый метод – это метод с использованием весов Фигуровского.

Подробное изучение весов Фигуровского можно прочесть в рекомендованной препод.литературе.

Используя полученные данные в табл. 1 строят следующие зависимости:

При построении первой зависимости используют графы 3 и 6.

Точка 1 соответствует размеру сита, на которой задерживается 10 % более крупной фракции, а 90 % более мелких проходит ч/з сито. Абсцисса этой точки дает диаметр частиц, по которому определяют размер щели

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

забойного типа, служащего для ограничения поступления песка в скважину.

Точка 2 соответствует размеру сита, на которой задерживается до 40 % более крупной фракции, а 60 % более мелкой фракции проходит ч/з сито.

Точка 3 соответствует размеру сита, на которой задерживается до 90 % фракции песка, а 10 % проходит ч/з сито.

Последние две точки служат для ооценки коэф-та неоднородности,

который определяется по следующей формуле:

n= d60/d10

Чем неоднороднее порода по фракционному составу, тем неоднороднее она по др. показателям (пористость, проницаемость, удельная поверхность и т.д.)

Строят и другие зависимости, используя данные граф 3 и 7 (табл.1)

По этой кривой определяют эффективный диаметр наиболее часто встречающихся размеров частиц породы

2. Пористость горной породы.

Пористость – это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: на гранулярную (межзерновую), трещинную и кавернозную пористости.

По происхождению поры бывают первичные и вторичные:

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Первичные – это поры образовавшиеся в процессе формирования самой породы. К ним относятся промежутки между плоскостями и наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы.

Вторичные – это пустоты образовавшиеся в процессе разлома и

дробления породы, растворения ее, уменьшения объема породы вследствие процесса доломитизации и т.д.

Первичные характерны для песков и песчаников .

Вторичные для карбонатных и плотных терригенных трещинных коллекторов.

По величине поровые каналы подразделяются на:

1)Сверхкапиллярные с размерами отверстий > 0,5 мм

2)Капиллярные с размерами отверстий 0,5 мм ... 0,0002 мм

3)Субкапиллярные с размерами < 0,0002 мм

Лекция № 3

В сверхкапиллярных порах нефть, вода и газ движутся свободно под действием гравитационных сил.

В субкапиллярных порах капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит.

Для оценки пористости г.п. введены три коэф-та:

Коэф-ом общей пористости называется отношение объема всех взаимосвязанных и не взаимосвязанных пустот в породе к объему образца породы

суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца.

Vп.о. - суммарный объем взаимосвязанных пор в породе, м3

В связи с тем, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и не по всем взаимосвязанным порам движутся жидкость и газ, введены понятия статической и динамической емкости коллектора.

Статически полезная емкость (Пс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом, и она опр-ся по формуле

Пс = m0 – Sудост (3)

Пс - статически полезная емкость m0 - коэф-т открытой пористости

Sудост – коэф-т остаточной водонасыщенности, %

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Динамически полезная емкость коллектора (Vg) характеризует объем пор и

пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте. Она зависит от перепада давления, градиента давления, свойств, насыщающих пласт ж-тей и многих др факторов с

которыми связано наличие в пористой среде капиллярно удерживаемых объемов и неподвижных поверхностных слоев жидкости.

Коэф-нтом динамической пористости наз-ся отношение суммарного

объема взаимосвязанных пор, в которых жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачена фильтрацией (Vg), к общему объему породы (Vобр).

mg = (Vg / Vобр.)*100% (4)

Коэффициент открытой пористости можно оценить и по следующей формуле

m0 – коэф-нт открытой пористости,%

fпросв – суммарная площадь просветов (поровых каналов) в сечении образца породы,(м2),

F – площадь сечения образца [м2]

Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем ввиду коэф-нт открытой пористости.

Приведем значение пористости некоторых типов нефтегазосодержащих пород:

1)несцементированные песчаники – до 52 %

2)песчаники – 3,5...29%

3)известняки (карбонаты) – 0,6...33%

4)глины – 6,0...50 %

5)глинистые сланцы – 0,5...1,4 %

Вгидродинамике, при изучении фильтрации жидкостей и газов в пористой среде очень часто пользуются моделями пластов. Таковыми являются идеальные и фиктивные грунты.

а) идеальный грунт – это набор цилиндриков одинакового размера,

которые составляют идеальную модель пористой среды.

8

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

б) фиктивный грунт – это пористая среда, состоящая из шарообразных частиц одинакового размера.

Рис.1 Американский ученый Слихтер вывел ф-лу пористости для фиктивного

грунта

m – коэф-нт открытой пористости

α – угол укладки шаров (смотри рис.1)

Из (6) следует, что пористость фиктивного грунта зависит от угла расположения шаров.

Согласно формуле (6) и рис. 1 , пористость фиктивного грунта может изменяться от 0,259 до 0,476. Полученные для фиктивного грунта формулы не приемлемы для реальных пород, т.к. частицы их слагающие не одинаковы по размеру, форме, шероховатости. В реальных горных породах пористость зависит от:

1)размеров и неоднородности слагающих породу зерен; чем больше их неоднородность, тем пористость меньше, т.к. мелкие частицы песка располагаются внутри крупных.

2)присутствия в составе г.п. глин. При контактировании с пластовыми и закачиваемыми с поверхности водами они набухают и уменьшают объем пустот.

3)глубины залегания породы. Чем глубже залегает продуктивный пласт, тем больше давление вышележащих пород, тем меньше коэф-нт

пористости.

4)Наличия трещин, каверн, шероховатости. Чем их больше, тем больше пористость.

Пористость – это основной параметр при подсчете запасов нефти и газа. Пористость – это емкостная хар-ка, показывающая какой объем запасов

углеводородов может содержаться в пустотах.

Формула определения извлекаемых запасов нефти записывается так

Q изв = F h m S н н 1 ( 7)

b

Q изв – извлекаемые запасы нефти, [м3], [m]

F – площадь залежи, [м2] h – толщина залежи, [м]

m – коэф-нт открытой пористости

9