1-20 fizplast

Раздел 1. Физика нефтяного пласта
Раздел 1. Физика нефтяного пласта ...................................................................................................................................................................... 1
1. Физические свойства нефтегазовых пластов; коэффициенты, характеризующие эти
свойства, области их использования и способы измерения. ............................................ 2
2. Нефтегазовый пласт как многофазная многокомпонентная система. ......................... 4
3. Терригенные, карбонатные и заглинизированные пласты; особенности их строения.6
4. Основные физические свойства нефтегазовых пластов и пластовых флюидов,
используемые при проектировании и контроле за разработкой.......................................... 7
5. Естественная и искусственная трещинность, способы описания. .............................. 10
6. Деформация нефтегазового пласта; физическая сущность; коэффициенты и способы их
определения. ............................................................................................................................ 12
7. Физика процессов вытеснения нефти и газа водой, обобщенный закон Дарси.
Функции
относительных
фазовых
проницаемостей, характеристика и способы
определения. ............................................................................................................................ 16
Qж1 ................................................................................................................................................ Ошибка! Закладка не определена.
8. Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры,
характеризующие свойства пласта; тепловые поля. ........................................................... 20
9. Физическая сущность явления смачиваемости нефтегазовых пластов; виды
смачиваемости; параметры, характеризующие смачиваемость пласта. .................. 22
10. Фазовые превращения углеводородных систем в, нефтегазовых пластах; влияние
термобарических условий пласта на фазовое состояние углеводородных систем.
24
11. Реология ньютоновских и неныотоновских нефтей; физические причины аномальных
явлений; фильтрация аномальных нефтей. .......................................................................... 26
12. Давление насыщения нефти газом; способы определения; физические особенности
фильтрации газированной жидкости. .................................................................................. 28
13. Реальные и идеальные газы; законы их поведения; коэффициент
сверхсжимаемости. ................................................................................................................. 29
14. Физическая сущность явлений адсорбции в нефтегазовых пластах; удельная
поверхность и минералогический состав пласта; изотермы сорбции. ....................... 31
15. Виды остаточной нефти в заводненных пластах; механизмы капиллярного защемления
тяжелых углеводородов. ........................................................................................................ 33
16. Физические принципы повышения нефтеотдачи пластов; основные свойства
пласта и пластовых жидкостей, используемые при повышении нефтеотдачи пласта. .. 35
17. Неоднородность нефтегазовых пластов; структурно-литологическая и фазовая
неоднородность пласта. ......................................................................................................... 36
18. Волновые процессы в нефтегазовых пластах; параметры, влияющие на
эффективность передачи волновой энергии. ....................................................................... 38
19. Техногенные изменения нефтегазовых пластов при разработке; свойства пласта и
пластовых жидкостей, меняющиеся в процессе разработки. ............................................. 41
20. Поверхностно-молекулярные свойства системы нефть-газ-вода-порода; капиллярное
давление. .................................................................................................................................. 42
1
1. Физические свойства нефтегазовых пластов; коэффициенты,
характеризующие эти свойства, области их использования и
способы измерения.
Физическое свойство – способность взаимодействовать с искусственными и
природными физическими полями.
Конкретной числовой характеристикой является мера взаимодействия пласта с полями.
Действующими полями являются: гравитационное, барическое, электромагнитное,
радиационное и др.
Под действием полей пласт приобретает свойство саморегуляции.
Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяного и газового пластов
характеризуются следующими основными показателями:
1. гранулометрическим (механич.) составом пород - массовое содержание (количество)
в породе частиц определённой крупности (размера). Для оценки гранулометрического
состава используются данные микроскопического, ситового и седиментационного анализа.
Распределение частиц по размерам описывается с помощью кривой распределения частиц.
Определяется суммарная масса М; строится интегральная кривая;
Неоднородность размеров частиц характеризуется величиной отношения d 60/d10. Где d60
– диаметр частиц, при котором сумма масс фракции от 0 до 60%, а d10 – диаметр частиц, при
котором сумма фракции рассматривается от 0 до 10 %.
2. пористостью - способность содержать пустоты.
Выделяются следующие виды пористости:
Первичные/гранулярные поры, образуется в результате осадкообразования и
формирования породы. Вторичные/трещиноватые поры, не присущие процессу образования
пласта. Что касается вторичных пор, то они связаны с деформацией, выщелачиванием и
другими седиментационными процессами. Они, в свою очередь, подразделяются на:
щелевидные, каверновые
Поры можно охарактеризовать такими параметрами, как: эффективный диаметр,
степень раскрытости трещин.
В зависимости от размеров пор имеются определённые классификации пор по
способности их фильтровать:
сверхкапиллярные - наиболее крупные поры; dэф>10-4 м. Для этих пор характерно
подчинённое отношение между флюидом и породой. Такие поры характерны для
высокопористых, высокопроницаемых пород.
Капиллярные – dэф=10-7-10-4 м. Взаимодействие между флюидом и породой в таких
порах существенно. Большую роль играют капиллярные силы, которые препятствуют
фильтрации жидкости и газа.
Субкапиллярные – dэф= 210-9-10-7 м. Размер подобных пор настолько мал, что
молекулярные силы, действующие на поверхности пор, имеют существенное влияние. Если
градиент давления мал – фильтрации не будет происходить.
Микропоры - dэф210-9 м. В этих порах вообще ничего не движется. Пора забита
слоем, созданным молекулярными силами.
Сверхкапиллярные поры типичны для песчаников, обломочных и крупнозернистых
пород, доломитов.
Капиллярные – для сцементированных песчаников.
Субкапиллярные соответствуют глинам, мелкокристаллическим, меловидным породам.
Трещинноватость характерна для хрупких горных пород.
2
Коэффициент, характеризующий запасы, называется коэффициентом общей
пористости.
(vгр+vтрещ+vкав)/vобщ=kп=kп.гр+kп.тр+kп.кав
Как правило объём гранулярных пор всегда существенно выше объёма трещинных и
кавернозных. Доля любых пор на единице объёма называется коэффициентом общей
пористости.
