ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

M – мол-ая масса газа

R – универсальная газовая постоянная, [Дж/ кг·К]

T - абсолютная температура , [К]

Sуд – удельная поверхность, [м2 / м3]

dP

dx - градиент давления, [па/м]

Второй метод меченных атомов: при этом методе исп-ся радиоактивные вещества. Уд. пов-ть после адсорбции радиоактивного вещества на пов-ти

пор определяют по формеле:

Sуд – удельная поверхность, [м2 / м3] N – число Авагадро

ω - площадь, занимаемая 1ой молекулой на пов-ти кристалла aω – число молей атомов в-ва, адсорб-го на внутр-ей пов-ти пор

Третий метод занимает особое место по точности. Метод идентичен вышеназванному, получил широкое распр-ие в силу своей безопасности и

возможности использования веществ с молекулами малой площадью посадки.

Водонефтегазоносность продуктивных коллекторов.

До формирования нефтяных и газовых залежей в пластах находится вода. Нефть и газ при миграции вытесняли воду из пласта НО много замещения воды не происходило, часть ее оставалась в порах. Эту воду наз-ют остаточной водой, погребенной, либо реликтовой водой.

Содержание остаточной воды колеблется от 0 до 72 %, в ср. изменяясь от 6-8 % до 24 %. Эта вода находится в пластах в виде пленки на гидрофильной пов-ти пор в виде отдельных капель в виде столбиков в узких порах, где прочно удерживаются кап-ми и адсорбц-ми силами.

Для более точной оценки запасов нефти и газа появляется необходимость определения содержания воды в нефтегазосодержащем пласте. С этой целью введены 3-и коэф-та:

1)нефтенасыщенности

2)водонасыщенности

3)газонасыщенности

Коэф-том нефтенасыщенности наз-ся отношение Vн к Vпор или н. в

ед Vпор

20

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Определение НГВ насыщенности

Различают прямые и косвенные методы:

Прямые :

-метод экстрагирования породы с исп-ия аппаратов Дина и Старка, Закса

-метод отгонки паров жидкости путем увеличения температуры до 500 – 6000 С с последующим улавливанием и конденсацией паров воды и

фракций нефти.

Косвенные:

-метод центрифуг-ия или центробежный

-метод капиллярного давления полупроницаемых мембран

-хлоридный метод

-метод электропроводности

-геофизический метод

Эти коэф-ты НГВ насыщенности предназначены для оценки запасов

нефти и газа

геол-ие запасы в пор-ой среде

Qг.з. = В · h · m · Sн

пустотное пространство

При оценке качества разр-ки мест-ий , в частное для опр-ия текущего и конечного коэф-та нефтеотдачи

η = S Ho S Hoc 100% , где SHo – коэф-нт начальной нефтенасыщенности

S Ho

SHoс – коэф-нт остаточной нефтенасыщенности

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5. Механические св-ва г.п.

1)упругость г.п.

2)прочность на сжатие и разрыв

3)пластичность г.п.

Упругие св-ва г.п.: на состояние пласта, режим его работы, существенной влияние могут оказывать упргость коллектора и содержащиеся в нем флюиды. Если пластовое давление падает, то Н. и В. в пласте расширяются, а поровые каналы сужаются, в следствии того, что внешнее давление на пласт остается постоянным, а внутреннее уменьшается.

Упругость ж-тей и г.п. не значительна, однако при больших

значениях водонапорных систем и больших Рпл в результате расширения ж-тей и уменьшения Vпор из пласта в скважины вытесняется достаточно большое кол-во нефти.

Поэтому при проектировании и разр-ки Н. пластов приходится

учитывать энергию, возникающую за счет появления упругих свойств пласта и насыщающих пласт флюидов.

