- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
Важное значение в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений имеют деформации пород, происходящие вследствие изменения пластового давления, которое может уменьшаться со временем и вновь восстанавливаться при искусственных методах поддержания давления в залежи.
П редставим себе элемент породы (рис. 6), заключенный в непроницаемую эластичную оболочку и испытывающий горное давление , а в порах пласта, насыщенного жидкостью,— давление р.
Рис. 6. Схема проявления горного и эффективного давлений в элементе породы
До начала эксплуатации залежи пластовое давление жидкости способствует уменьшению нагрузки, передающейся на скелет породы от массы вышележащих отложений (если кровля пласта непроницаема). Тогда давление на скелет породы (эффективное давление)
эф =-р. (22)
При извлечении нефти на поверхности пластовое давление р падает и давление на скелет пород эф увеличивается.
Установлено, что с падением пластового, давления объем, порового пространства пласта уменьшается вследствие упругого расширения зерен породы и возрастания сжимающих усилий, передающихся на скелет от массы вышележащих пород. При этом зерна породы испытывают дополнительную деформацию и пористость среды уменьшается также вследствие перераспределения зерен и более плотной упаковки их и изменения структуры пористой среды.
Некоторые из упомянутых процессов, вызывающие изменения объема пор, являются обратимыми, как, например, упругое расширение зерен цемента и деформации их в сторону пустот, не занятых твердым веществом, под действием массы вышележащих пород. Другие же процессы, например, перегруппировка зерен, скольжение их по поверхности соприкосновения и разрушение и дробление зерен,— процессы необратимые. В результате с возрастанием пластового давления должны появиться значительные остаточные деформации и пористость пород не восстанавливается. Остаточные деформации пород, по-видимому, характерны для глубоко залегающих пластов.
Объем V внешнего скелета пористой среды складывается из объемов твердой фазы VT и порового пространства VП и поэтому с изменением в породах среднего нормального напряжения и пластового давления р происходят упругие изменения всех трех величин. Тогда объемная деформация пород при всестороннем сжатии описывается тремя коэффициентами сжимаемости, которые определяют по следующим соотношениям:
(23)
(24)
(25)
где , П и Т — коэффициенты сжимаемости породы, пор и твердой фазы.
Индексы при скобках указывают на условия определения частных производных: при постоянном р или постоянной разности напряжений (-р).
Очевидно, что коэффициенты сжимаемости имеют размерность [] = Па-1.
Объемная деформация коллекторов в реальных условиях при всестороннем сжатии зависит одновременно от разности (—р) и от давления в порах р. Эффективное напряжение (—р) определяет деформацию внешнего скелета породы, а изменение давления в пласте — деформацию твердой фазы. Тогда, с учетом формул (23), (24) и (25) относительные суммарные упругие деформации скелета, пор и твердой фазы будут определяться соотношениями
(26)
(27)
(28)
где m —открытая пористость коллектора.
Между , П и Т существует следующая связь:
=mП+Т (29)
Как показано В.Н. Щелкачевым, особое значение в процессах протекающих в пластах при эксплуатации нефтяных, газовых и водоносных горизонтов, имеет коэффициент объемной упругости пласта с:
(30)
Из (27) и (29) найдем
(31)
Коэффициент с иногда определяют, изменяя давление жидкости в порах при =const. В этом случае формула (31) принимает вид
или (32)
По формулам (30) — (32) можно определить коэффициент объемной упругости пласта с, если известен из лабораторных данных коэффициент сжимаемости пор П. В табл. 3 приведены коэффициенты сжимаемости пор некоторых осадочных пород при различных значениях эффективного давления. Кроме того, указаны глубины залегания пород, соответствующие эффективным давлениям на скелет породы.