Интерес представляют только сообщающиеся поры. Если нефть находится в
изолированных порах, то она не извлекается. Поэтому для определения запасов извлекаемой
нефти, т.е. для сообщающихся пор применяют коэффициент открытой пористости:
kо.п.=vотк.пор/vобщ
Вводят и такой параметр, как коэффициент нефтегазонасыщения, как объём пор,
содержащих нефть и газ к общему объёму пор: kн.г.=vн.г./vпор. В соответствии с этим
выделяется такое понятие как эффективная пористость:kэф.=kо.п.kн.г. Т.е. это доля пор,
занятых нефтью и газом, отнесённая к общему объёму пласта.
В качестве меры, характеризующей полезную ёмкость пласта используется
коэффициент динамической пористости: kдинам.п.=kо.п.(kн – kо.н.н.), где
kн –
коэффициент нефтенасыщения kо.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения.
3. проницаемостью - способность движения жидкости в пористой среде.
Коэффициент проницаемости – физическое свойство нефтегазового пласта.
Коэффициенты по газу и нефти различны. И поэтому, чтобы иметь некоторую общность
ввели несколько коэффициентов:
Коэффициент абсолютной проницаемости (иначе коэффициент физической
проницаемости пласта) – это проницаемость пористой среды, которая определена из закона
Дарси, при условии, что фильтрующийся флюид не взаимодействует со скелетом породы.
На практике в качестве такого инертного флюида используют газ, например, азот, и
проницаемость по газу является физической проницаемостью пласта.
Фазовая проницаемость – проницаемость пласта при фильтрации флюида (фазы),
который не инертен по отношению к скелету (вода, керосин и др.). kпр.а.  kпр.ф.
Из закона Дарси: v=Q/F, т.е.
kпр=QL/(рF),
3
где F - площадь. [kпр]=[(м /с)(Пас)м/((Па)(м2))]=[м2]
Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.
Относительная фазовая проницаемость. Характеризует фильтрационную способность
пласта в присутствии другой фазы.
fн=kн/kа
fв=kв/kа
Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из
доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается.
Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом:
kпф=kпkн.н.
kвф=kп(1 – kн.н.)
Они зависят от степени нефтенасыщенности: kн.н.=1 – kв(Sв)
4. удельной поверхностью - понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице
объема породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает.
Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам
пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по формуле Козени: Кармана Sуд. = 7·105
(m·√m) / (√kпр.).
5. капиллярными свойствами
6. механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву,
сжатием и др.)
3
2.
Нефтегазовый пласт как многофазная многокомпонентная
система.
Нефтегазовый пласт: это система которая состоит из ряда геологических тел,
объединенных в единый эксплуатационный объект, содержащий различные фазы и
находящийся под воздействием геологической среды.
Коллектора нефти и газа представляют из себя многофазную, многокомпонентную
систему, являются гетерогенной, неоднородной системой, характеризующейся следующими
видами неоднородности: фазовая, компонентная или минеральная, неоднородность
химического состава, а также структурно-текстурная неоднородность.
Уровни неоднородности.
 Уровни атомов и ионов
0.510-4¼210-4 мкм
 Уровень молекул
10-4¼10-3 мкм
 Моно- и полимолекулярные слои
10-4¼10-1 мкм
 Поры, заполненные жидкостью или газом
10-4¼103 мкм
 Зёрна скелета
10-3¼105 мкм
 Полости выщелачивания/каверны
102¼107 мкм
 Прослои, линзы, включения
103¼107 мкм
Широкий спектр неоднородности пласта приводит к большой сложности описания. В
зависимости от способа определения имеются различные материалы.
Различают три основных вида пород, которые могут быть коллекторами, т.е.
проводящими и флюидосодержащими, и неколлекторами:
Терригенные породы – это осадочные образования, сложенные терригенными
минералами или обломками материнских пород (обломки + глины).
Пирокластические – осадочные, обломочные породы, на 50 и более % состоящие
из продуктов вулканического извержения. Могут быть коллекторами.
Непроницаемые породы – тонкие слои, имеющие подчинённое значение.
Пласты делятся на микропористые и макропористые. Пласты – неколлекторы содержат
субкапилляры и микропоры.
По степени проницаемости коллекторы можно разделить на: низкопроницаемые 0 –
0.1Д, среднепроницаемые 0.1 – 0.5 Д, высокопрницаемые 0.5 Д и выше.
Из определения пласта мы обозначили пласт как гетерогенную систему.
Гетерогенная система – система, состоящая из отдельных систем, разграниченных
поверхностями раздела, причём при переходе через эти поверхности хотя бы одно из
свойств изменяется скачкообразно.
Виды гетерогенности.
1. Строения пласта (состоит из разных минералов).
2. Находящиеся внутри нефть и газ – т.н. фазы.
Тв.ф.+ж.ф.+г.ф.=пласт
Гомогенная система – однородная система, в которой свойства меняются плавно или
совсем не изменяются.
Фазой называется гомогенная часть гетерогенной системы, которая ограничена
поверхностью раздела.
3. Внутри каждой фазы можно выделить компоненты.
Компоненты – индивидуальные вещества, состоящие из одинаковых молекул и
наименьшее число этих молекул необходимо и достаточно для образования всех фаз этой
системы.
Многокомпонентная система состоит из одного и более индивидуальных веществ.
4
Фазовый состав: твердая, жидкая, газообразная, иногда гидратная.
Каждая фаза - многокомпонентная система. В пласте могут происходить фазовые
превращения (при воздействии на пласт). Свойства зависят от состава и взаимного влияния
фаз. Влияние фаз является ключевым моментом в исследовании пласта. Пласт
рассматривается с точки зрения свойств отдельных фаз.
Свойства твердой фазы определяются свойствами скелета. Они зависят от свойств зерен
и упаковки зерен. Свойства твердой фазы характеризуют неколлекторские свойства.
Компонентный состав: разные минералы – твердая фаза. Жидкая может быть нефть,
вода, конденсат. Газообразная – разные компоненты (пропан, бутан и т.д.).
Структурно-текстурное строение: фазовая неоднородность обусловлена тем, что на
границах раздела фаз интенсифицируется действие микросил.
Текстурная неоднородность:
-Возникают капиллярные явления одним из важнейших характеристик неоднородности
явл. гранулометрическая характеристика пласта.
