ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1)плотные микро и мелкокристаллические осадки, представленные сравнительно кристаллами, длиной до 5мм с равномерным включением твердых УВ;

2)плотные осадки с преобладанием крист. гипса, средних размеров 5-12

мм длина, с включением твердых и жидких УВ. Иногда встречаются крупные игольчатые кристаллы, длиной 15-18 мм;

3)плотные крупнокристаллические осадки, крупные игольчатые

кристаллы гипса образуют каркас (длина 12-25 мм). Между ними

находится более мелкие кристаллы солей и УВ соединения. Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если

концентрация этого вещества или ионов в растворе превышает равновесную предельную концентрацию, т.е. когда соблюдается следующее неравенство.

Ci ≥ CiP

Ci – концентрация соединений или ионов, потенциально способных к

выпадению осадков.

CiP – равновесная (предельная) концентрация соединения или ионов в

растворе. Это неравенство смещается в сторону выпадения осадка, либо за счет увеличения левой части (увеличение фактической концентрации) либо за счет уменьшения правой части (снижение предельной растворимости).

Первое возникает обычно при смещении вод разного состава, химически несовместимых друг с другом.

Второе условие выпадения осадка – перенасыщение вод в результате повышения температуры и давления, выделение газов, когда в исходящем растворе снижается величина предельной или равновесной концентрации.

Причина образования солей.

1)изменение термобарических условий, при этом возможно образование карбоната кальция по следующей схеме:

Ca+2HCO3 = CaCO3↓+H2CO3

В отличие от большинства неорганических солей карбонат кальция лучше растворяется в воде с уменьшением температуры. Если при температуре 100 ˚С его равновесная концентрация составляет 14 мг/л, то при 0 ˚С 85 мг/л.

С уменьшением давления и температуры из раствора выпадает карбонат кальция ибо на направление реакции по вышеприведенной схеме в значительно большей степени, чем температура влияет парциальное давление СО2.

Рассматривая образование солей серной кислоты необходимо отметить следующее: максимальная растворимость гипса наблюдается при t=40 ˚С.

При дальнейшем увеличении температуры гипс становится менее растворимым, а растворимость ангидрида уменьшается намного быстрее.

80

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Поэтому в скважинах и пластах при температуре больше 40˚С возможно преобладание в отложениях ангидрида.

Лекция № 22

Зависимость равновесных концентрация сульфатов кальция и бария от давления незначительна. На растворимость BaSO4 температура оказывает

незначительное влияние. Уменьшение давления вызывает испарение части воды в газообразную фазу (Рпл < Рнас), что также способствует перенасыщению водно-солевого состава раствора.

Изменение химического состава пластовых вод в процессе разработки месторождения. Смешение закачиваемых и пластовых вод, даже при условии химической совместимости, приводит к формированию воды совершенно иного состава по сравнению с пластовой водой, а это способствует изменению растворимости отдельных компонентов. Так при высокой концентрации хлористого натрия в растворе заметно увеличивается растворимость CaCO3 и CaCO4, в большей степени (в 10 раз) повышается при этом растворимость BaSO4. пластовые воды

большинства месторождений, разработка которых осложнена солеотложениями, является водами хлор-кальциевого типа, в них

растворимость гипса невелика.

Например, если при отсутствии в воде CaCl2 равновесная концентрация

гипса составляет 2080 мг/л, то при содержании в растворе порядка 400 г/л CaCl2 равновесная концентрация ее уменьшится до 32 мг/л.

Итак в двух и более компонентных системах различные соли по разному влияют на равновесные концентрации основных компонентов неорганических осадков.

3) поступление на забой скважины вод разных горизонтов.

Интенсивное солеобразование может наблюдаться при поступлении воды на забой из различных пластов в случае совместного вскрытия пластов перфорации либо разрушение заколонного цементного камня, приводящего к смешению различных вод.

Например, при эксплуатации Майколского месторождения из-за

некачественного цементирования скважин и значительной разности давлений в залежи, газа и воды перетекали из одного горизонта в другой, смешение этих вод приводило к образованию осадков за счет протекания следующих химических реакций.

1)2NaHCO3+CaCl2 = CaCO3+2NaCl+H20+CO2

2)2NaHCO3+MgCl2 = MgCO3 + 2NaCl+H2O + CO2

Существуют и другие факторы, способствующие солеотложению:

1)выщелачивание солей, содержащихся в пласте;

2)процессы обогащения закаченных вод солями при контакте их с погребенными водами; повышение растворимости воды в нефти с повышением температуры и т.д.

81

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Физические основы вытеснения нефти и газа из пористых сред. Нефтеотдача пластов.

Источники пластовой энергии. Приток нефти и газа с забоя добывающих скважин происходит в силу того, что Рзаб<Рпл . В зависимости от геологических условий применяемых способов разработки приток нефти и газа к скважине обеспечивается следующими видами пластовой энергии.