Таблица 3 Коэффициенты сжимаемости пор некоторых осадочных пород
Породы |
Коэффициент сжимаемости пор породы П, ГПа-1 |
||||
эф=8,0 МПа, h300-500 м |
эф=16,0 МПа, h650-1000 м |
эф=32,0 МПа, h1300-2000 м |
эф=64,0 МПа, h2500-4000 м |
эф=96,0 МПа, h4000-6000 м |
|
Песчаники, сцементированные глинистым цементом |
1,15 |
0,95 |
0,45 |
0,35 |
0,25 |
Песчаники и алевролиты, крепко сцементированные глинисто-карбонатным цементом |
2,75 |
1,50 |
0,70 |
0,32 |
— |
Аргиллиты сильно уплотненные |
2,45 |
1,45 |
0,75 |
0,32 |
— |
При практических оценках с некоторых пород значениями коэффициента сжимаемости Т можно пренебречь в связи с его малостью. Например, коэффициент сжимаемости кварца или кальцита мало изменяется от давления (до 200 МПа) и равен для кварца Т =(30—35) ТПа-1; для кальцита — 25 ТПа-1; для доломита —12 ТПа-1 и известняков — (25—27) ТПа-1.
Как следует из приведенных формул, для определения с в условиях залегания реальных коллекторов необходимо знать характер изменения напряженного состояния пород в пласте при изменении пластового давления. Эта величина зависит от глубины залегания пласта и тектонической обстановки (начального напряженного состояния горных пород), упругих свойств и т. д. В простейшем случае (если пренебречь относительными боковыми смещениями пород при деформации) величину можно определить из соотношения
(33)
По расчетам В. М. Добрынина, при коэффициенте Пуассона =0,2 значение d/dp изменяется от 0,25 до 0,5, если Т/mП находится в пределах 0—1.
Как следует из табл. 3, коэффициент сжимаемости пор П в значительной мере зависит от эффективного давления (сжимаемость сокращается с ростом давления). В соответствии с этим коэффициент объемной упругости С пород зернистых коллекторов изменяется в широких пределах: С=(3-30) ТПа-1 в интервале внешнего давления от 0 до 100 МПа.
В связи со спецификой строения пород карбонатных трещиноватых коллекторов их сжимаемость, как правило, выше, чем у зернистых пород. В табл. 4 приведены данные СевКавНИИ о коэффициентах объемной упругости трещинной среды (известняков) и сжимаемости трещин ряда месторождений Грозного, полученные в начальный период разработки залежей.
Таблица 4 - Коэффициенты объемной упругости трещинных известняков и вторичных пустот (трещин)
Месторождения |
Горное давление , МПа |
Пластовое давление рП, МПа |
Коэффициент объёмной упругости трещщиной среды СТ, ТПа-1 |
Коэффициент трещинной (вторичной) пористости mT, % |
Коэффициент сжимаемости трещин ТР ГПа-1 |
Карабулак-Ачалуки: |
|
|
|
|
|
Северо-западная площадь |
53,1 |
33,3 |
60-70 |
0,6 |
10,7-12,3 |
Юго-восточнаая площадь |
53,1 |
33,3 |
30-40 |
0,41 |
7,1-9,5 |
Заманкул |
52,0 |
34,0 |
25-15 |
0,18 |
13-21,5 |
Малгобек-Вознесенское — Алиюртовское |
72,0 |
48,4 |
48-54 |
0,75-1,3 |
4,1-6,4 |
Хаян-Корт (Западная площадь) |
88,5 |
54,5 |
50 |
0,58 |
9,2 |
Д ля измерения упругих характеристик горных пород используются специальные приборы. На рис. 7 приведена схема простейшего прибора, позволяющего измерять коэффициент объемной упругости С образцов горных пород.
Рис. 7. Схема прибора для изучения коэффициента объемной упругости пород C (конструкция Уфимского нефтяного института)
Прибор состоит из камеры 1 высокого давления, в которую вставляется образец 2 керна, помещенный в эластичную непроницаемую оболочку 3. Предварительно керн насыщается под вакуумом жидкостью (водой). После установки крышки 4 прибора «горное» давление в камере 1 вокруг оболочки создается прессом 5. Изменение объема образца породы регистрируется по шкале пресса 5, а изменение объема пор — по объему вытесненной из керна жидкости в калиброванный капилляр 6.
Коэффициент объемной упругости трещиноватых пород по кернам не удается определить, так как керновый материал обычно не является представительным с точки зрения реального строения, раскрытости и других характеристик трещин. Для трещиноватых пород C определяется по результатам разработки залежи с учетом ее объема, количества извлеченной жидкости и падения пластового давления.