Горная порода – природный агрегат минералов неоднородного состава.
При описании нефтяного и газового пласта такого объяснения недостаточно.
Нефтяной пласт – гетерогенная, многокомпонентная, многофазная термодинамическая
система.
Термодинамическая система – совокупность макроскопических материальных тел и
полей, способных взаимодействовать между собой. Термодинамичекие системы: открытая
(может обмениваться энергией и массой с другими системами), закрытая (масса постоянная)
и изолированная (в лаборатории определяются свойства в изолированной системе).
Взаимодействия бывают следующих видов:
 Механическое взаимодействие.
 Тепловое взаимодействие (закачка воды, закачка пара, электропрогрев
призабойной зоны).
 Взаимодействие массообменом (закачка воды для вытеснения флюида).
Благодаря термодинамическому подходу сформировалась синергетика.
Синергетика – физика процессов самоорганизации систем.
Коллектор – место накопления нефти и газа, проницаемая порода, пласт, способный
пропускать через себя нефть и газ, т.е. такая горная порода, которая обладает свойством
пористости и проницаемости. Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяного и
газового пластов характеризуются следующими основными показателями:
 гранулометрическим (механическим) составом пород;
 пористостью;
 проницаемотью;
 капиллярными свойствами;
 удельной поверхностью;
 механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением
разрыву, сжатию и другим видам деформаций);
 Насыщенностью пород водой, нефтью и газом.
Эти свойства пород находятся в тесной зависимости от химического состава,
структурных и текстурных их особенностей. Структура породы определяется
преимущественно размером и формой зерен. По размерам зерен различают структуры:
псефитовую(более 2 мм), псаммитовую (0,1-2 мм) , алевритовую(0,01-0,1 мм), пелитовую
(0,01мм и менее). К текстурным особенностям породы относят слоистость, характер
размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное соотношение
цемента и зерен породы и некоторые другие черты строения.
5
3. Терригенные, карбонатные и заглинизированные пласты; особенности
их строения.
Терригенные - это осадочные образования, сложенные терригенными минералами или
обломками материнских пород. В основном состоят из обломков кварца, полевого шпата,
слюды и т.п. Грануляраный тип коллектора.
Карбонатные - соли CaMgCO3 и др. химического материала отложенных из вод.
Трещинно -кавернозный тип коллетора.
Заглинизированные коллектора. Глинистые породы – одни из самых распространенных
осадочных образований. По объему они составляют до 60% всех осадочных пород. Их
главные составные части – глинистые минералы и тонкодисперстный обломочный материал.
Глинистые частицы в основной массе имеют размер менее 0,004 мм. В качестве примесей в
глинистой породе присутствуют алевролитовые, песчаные зерна кварцев, полевых шпатов,
мусковита, кальцита и тд. Количество примесей в глинах может составлять до 50%. Глины
размокают в воде, во влажном состоянии им свойственна пластичность, глины способны
поглощать воду и увеличиваться в объеме, скреплять различные тела. Глины слабо
проницаемы для жидкостей и газов. В природных условиях глинистые породы залегают в
виде ограниченных по размерам прослоев, линз, а также мощных пластов и пачек, имеющих
региональное распространение.
Карбонатные породы. Составляют 15 –20% всей массы осадочных образований.
Основные составные части к. п. – кальцит и доломит. К карбонатным породам относятся
такие, в которых карбонатные минералы составляют 50% и более. Карбонатные породы
являются прекрасными коллекторами нефти и газа.
В терригенных пластах в основном цементирующим матреиалом является глина. Она
обладает огромной удельной поверхностью и адсорбционной способностью. Поэтому,
эффективность от обработок ПАВом снижается в коллекторах такого типа.
Карбонатность породы:
Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты:
известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды – Na2СО3, поташа – K2СО3, сидерита
– FeСО3 и др. Общее количество карбонатов относят обычно к СаСО3, потому, что
углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную часть
перечисленных карбонатов. Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в
лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом . Метод основан
на химическом разложении солей угольной кислоты действием соляной кислоты и
измерением объема углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:
СаСО3, +2HCl = CO2 + CaCO3 + H2O
По объему выделившегося CO2 вычисляют весовое процентное содержание карбонатов
в породе в пересчете на СаСО3.
Существуют также гранитоидные коллектора (Белый тигр), туфагенные (Кавказ)
6
Основные физические свойства нефтегазовых пластов
и
пластовых флюидов, используемые при проектировании и
контроле за разработкой.
Основные физические свойства нефтегазовых пластов, которые используются при
проектировании это проницаемость, пористость, насыщенность, фазовая проницаемость,
плотность нефти, вязкость, давление насыщения, газовый фактор, обводненность, состав
пластовых флюидов.
Под контролем процесса разработки понимают сбор информации о:
 Термобарическом состоянии пласта (Рпл, Тпл)
 Изменении свойств продуктивного пласта
 Взаимосвязи добычи и закачки со свойствами пласта и термобарическим
состоянием.
С технической точки зрения контроль это система измерения давления и температуры в
скважине, расхода нефти, газа и воды, плотности, содержания смоло-асфальтеновых
компонентов, газосодержания, коэффициента пъезопроводности. Указанные параметры
измеряются на поверхности вблизи устья скважины, в стволе скважины, около забоя и в
лабораторных условиях. Для осуществления контроля Р и Т в пласте и скважине строятся
карты изобар и изотерм(по картам можно определить направление закачиваемых вод и
свойства –пласта). Пластовая температура измеряется в длительно простаивающей
скважине. Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры,
характеризующие свойства пласта; тепловые поля.
Параметры, характеризующие свойства коллекторов продуктивных пластов,
оцениваются по данным лабораторных исследований кернового материала и результатам
геофизических и гидродинамических исследований скважин. Эти данные, обычно
изменяющиеся в широких пределах, характеризуют высокую степень неоднородности
распределения большинства параметров горных пород и пластовых систем. При
проектировании технологических процессов нефтедобычи возникает задача учета и
отображения неоднородности строения и свойств коллекторов и определения их
характеристик по пласту.