1. Энергия напора краевых, либо подача вод. а) жестко-водонапорный режим б) упруго-водонапорный режим

Если водонапорная система имеет выход на поверхность и хорошо гидродинамически сообщается с нефтяным пластом, то изменение Рпл во времени не происходит, такой режим разработки пласта называется жестко- напорным (рис.1, Рпл=const).

Если пласт не имеет выхода на поверхность или плохо сообщается с водонасосной частью системы, то в процессе эксплуатации залежи Рпл заметно падает во времени, начинают появляться упругие свойства п-д

(сжатие) и жидкостей и газов (расширение). Такой режим работы пласта называется упруговодонапорный режим.

2. Энергия упругости газа сжатого в газовой шапке. Этому виду энергии

соответствует режим газовой шапки

82

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.Энергия растворенного в нефти и воде газа, выделяющегося при условии Рпл<Рнас. Этому виду энергии соответствует режим растворенного газа.

4.Гравитационная энергия, которая соответствует режиму гравитации. Она обусловлена силой тяжести самой нефти, проявляющейся в крупнозалегающих пластах и существующая при малой вязкости нефти

Последние два режима называются режимами истощения, первые два – напорные режимы.

Максимальное количество нефти добывается при напорных режимах.

Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта.

1)силы вязкого трения,

2)капиллярные силы

3)адгезионные силы (силы прилипания).

Силы трения проявляются в пласте также как и при течении нефти и газа по ТП, т.е. гидравлическое сопротивление течению нефти в порах пропорционально скорости фильтрации и вязкости.

В пласте действует капиллярные силы. Эти силы проявляются в зоне контакта несмешивающихся жидкостей. При вытеснении нефти водой за фронтом вытеснения образуется, формируется многочисленные столбики

нефти, рассеянные в воде и в этой зоне особенно сильно проявляются капельные силы.

83

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лекция № 23

Р1 > Р2 Р1-Р2 = Р

Чтобы рассмотреть кап. Силы, рассмотрим капилляр со столбиком нефти, который вытесняется водой при Р1-Р2 = Р.

В статич. Условиях под действием кап. сил столбик нефти стремится принять шарообразную форму, оказывая давление Р на стенки пор через пленку воды. При этом давление Р, возникающее внутри капилляра =

P 2 ...... (1), где

Rr

Р– давление

σ – коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела фаз R – радиус сферической поверхности столбика воды

r – рад. Цилиндрической поверхности -//-//-

Установлено что R и r и cosθ связаны между собой следующей

зависимостью:

При θ=0 давление P (4)

r

Из (4) видно что чем больше σ и меньше r тем больше Р оказываемое на

стенки пор через пленку воды и тем вероятнее неподвижность столбика нефти в капилляре.

Если на концах капилляра создать перепад Р то произойдет деформация нефти ( см. пунктирную линию).

Такое изменение формы менисков вызовет соответствующее им изменение кап давления, которое согласно закону Лапласа будут

84

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Р1>Р11.

Разность этих кап давлений будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений Р.

Это явление когда возникает дополнительное сопротивление при движении двух не смещающихся жидкостей или пузырьков газа называют эффектом Жамена.

Т.к. таких столбиков или пузырьков газа в поровых каналах очень много, то на преодоление кап сил затрачивается существенная доля Р. Те же самые явления наблюдаются при переходе капли из широкой части капилляра в узкую, возникает также разность кап давлений менисков, имеющих разные радиусы

Коэффициент нефтеотдачи, коэффициент нефтеизвлечения.

Полнота выработки залежи нефти характеризуется коэффициентом нефтеизвлечения (коэффициентом нефтеотдачи пласта).

1) Нефтеотдачей пласта называется разность между начальной и

2)Нефтеотдачей называется отношение всего количества добытой нефти к геологическим ее запасам, т.е.

V ДОБ .Н

VГЕОЛ .ЗАП .Н

3)Коэффициент нефтеотдачи можно оценить по методу БашНИПИнефть

ВЫТ С ОХВ

85

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Под коэффициентом вытеснения понимают отношение V нефти,

вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой или газом) к начальному содержанию нефти в этой же области. Коэффициент вытеснения представляет собой величину нефтеотдачи, которую можно достичь с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы. Коэффициент безмерная величина, зависит от многих параметров.

Под коэффициентом охвата понимается отношение объем породы, охваченной вытеснением ко всему объему нефтесодержащей породы, он характеризует потери нефти в неохваченных дренированием и заводнением в зонах слабопроницаемых включениях слоях, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами, либо отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. η~0,65 или 65% (идеальный случай когда =1)

ηс - коэффициент сетки скважины характеризует удельную площадь дренир-

ия, приходящегося на одну скважину.

Остаточная нефть и распределение ее в пласте.

После окончания разработки или на средней и поздней стадии разработки месторождения, в нем остается значительное количество остаточной нефти. Выделяют два основных класса остаточных нефтей.

На основании разработки и обобщения опыта промысловых работ по нефтеотдаче выделены след. типы остаточной нефти.