Упругую эн. г.п. принято хар-ть коэф-ми сжимаемости. Различают три коэф-та сжимаемости пород:

Лекция № 7

1)коэф-нт сжимаемости пласта (образца), который определяется

опытным путем с последующим расчетом по формуле:

β0 - коэф-нт сжимаемости образца, β0 → Па-1 V0 – начальный объем пл. образца, м3

∆V0 – изменение объема г.п. при изменении давления ∆Р

« - » условный знак, следовательно что речь идет об условной

сжимаемости.

22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2) коэф-нт сжимаемости пор, который определяется по формуле:

βn - коэф-нт сжимаемости пор образца породы Vn – начальный объем порового пространства

∆Vn – изменение объема пор при изменении давления ∆Р на единицу

3) коэф-нт сжимаемости поровой среды:

Из трех приведенных коэф-ов наиболее значащее получил βс , который хар-ет уменьшение объема порового пространства в ед. объема

породы при изменении давления ∆Р → 0,1 МПа

Пределы изменения указанных коэф-ов сжимаемости.

Решая уравнения (2) и (3) относительно ∆Р получаем следующую связь

В нефтепромысловой практике очень часто используют коэф-нт упругоемкости пласта:

β* - коэф-нт упругоемкости пласта, Па-1 m – коэф-нт пористости

βж – коэф-нт сжимаемости жидкости, Па-1

В пластовых условиях коллекторские свойства пород в следствии их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности, например, при давлении 15 МПа пористость песчаника уменьшается на 20%, плотных аргиллитов на 6%, а коэф-ты проницаемости для различных пород от 10

до 40 %.

Пластические свойства г.п.

23

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При упругих деформациях упруго деформируются зерна породы и цементирующей материал. При увеличении давления свыше предела упругости (прочности), цементирующий материал разрушается, зерна породы смещаются относительно друг друга, плотность упаковки увеличивается до исчезновения пустот в г.п. (для пород гранулярного типа).

Рассмотрим график зависимости коэф-ов сжимаемости поровой

среды от изменения горного давления.

на графике отмечаются три области:

I – область упругих деформаций пород пласта,

II – область пластических деформаций, характеризуется разрушением

цементирующего материала, смещением зерен относительно друг друга, а следовательно и резким увеличением βс .

III – область упругой деформации зерен скелета породы. Скелет породы

отличается очень низкими значениями деформации, а следовательно развитию пластичной деформации способствует внедрение в пласт воды. При этом происходит разбухание глин, что приводит к смещению зерен относительно друг друга. Наиболее пластичны глины, каменная соль и глиносодержащие породы.

Сведение о пластичности необходимо для прогнозной устойчивости в стенах скв. в процессе бурения. А также в расчетах при подборе обсадных труб для крепления скважин.

Прочность горных пород на сжатие и разрыв.

Под прочностью г.п. понимают их сопротивление механическому разрушению. Прочность пород на сжатие во много раз превышает прочность на разрыв.

Приведем примеры прочности пород на сжатие и на разрыв: Таблица 1

24

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Из табл. 1 видно, что сопр-е сжатию преобладает над сопр-ем

растяжения в 6 – 7 раз. По мере уменьшения общей прочности пород это преобладание уменьшается. Значительный диапазон колебаний прочности на сжатие и разрыв обуславливается их кристаллической и агрегатной структурой, а также плотностью, составом и характером распр. цементирующего материала.

Мелкозернистые породы обладают более высокой прочностью, чем те же породы, но крупнозернистые объясняются тем, что при увеличении плотности упаковки зерен увеличивается площадь их контакта между зернами, по этой же причине увеличивается прочность породы. Она также увеличивается с возрастанием глубины залегания пласта. Существенное влияние на прочность породы оказывает влажность и всестороннее давление. Например, прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 30 – 45 %. С увеличением всестороннего давления на 200 МПа прочность на сжатие увеличивается в 5 раз. Это говорит о том, что прочность пород на глубине несоизмерима выше, чем прочность г.п. при атмосферном давлении.

В лабораторных условиях прочность пород определяется с помощью установки Антонова. (Харин, Шамари...).