Многие важнейшие свойства коллекторов зависят от давления, температуры, степени
насыщения порового пространства газожидкостными смесями. Распределение пор по
размерам можно определять разными способами: ртутное выдавливание, выдавливание
центрифугой и другие.
Наиболее распространён способ центрифугирования, по опытным данным которого
строится кривая зависимости капиллярного давления от водонасыщенности.
Рк
I(S)
4.
Sв
S
Функция капиллярного давления зависит от коллекторских свойств. Чем выше
коэффициент k, тем более сдвинута кривая влево, тем ниже остаточная водонасыщенность.
Одной из определяющих характеристик на практике является функция Леверетта.
Функция Леверетта – отношение капиллярного давления к давлению, развивающемуся в
порах среднего размера: I(S)=Рк(S)/Р
Непостоянство проницаемости, пористости и других свойств пласта учитывается и
7
отображается с помощью геологических карт, а также методами математической статистики.
Непостоянство
объемной
геометрии
продуктивных
коллекторов
обычно
характеризуется показателями, отображающими расчлененность пласта на отдельные
прослои непроницаемыми отложениями и изменение объемной характеристики каждого
проницаемого пропластка по площади залежи. К таким показателям относятся
коэффициенты расчлененности, песчанистости, макронеоднородности, коэффициент
распространенности коллектора, коэффициент сложности площадных границ коллектор неколлектор, коэффициенты распространения коллектора, степени связанности пластов.
Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные,
радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы,
основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной
природы. Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм либо точечной
характеристики геофизических параметров: кажущегося электрического сопротивления,
потенциалов собственной и вызванной поляризации пород,
интенсивности гаммаизлучения, плотности тепловых и надтепловых нейтронов, температуры и др. В итоге
решаются следующие задачи: определения литолого-петрографической характеристики
пород; расчленения разреза и выявления геофизических реперов; выделения коллекторов и
установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; определения
характера насыщения пород — нефтью, газом, водой; количественной оценки
нефтегазонасыщения и др.
Контроль за изменением характера насыщения пород в результате эксплуатации залежи
по данным промысловой геофизики осуществляется на основе исследований различными
методами радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического — в
необсаженных. В последние годы получают все большее развитие детальные сейсмические
исследования, приносящие важную информацию о строении залежей.
Гидродинамические методы исследования скважин применяются для определения
физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера
связи дебитов скважин с давлением в пластах. Установив на основе гидродинамических
исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно
решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин
Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов:
изучение восстановления пластового давления, метод установившихся отборов жидкости из
скважин, определение взаимодействия скважин.
Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин. В процессе разработки
залежи получают данные об изменении дебитов и приемистости скважин и пластов,
обводненности добывающих скважин, химического состава добываемых вод, пластового
давления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются
контроль и регулирование разработки. Важно подчеркнуть, что для изучения каждого из
свойств залежи можно применить несколько методов получения информации. Например,
коллекторские свойства пласта в районе расположения скважины определяют по изучению
керна, по данным геофизических методов и по данным гидродинамических исследований.
При этом достигается разная масштабность определений этими методами — соответственно
по образцу породы, по интервалам толщины пласта, по пласту в целом. Значение свойства,
охарактеризованного несколькими методами, определяют, используя методику увязки
разнородных данных. Для контроля за свойствами залежи, изменяющимися в процессе ее
эксплуатации, необходимые исследования должны проводиться периодически. По каждой
залежи, в зависимости от ее особенностей, должен обосновываться свой комплекс методов
получения информации, в котором могут преобладать те или иные методы. Надежность
8
получаемой информации зависит от количества точек исследования. Представления о
свойствах залежи, полученные по небольшому числу разведочных скважин и по большому
числу эксплуатационных, обычно существенно.
9
5. Естественная и искусственная трещинность, способы описания.
Естественная трещиность – образуется при разрушении пласта, которое происходит при
превышении предела прочности породы.
Характеризуется: длиной, шириной, густотой, ориентированностью.
Методика исследования коллекторских свойств трещиноватых гор пород имеет свои
особенности. Их качества как коллектора характеризуются густотой и раскрытостью
трещин, которые определяют трещинную пористость и проницаемость, обусловленную
наличием в породе трещин. Подавляющее большинство трещин, по–видимому, имеет
тектоническое происхождение и объединяется в ориентированные системы. Рассмотрим
трещиноватость, хар-ся системи трещин, стенки которых можно принять за плоскости.
исследованиями И. М. Смехова установлено, что интенсивность трещеноватости зависит от
литологических свойств пород. Раскрытость трещин также зависит от литологического
состава пород и их происхождения и колеблется в пределах 14-80 мкм. Интенсивность
трещеноватости г/п, рассеченной совокупностью трещин, характеризуется объемной T и
поверхностной P плотностями трещин.
T = S/V; P = l/F,
где S – площадь половины поверхности всех стенок трещин, секущих объем породы V; l
– суммарная длина следов всех трещин, выходящих на поверхность площадью F.
Густота трещин – мера растресканности породы.
Г=  n/ΔL.
Δn – количество трещин, секущих нормаль к их плоскости; ΔL – длина нормали.
Для однородной трещиноватости, т.е. когда трещины находятся на равном расстоянии
друг от друга, густота трещин: Г=1/L, где L – расстояние между трещинами в системе.
Объемная плотность Т характеризует трещиность пласта с любой геометрией.
Поверхностная плотность Р зависит от ориентации площади измерения относительно
направления трещин. Между величинами T, P, и Г существует следующая связь T=Гi,
T=Pi/cosαi, P=Гi cosαi, где αi – угол между перпендикуляром к плоскости i той системы
трещин и площадкой, на которой измеряется величина Pi.
Трещинная пористость определяется из соотношения mТ=bi Гi.
Где bi - раскрытость i-той системы трещин.
При bi = const=b
mТ=bT.
Проницаемость kТ в (в Д) трещиноватой породы, когда трещины перпендикулярны
поверхности фильтрации (т.е. по сечению пласта), может быть определена по формуле
kТ=85000b2 mТ, (формула справедлива когда трещины перпендикулярны к поверхности
фильтрации)
Где b – раскрытие трещин в мм; m – трещинная пористость в долях единицы.