1)рассеянная нефть, нефть находящаяся в виде отдельных капель в порах или в виде пленки, обволакивающих зерна породы, эта нефть прочно удерживается поверхностными силами.

2)Целики капиллярно-удержанной нефти, образующиеся в следствии

значительной неоднородности пласта.

3)Целики нефти в тех участках пласта, где процесс нефтеизвлечения происходит значительно медленнее, чем в основной массе коллектора (нефть в малопроницаемых зонах, блоках, ****** среды, неизвлеченная следствием медленности кап-ой пропитки блоков по сравнению выт-я нефти водой из высокопроницаемых зон и трещин).

86

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Между образовавшимися целиками нефти и окружающими их водононасыщ. Породами идет кап-ый обмен жидкостей, благодаря чему часть нефти из них

извлекается. НО этот процесс характеризуется непрерывным затуханием скорости обмена и может привести к существенному дополнительному вытеснению нефти лишь при малых размерах целиков.

4)Целики нефти, остающиеся вследствие неравномерного продвижения фронта вытеснения в неоднородных пластах (послойной неоднородных пластах) с полной гидродинамической связью зон различной проницаемости..

5)Остаточная нефть в невыработанных изолир-ых прослоях или зонах пониженного град-та давления. В случае проявления нефтью начального град-та давления могут образоваться крупные целики,

неохваченные процессом разработки.

Схема расположения добывающих скважин.

87

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Остаточная нефть в плохо выработанных прослоях и зонах (пункт 5), а также частично в целиках, возникающих вследствие неравномерного продвижения фронта вытеснения внутри пласта(пункт4) может быть успешно добыта с применением различных методов интенсификации добычи и вторичных методов повышения нефтеотдачи (тепловые методы, закачка загущенных водных растворов, газа, ГРП и т.д.)

Сущность и механизм методов увеличения нефтеотдачи пластов(МУН)

Главной задачей нефтепромысловой науки и практики является наиболее полное извлечение нефти из пласта.

При существующих методах разработки средний коэффициент не превышает 43…45%

Значительные запасы нефти остаются не извлеченными на дневную поверхность.

Основные причины «невозможности» достижения полного вытеснения нефти водой

Причины:

1)несмешиваемость нефти и воды.Это приводит к образованию поверхности раздела двух фаз, что в свою очередь создает капиллярные явления в пласте

2)гидрофобизация парод-коллекторов в следствии адсорбции активных

компонентов нефти на поверхности зерен и поровых каналов. Это приводит к образованию пленочной и капиллярной нефти которая трудно смывается водой.

3)Различные в вязкостях нефти и воды μн> μв (хотя имеются нефтегазовые месторождения у которых μн может быть<1); Что приводит к языкообразованию или кинжальному прорыву маловязкой воды к добывающим скважинам, при этом значительное количество нефти остается за фронтом вытеснения нефти.

4)В пластах часть нефти, содержится в тупиковых порах, доках, местах выклинивания пластов даже при больших градиентах давления и преодоления отрицательно влияющих капиллярных сил. Эта нефть невсегда фильтруется в породе, а следовательно не всегда вытесняется к добывающим скважинам

88

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5)Геологическая неоднородность пласта по проницаемости. Вода вытесняет нефть из высокопроницаемых пропластков, а в низкопроницаемых нефть остается неохваченной заводнением.

Сущность и механизм увеличения нефтеотдачи при гидродинамических метдах воздействия

В настоящее время обычное заводнение продуктивных пластов самый общепризнанный метод увеличения нефтеотдачи пластов.

Это обусловлено:

1)доступностью воды

2)простой технологией нагнетения воды в пласт

3)достаточно высокой эффективностью нагнетения водой

4)экологической безопасностью

Разновидностями заводнения как МУИ являются:

1)форсированный отбор жидкости(ФОЖ)

2)циклическое заводнение

ФОЖ Достигаются за счет создания высоких градиентов(перепадов) давления

путем уменбшения заборного давления при массовом внедрении метода на скважине.

Механизмы УН при ФОЖ:

1)в неоднородных по проницаемости пластов, за счет увеличения градиента(перепада) давления, вовлекаются в разработку малопроницаемые нефтенасыщенные пропластки, остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны; наибольший эффект достигается в коллекторах, где доля капиллярных сил незначительна

2)для местностей с аномально вязкими(неньтоновскими нефтями),

снижение Рзаб приводит к увеличению градиента давления. Увеличение последней разрушает или ослабляет внутреннюю структуру нефти, уменьшает ее вязкость, улучшает фильтрационные свойства нефти

ФОЖ увеличивает текущий коэффициент нефтеотдачи от долей до 7%

Циклическое заводнение

Технология ЦЗ заключается в циклическом изменении режима работы нагнетенной и добывающих скважин путем:

а) периодичной остановке и пуске добывающих и нагнетательных скважин б) изменение расходов(давлений) закаченной воды и отбора жидкости

Механизмы УН при ЦЗ

89