Тепловые (термические) свойства г.п.:

Они характеризуются:

1)уд. теплоемкостью

2)коэф-ом теплопроводности

3)коэф-ом температуропроводности

4)коэф-ом линейного и объемного расширения

Под уд. поверхностью понимают кол-во теплоты, необходимое для повышения температуры пород на 10 С. Кол-во теплоты, необходимое для нагрева единицы массы пород на 10 С наз-ся уд. теплоемкостью породы.

Коэф-нт теплопроводности показывает хорошо или плохо данное тело пропускает тепло при установ. режиме, численно равно кол-ву тепла

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

проходящем в породе ч/з ед. площади в ед. времени и градиенте температуры равна единице.

Лекция № 8

SdT dT

dx

λ – коэф-т теплопроводности, [ккал / град · м · с]

dQ – кол-во переносимого тепла за ед. времени dT, [ккал] S - площадь сечения, [м2]

dT - градиент температуры, [град/м]

dx

При определении теплопроводности пород при комнатной температуре делают расчет на пластовые условия по след. Формуле:

λ0 - коэф-т теплопроводности при температуре Т0 Т0 – температура, при которой проводят эксперимент

Т – пластовая температура К – поправочный коэф-нт, который изменяется в пределах ( 1...5 ) · 10-3

Коэф-нт температуропроводности служит мерой скорости с которой пористая среда передает изменения температуры с одной точки в другую или хар-ет скорость прогрева породы (скорость распр-ия

изотермич. границ в них)

Коэф-нт температуропроводности связан с коэф-ом λ и С

следующей зависимостью:

a - коэф-нт температуропроводности, [м2/с] ρ – плотность породы, [кг/м3]

Коэф-нт линейного и объемного расширения. При нагреве породы расширяется. Способность породы к расширению хар-ся следующими коэф-ми :

αL, αV – коэф-ты линейного и объемного расширения, [град-1]

dL, dT - приращение длины и объема образца при увеличении температуры на dT.

В осадочных г.п. теплопроводность обусловлена тепловыми колебаниями атомов кристаллической решетки, кот. связаны м/у собой

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

упругими силами. Тепловые колебания распространяются по всем направлениям в виде упругих волн. В жидкостях и газах основным механизмом теплопередачи является конвенция. В современной теории теплового движения в твердых телах принято, что перенос тепла осуществляется квантами и фотонами. Тепловые свойства г.п. определяются экспериментальным либо расчетным путем. Многочисленные исследования термических свойств г.п. позволили получить следующие выводы:

1)чем больше пористость и начальная температура, тем больше их теплоемкость.

2)теплоемкость пород возрастает с уменьшением их плотности.

3)теплопроводность г.п., заполненных нефтью и водой значительно повышается за счет конвективного переноса тепла с жидкой средой.

4)температуропроводность г.п. повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низка, чем в водонасыщенных, т.к. теплопроводности нефти меньше, чем воды.

5)давление несущественно влияет на теплофизические свойства г.п. Например, при увелич. давления на 100 МПа теплопроводность изменяется всего лишь на 0,1 %

6)коэф-нт линейного расширения породы уменьшается с ростом

плотности минерала. Крупнозернистые породы при прочих равных условиях расширяется при нагреве больше, чем мелкозернистые.

Термические свойства г.п. учитываются при проектировании, использование тепловых методов на пласт, на призабойную зону скважин с целью увеличения коэф-ов нефтеизвлечения.

Физико–химические свойства насыщающих пласт жидкостей.

Состав нефти.

Состав нефти очень сложен и разнообразен и может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Пластовая нефть представляет собой большое кол-во компонентов разного состава, отличающимися

различными свойствами.