В действительности же трещины могут располагаться произвольно, в результате чего
проницаемость трещиноватой породы будет зависеть от простирания их систем и
направления фильтрации. В общем случае, если трещины располагаются произвольно, а
проницаемость рассчитывается для любого горизонтального направления фильтрации, то
формула имеет вид:
N
kT  8,5 * 10 *  bi Г i (sin 2 wi * cos 2  i  cos 2 wi )
6
i 1
3
, где bi и Гi –
раскрытость и густота трещин соответственно в см и 1/см; wi-угол падения трещин данной
системы; i- угол между задаваемым направление фильтрации и простиранием данной
системы трещин.
10
Параметры трещиноватости находятся также по керновому материалу и по шлифам.
Параметры трещиноватых пород подсчитываются по следующим формулам: т = А*(b3l/F),
mt = bl/F, P=l/F.
Здесь т- трещинная проницаемость, мкм2; А – численный коэффициент, зависящий от
геометрии систем трещин в породе; l- протяженность трещин в шлифе, см; F –площадь
шлифа, см2; mt = трещинная пористость, доли единицы; Р – поверхностная плотность
трещин.
Для этой цели используют также геологические, геофизические и гидродинамические
методы.
При геологических методах получают достоверные сведения о плотности трещин и их
ориентированности по данным исследования трещиноватости пород в их обнажениях на
дневной поверхности, а также в шахтах и других горных выработках. Раскрытость же
поверхностных трещих подвержена влиянию эрозии.
Геофизические методы исследования трещиноватых коллекторов основаны на
зависимости свойств потенциальных полей (электрических, гравитационных, упругих и т.д.)
от параметров трещиноватости. Эти методы находятся на стадии развития и становления.
Все более широко применяют гидродинамические методы, основанные на использовании
результатов исследования скважин. Показатели работы скважин (зависимость дебита от
забойного давления, скорость восстановления давления в остановленной скважине и т.д.)
зависят от параметров трещиноватости коллектора.
11
6. Деформация
нефтегазового
пласта;
физическая
сущность;
коэффициенты и способы их определения.
Деформации бывают: линейные и объемные, упругие и пластичные.
Упругие характеристики – упругость, пластичность, прочность на сжатие и разрыв и др.
Большая часть г/п выдерживает высокие нагрузки при всестороннем сжатии. Значительно
меньшие разрушение напряжения при изгибе и растяжении. Если нагружение и
разгрузка г/п происходит в короткий промежуток времени, при значит диапазоне
напряжений справедлив закон Гука. Если сжимающая нагрузка, составляющая иногда 1015% от разрущающей (т. е. не превышающей предел упругости), действует длительно, в
породах могут возникать явление ползучести с образованием остаточных деформаций. В
отличии от явления ползучести пластичная деформации происходят при быстром
нагружении пород за пределами их упругости. Явления ползучести и пластической
деформации способствует частичной разгрузке продуктивных пластов призабойной зоны от
воздействия горного Р – вследствие — «течения» части пород в скважину при ее
строительстве под влиянием высоких нагрузок в вертикальном направлении. Поэтому
давление ГРП часто оказывается значит ниже горного (до 20-40%). Со снижением
пластового Р, эффективное напряжение возрастает и поэтому уменьшается объем пор
вследствие упругого расширения зерен, их переукладки и более плотной упаковки.
Вначале происходят упругие деформации, а при значительном снижении пластового Р,
возможны остаточные деформации пород, которые не восстанавливаются в полной мере
даже в процессе заводнения залежи и при увеличении Р , пластового до первоначального.
Так как большинство м/р разрабатывается заводнением, то значительного снижения Р
пластового не происходит.
Поэтому в большинстве случаев возникают процессы
упругих деформаций пористых сред. Расширяющиеся при этом г/п и пластовые жидкости
находящиеся в зоне пластового Р, обладают упругим запасом, равным сумме объемов
расширения пород и пластовых жидкостей.
Количественно упругие изменения объема пор оценивают коэффициентом объемной
упругости пласта. βс=(1/V)*(dVпор/dP), где V - объем образца породы; dVпор - изменения
V пор при уменьшении или увеличении Р пластового на dP. Значение βс зависит от состава,
строения и свойств г/п, а также от Р (сжимаемость сокращается с ростом P). При изменении
Р, изменяется и объем жидкости, коэффициент сжимаемости которой (βж характеризуется
соотношением βж=(1/V)*(dV/dP), где V - V жидкости; dV - изменение объема ж-ти при
изменении Р на dP.
Коэффициент сжимаемости нефтей βн, зависит
от
количества растворенного газа
-10
-1
и изменяется в пределах (4 - 140)*10 Па . Для учета суммарной сжимаемости пор и
жидкостей
введен
комплексный
параметркоэффициент
упругоемкости
β;
β β
βж.
Породы, залегающие в недрах земли, находятся под влиянием горного давления.
Горное давление – механические силы, которые действуют в пласте как в его
природном состоянии, так и в техногенном изменении пласта.
В результате действия на породу комплекса сил (веса вышележащих пород,
тектонических сил, напора подземных вод, тепловых и электрических полей) порода может
находиться в общем случае в условиях сложного напряжённого состояния,
характеризующегося тем, что результирующие векторы напряжений не перпендикулярны
поверхностям воздействия.
Все вышеназванные силы обуславливают горное давление, т.е.
Рг=fi,
12
где fi – силы, действующие на пласт.
Рассмотрим реальный пласт:
Н
Р=gН, dР=g dr
Под действие сил на поверхность в пласте возникнут напряжения: =dF/dS.
Напряжение – реакция пласта на приложенную нагрузку.
Выберем из массива породы эллипсоидный элемент и рассмотрим реакции:
Если напряжения действуют в одном направлении, то мы получим одноосное
напряжённое состояние.
Если напряжения действуют в плоскости в разных направлениях, мы получим плоское
напряжённое состояние.
Если у нас происходит изменение напряжения в объёме, возникает объёмное
напряжённое состояние.
При реализации эксперимента модель даёт нам одноосное напряжение, тогда как в
пласте объёмное напряжённое состояние.
В зависимости от того, как действует напряжение, оно подразделяется на:
Нормальное ()
Касательное ()
z
z
zу
zх
хz
уz
х х
ух ху
у
z
х ху хz
Sij ух у уz
zх zу z
= Рik,
где  - главное (нормальное) напряжение, Рik – совокупность девяти напряжений при
i=k и касательных при ik.
Напряжённое состояние приводит к тому, что пласт подвергается деформации.
Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений.
Напряжения можно подразделить на:
первичные – напряжения, связанные с образованием пласта;
вторичные – напряжения, связанные с деятельностью человека.
Напряжённое состояние может меняться с изменением температуры, электрического,
магнитного поля пласта и других факторов.
Деформация зависит от вида напряжённого состояния, т.о. можно выделить:
линейные деформации;
сдвиговые деформации;
объёмные
13
деформации.
В случае линейной деформации можно записать относительно продольную
деформацию: =1/1. Нормальные составляющие напряжения обычно
вызывают
деформации сжатия или растяжения х, у, z.
Касательные напряжения вызывают деформации сдвига ху, уz, хz (деформация
сдвига обычно измеряется углами сдвига, т.к. из-за малости их величины tg=).
Суммарная деформация ху, уz, хz – величина, на которую уменьшается прямой угол
между соответствующими гранями выбранного нами из массива пласта куба в результате
сдвига.
Деформации удлинения и сдвига можно разложить на составляющие по осям координат
и на их основе написать тензор деформаций:
х
1/2ху 1/2хz
[Тд]= 1/2ух у 1/2уz
1/2zх 1/2zу z
Типичные графики зависимости () выглядят следующим образом:
Упруго-хрупкий тип деформации
Упруго-пластичный тип деформации
Пластичный тип деформации
Для пород, слагающих пласты, нарушается закон Гука:
V/V=(3(1 - 2)/Е)р,
р=(х+у+z)/3
Рассмотрим фиктивную модель пористой среды:
V0=3D3
Под воздействием давления пористая среда начинает деформироваться.
V=3(D-1)33D3 - 33D31,
1=(3F(1 - 2)/(D1/2Е))2/3,
где F – сосредоточенная сила, возникающая на контактах шаров.  - коэффициент
Пуассона.
При этом напряжение можно рассчитать по следующей формуле:
Р=2F/(2D2)=F/D2,
где D – диаметр шара.
Теперь рассмотрим объёмную деформацию.
Относительное изменение объёма упаковки из шаров можно записать следующим
образом:
V/V=-3[3(1 - 2тв)/Етв]2/3Р2/3.
Модуль объёмного (всестороннего) сжатия, или коэффициент сжимаемости породы, 
выражает связь между давлением и относительным изменение объёма материала:
(р)=1/V(dV/dр)=2[3(1 - тв2)/Е)2/3Р-1/3
Можно видеть, что зависимость деформаций от напряжений нелинейная.
Для описания изменения горных пород используются понятия деформационных сред.
Деформация в многофазной среде связана с деформацией всего пласта и пор.
Vпл=Vск=Vп+Vтв
При изменении  и пластового давления происходит изменение Vп и Vтв:
-dV/V=скd+твdр,
где  - напряжение.
14
-dVп/Vп=пd+твdр
-dVтв/Vтв=(1/(1-kп))твd+твdр
15
7. Физика процессов вытеснения нефти и газа водой, обобщенный
закон Дарси.
Функции
относительных
фазовых
проницаемостей, характеристика и способы определения.
В процессе разработки нефтяный и газовых месторождений встречаются различные
виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей – совместное движение
нефти, воды и газа, воды и нефти, нефти и газа или только нефти либо газа. При этом
проницаемость одной и той же пористой среды в зависимости от количественного и
качественного состава фаз будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости
пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и
относительной проницаемости.
Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная
проницаемость.
Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая
определена при наличии в ней лишь одной фазы, химически инертной по отношению к
породе. Абсолютная проницаемость – свойство породы, и она не зависит от свойств
фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюида с
породой.
Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии
или движении в порах многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических
свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом
и их физико-химических свойств.
Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой
проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.
Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом
фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде
пропорциональна градиенту давления и обратно пропорцианальна динамической вязкости:


Q
F
 k
P
,
L
Где - скорость линейной фильтрации; Q – объемный расход жидкости в единицу
времени; F – площадь фильтрации;  - динамическая вязкость жидкости; р – перепад
давлений; L – длина пористой среды.
В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется
коэффициентом пропорциональности k, который называют коэффициентом проницаемости.
QL
k 
.
pF
При измерении проницаемости пород по газу в формулу следует подставлять средний
расход газа в условиях образца:
Qг  г L
k 
,
pF
Где Qг – объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней
температуре газа в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом
случае объясняется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по
длине образца. Среднее давление по длине керна:
p1  p2
p 
,
2
16
Где P1 и P2 – давление газа на входе в образец и на выходе из него соответственно.
Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит
изотермически по законам идеального газа, используя закон Бойля-Мариотта, получим
k 
2Q0 p0  г L
.
( p12  p22 ) F
Здесь Q0 – расход газа при атмосферном давлении p0.
Физический смысл размерности k (площадь) заключается в том, что проницаемость
характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном
происходит фильтрация.
При определении проницаемости образца при радиальной фильтрации жидкости и
газа, т.е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину, образец породы имеет
вид цилиндра с отверстием в осевом направлении - «скважиной». Фильтрация в нем
происходит в радиальном направлении от наружной поверхности к внутренней.
Фазовая проницаемость определяется в основном степенью насыщенности пор
разными фазами
Относительная фазовая проницаемость.
fн=kн/kа
fв=kв/kа
Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из
доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается.
Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом:
kпф=kпkн.н.
kвф=kп(1 – kн.н.)
Они зависят от степени нефтенасыщенности:
kн.н.=1 – kв(Sв)
Фазовая проницаемость зависит от степени водонасыщенности:
fв=(Sв)
Каждая фаза движется по своей системе пор и не влияет на другую.
Условия совместной фильтрации.
S – точка, где вода теряет свою сплошность
(образуются капли). В ней минимальная насыщенность
водой. Проницаемость от 0 до S равна 0.
(fн+fв)1
Начиная с S водяная фаза преодолевает порог
перколяции, образуя фазу.