Основными элементами входящими в состав нефти являются углерод и водород. В большинстве нефтей содержание углерода (С)достигает до → 83...87 %, кол-во водорода Н2 → 12...14 %. Наиболее

широко в нефти представлены УВ трех основных классов:

1)УВ метанового или парафинового ряда с общей химической формулой СnH2n+2 Среднее содержание которых → до 26 %

2)Полиметиленовые (нафтеновые) УВ СnH2n → до 52 %

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3) Ароматические УВ СnHn → до 22 %

Для УВ метанового ряда: если число атомов С в молекуле не более 4 – х, то при атм. давлении они газообразны

С4Н10 - бутан

При 5 – 16 атомов С – жидкости, а выше – твердые тела, парафины.

К кислородосодержащим компонентам нефти относятся нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. При взаимодействии со щелочами они образуют соли, хорошо растворимые в воде и обладающие поверхностно активными свойствами (ПАВы), поэтому нефти содержащие повышенное кол-во нафтеновых и жирных

кислот на границе со щелочной пластовой водой обладают очень низкими поверхностными натяжениями

10 1 мН/м

это св-во учитывается при решении задач повышения нефтеотдачи

пластов

σ – коэф-нт поверхностного натяжения r – радиус капилляра

Pk – капиллярное давление

θ – гол смачивания

Лекция № 9

Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота и т.д. Хотя эти соединения в нефтях представлены в незначительных кол-вах, тем не менее они существенно влияют на свойство нефти и

закономерности ее фильтрации. Это объясняется сравнительно высокой поверхностной активностью этих соединений, т.к. в результате их адсорбции на поверхностях раздела (жидкость-жидкость, жидкость - газ)

изменяются их свойства. С этими веществами связаны процессы, имеющие важное промысловое значение: образование и разрушение водонефтяных эмульсий, выделение из нефти парафина в поровых каналах и на эксплуатационном оборудовании.

В очень малых кол-вах к нефти присутствуют и др элементы,

главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий и кальций, а также германий, фосфор и кремний. При дегозации пластовой нефти выделяют ее газообразные

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

составляющие: УВ-ые газы и неУВ газы(N, СО2 ), инертные газы: гелий и

аргон.

Асфальтосмолистые и парафиновые вещества в составе нефти.

Асфальтены, смолы, парафины являются высокомолекулярными соединениями входящими в состав нефти. Содержание их в нефти обуславливает многие физические параметры нефти.

Смолы : в состав смол входит очень большое кол-во элементов, но основными из них являются : С, Н, О, S, N. Выделенные из нефти смолы имеют мазеобразную консистенцию и темно-коричневый цвет. Плотность смол колеблется в пределах → 1000...1070 кг/м3. А их молекулярная масса

может доходить до 1200 ед. Смолы хорошо растворяются в жидких УВ, входят в состав дисперсной среды нефти. Массовое содержание смол в нефтях различных месторождений колеблется от долей % до 40 %.

Асфальтены: по химическому составу близки к смолам, но

отличаются более высокой молекулярной массой. Молекулярная масса доходит до 10...12 тыс ед. Выделенные из нефти асфальтены представляют собой твердое вещество черного цвета с плотностью ρа = 1000...1200 кг/м3. В нефтях массовое содержание асфальтенов доходит до 15 %. Асфальтены и смолы относятся к активным компонентам нефти.

Асфальтены в нефти образуют коллоидную систему, в которой они являются дисперсной фазой, а остальные жидкие компоненты в нефти, УВ и растворенные в них смолы – дисперсионной средой. Асфальтены образуют в нефти ассоциаты молекул, которые стабилизированы адсорбционно сольватными слоями смол и нафтеноароматическими УВ.

Ассоциаты (мицеллы, агрегаты) в свою очередь образуют пространственную структуру коагуляционного типа, обладающую тиксотропными свойствами.

Тиксотропия – способность нефти восстанавливать внутреннюю структуру после прекращения действия внешних сил.

Нефть, содержащая значительное кол-во асфальтенов проявляет аномалии вязкости. Ее вязкость из-за структуро6образования непостоянна и зависит

от действующего напряжения сдвига (градиента давления, перепада давления). При движении такой нефти в пористой среде имеются отклонения от закона линейной фильтрации Дарси:

29