S* - точка, где нефть/газ перестаёт двигаться. В ней
максимальная водонасыщенность. Нефть в объёме пор
находится в связанном состоянии.
Sос=(1-S*) – характеризует долю нефти/газа, которые
неподвижны – остаточная нефтенасыщенность.
В обоих случаях f1.
0 – точка равенства проницаемостей по нефти и по воде.
Факторы, влияющие на фазовую проницаемость:
1.
геометрия структуры пор
2.
градиент давления
3.
характер смачивания пористой среды данной фазы
17
Чем сложнее конфигурация пор, тем сильнее выражена сила сопротивления.
Фазовые проницаемости трещинной среды выглядят следующим образом:
Обнаружено, что наибольшее влияние имеет изменение структуры пор по воде, затем по
нефти и ещё меньше по газу.
Фазовые проницаемости зависят от степени смачиваемости.
Для гидрофобного пласта «0» сдвигается в сторону уменьшения водонасыщенности.
– гидрофобный пласт
– гидрофильный пласт
Для гидрофобных пластов фазовая проницаемость по воде выше, чем для
гидрофильных, следовательно: не следует заводнять гидрофобные пласты (они лучше
проводят воду). В них присутствует эффект смазки. Жидкость встречает меньше
сопротивления, т.к. поверхность не оказывает влияния на движение.
Целесообразнее рассматривать нормированные фазовые проницаемости.
kф(S)/kфf(S)
1
kф/kо=kоf(S)
f(S)
f(S*)
fн,в
S
S*
Чтобы рассматривать насыщенность только в области, где существуют обе фазы,
берут приведённую насыщенность.
=(Sв–S)/(1–S–(1-S*))=(Sв-S)/(S*-S)
Нормированные фазовые проницаемости имеют более универсальный характер.
fн,в
1
0
1

Рассмотрим условия совместного движения трёх фаз.
Чем больше удельная поверхность, тем сильнее твёрдая фаза влияет на движение
жидкости и газа.
18
Сужается диапазон фазовой проницаемости.
19
8. Физика
процессов
теплоотдачи
в
нефтегазовых
пластах;
параметры, характеризующие свойства пласта; тепловые поля.
Тепловые процессы в нефтегазовых пластах.
Причины:
В естественном состоянии пласты находятся на большой глубине, а, судя по
геотермическим ступеням, температура в этих условиях близка к 150, поэтому можно
утверждать, что породы изменяют свои свойства, ведь при проникновении в пласт мы
нарушаем тепловое равновесие.
Попадая в пласт, вода начинает охлаждать пласт, что неминуемо приведёт к различным
неблагоприятным явлениям, например парафинизации нефти.
Высоковязкие нефти.
Для их разжижения используют теплоноситель: горячую воду, перегретый пар, а также
внутренние источники тепла. Так в качестве источника используют фронт горения:
поджигают нефть и подают окислитель.
Механизмы теплопередачи.
 кондуктивный перенос тепла - осуществляется вследствие соударения молекул,
электронов и агрегатов элементарных частиц друг с другом. (Теплота переходит
от более нагретого тела к менее нагретому). Или в металах: постепенная передача
колебаний кристаллической решётки от одной частицы к другой (упругие
колебания частиц решётки – фононная теплопроводность).
 конвективный перенос - перенос связан с движением частиц флюидов и
обусловлен перемещением микроскопических элементов веществ, его
осуществляет свободное или вынужденное движение теплоносителя.
 Теплообмен, связанный с излучением.
Коэффициенты, характеризующие тепловые свойства пласта.
Тепловыми свойствами являются:
Коэффициент теплоёмкости
с
Коэффициент теплопроводности

Коэффициент температуроппроводности а
Теплоёмкость:
с – количество теплоты, необходимое для повышения температуры вещества на один
градус при заданных условиях (V, Р=соnst).
с=dQ/dТ
Удельная массовая теплоёмкость [Дж/(кгград)]:
Удельная объёмная теплоёмкость [Дж/(м3К)]:
Сv=dQ/(VdТ)=Сm,
Удельная молярная теплоёмкость [Дж/(мольК)]:
С=dQ/(dТ)=МСm,
Теплоёмкость является аддитивным свойством пласта:
Теплопроводность.
 [Вт/(мК)] характеризует свойство породы передавать кинетическую (или тепловую)
энергию от одного элемента к другому.
Коэффициент теплопроводности – количество тепла, проходящее за единицу времени
через кубический объём вещества с гранью единичного размера, при этом на других гранях
поддерживается разница температур в один градус (Т=1).
Коэффициент теплопроводности зависит от:
 минерального состава скелета.
20
 степени наполненности скелета.
 теплопроводности флюидов.
Аддитивность для коэффициента теплопроводности не соблюдается.
Важным свойством является величина обратная теплопроводности, именуемая
тепловым сопротивлением.
Вследствие теплового сопротивления, мы имеем сложное распределение тепловых
полей. Это приводит к тепловой конвекции, благодаря которой могут образовываться особые
типы залежей – не обычная покрышка, а термодинамическая.
Температуропроводность.
На практике часто используется такой коэффициент, как температуропроводность,
который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе
теплопередачи.
а=/(с), когда =соnst.
На самом деле «а» не является постоянной, т.к.  является функцией координат и
температуры, а с – коэффициента пористости, массы и т.д.
Терлопередача.
Q=kтТSt,
где kт – коэффициент теплопередачи.
Его физический смысл: количество тепла, ушедшего в соседние пласты, через единицу
поверхности, в единицу времени при изменении температуры на один градус.
Обычно теплопередача связана с вытеснением в выше и ниже лежащие пласты.
Тепло, которое поглощается породой, расходуется не только на кинетические тепловые
процессы, но и на совершение механической работы, она связана с тепловым расширением
пласта.
Связь между ростом температуры и линейной деформацией может быть записана:
dL=LdТ,
где L – первоначальная длина [м],  - коэффициент линейного теплового расширения
[1/град].
dL/L=dТ
Аналогично для объёмного расширения:
dV/V=тdТ,
где т – коэффициент объёмной тепловой деформации.
Поскольку коэффициенты объёмного расширения сильно различаются для разных
зёрен, то в процессе воздействия произойдут неравномерные деформации, что приведёт к
разрушению пласта.
21
9. Физическая
сущность
явления
смачиваемости
нефтегазовых
пластов; виды
смачиваемости;
параметры,
характеризующие
смачиваемость пласта.
Параметр смачивания и краевой угол смачивания.
Из-за равенства векторов, т.к. капля неподвижна, получаются следующие
соотношения:
2,3=1,3+1,2соs
соs=(2,3 - 1,3)/1,2
Такие соотношения называются законом (правилом) Юнга.
Величины 1,3 и 2,3 практически неизвестны, поэтому об их соотношениях судят
косвенно по углу .
 не зависит от размеров капли до определённых её размеров и определяется методом
«висячей капли». Этот угол зависит также от природы контактирующих областей и
полярности веществ.
Работа адгезии.
Wа=2,3+1,2 - 1,3
или, записанная через угол :
Wа=1,2(1+соs)
Это соотношение называется соотношением Дюпре-Юнга.
 2,3 - 1,3=1,2соs,
где 1,2соs называется натяжением смачиваемости, или смачиваемостью.
Теплота смачиваемости.
То количество тепла, которое выделятся при нанесении нами капли на поверхность.
6.3-24 кДж/кг – средняя теплота смачиваемости для месторождения Сибири.
З
П
З
П
Все внутрипоровые поверхности (каверн, трещин и т.п.) обладают важным свойством
– микрошероховатостью.
Для оценки смачиваемости используют классический подход, связанный с
нахождением угла , но он довольно условен. Характеристика имеет классификационный
характер, и выглядит классификация следующим образом:
=0 - поверхность полностью гидрофильна;
=180 - поверхность полностью гидрофобна.
Наша поверхность в основном относится к смешанному (неравномерно смачиваемому)
типу, т.к. нефть состоит из смоло-асфальтеновых компонентов, которые, адсорбируясь
гидрофильными (по большей части своей) минералами, гидрофобизуют пласт, а плёнка
адсорбированных тяжёлых углеводородов располагается неравномерно.
22
В газовых месторождениях присутствует до 28-30% адсорбированных углеводородов.
Поверхность, покрытая битуминозной массой, гидрофобная. Поэтому наряду с
гидрофильной поверхностью у нас присутствуют отдельные участки гидрофобности, что
даёт сложную мозаичную смачиваемость пласта.
Поэтому такие мозаичные поверхности делятся в зависимости от угла  на следующие
типы:
если 090 - преимущественно гидрофильная поверхность;
если 90180 - преимущественно гидрофобная поверхность.
Академиком Ребиндером был введён новый способ оценки смачиваемости: образец,
предварительно насыщенный пластовой нефтью, изучают на какое-то физическое свойство,
затем этот образец экстрагируют (удаляют все органические компоненты, в том числе смолоасфальтеновый состав), снова проверяют на то же свойство и по разнице оценивают, какая
часть была занята смоло-асфальтенами. Он предложил следующий параметр:
=Qсм.в/Qсм.н - коэффициент Ребиндера,
где Qсм.в – теплота смачивания в водоносной среде;
Qсм.н – теплота смачивания в нефтеносной среде.
Ребиндер обнаружил, что если на горизонтальную поверхность воздействовать ПАВ, то
деформационные свойства изменятся (поверхность станет мягче, так что её легче будет
бурить).
По коэффициенту Ребиндера определяют характер смачивания:
если >1, то пласт гидрофильный;
если 1, то пласт гидрофобный.
Рассмотрим проблемы оценки угла смачивания .
Реальная среда шероховата, стенки пор обладают микрошероховатостью, Из чего
можно заключить, что угол смачивания различен в разных точках породы, значит, эта
характеристика неопределённая, и угол  отражает лишь характеристики отполированных
поверхностей.
Существуют и иные методы, например, метод капиллярной пропитки.
Этот способ связан с явлением самопроизвольного впитывания смачиваемой фазы,
причём содержащийся в образце воздух выходит в окружающую среду.
Пропитка может быть:
Прямоточная (керн открыт со всех сторон,
и воздух выходит а атмосферу)
Противоточная (керн изолированный, воздух
уходит в пропитывающую жидкость)
По скорости пропитки мы можем оценить характер смачивания.
23
10.
Фазовые превращения углеводородных систем в, нефтегазовых
пластах; влияние термобарических условий пласта на фазовое
состояние углеводородных систем.
В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются Р, количеств.
соотношение газа и нефти, а иногда и температура. Это сопровождается непрерывными
изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом различных УВ из одной фазы в
другую.
Особенно интенсивные процессы таких превращений происходят при движении нефти
по стволу скважины от забоя к устью. Вследствие быстрого падения Р из нефти выделяется
значительное количество газа, и около устья поток превращается иногда в тон ко дисперсную
взвесь микрокапель нефти в газовой среде. В бинарных и многокомпонентных системах
критическая точка характеризует одинаковые физические свойства жидкой и паровой фаз.
С повышением Р при постоянной Т газовая фаза значит обогощается компонентами
нефти. При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастают, а температурные
пределы их кипения увеличивается. С ростом Т и при постоянном Р также происходит
увеличение конденсата в газовой фазе, но влияние Т заметно слабее, чем влияние Р. Данные
о фазовом состоянии нефтегазовых смесей при различных Р и Т используется для разработки
некоторых методов повышения нефтеотдачи пластов (нагнетение в пласт газов высокого
давления).
Фазовое равновесие в углеводородных системах.
Вязкость, диффузия, теплопроводность относятся к кинематическим свойствам.
Остальные же – к динамическим.
Испарение, плавление, конденсация, выпадение твёрдых компонентов, переход в
сверхтекучее состояние – всё это фазовые превращения.
Фазовые превращения – скачкообразный переход вещества из одной фазы в другую.
Фаза – гомогенная часть гетерогенной системы.
Рассмотрим типы фазовых превращений, иначе называемых переходами или
равновесиями:
жидкость-газ;
наиболее яркими примерами такого типа фазовых переходом является дегазация нефти
или граница «жидкая вода – воздух, насыщенный водой» (влажность).
жидкость-твёрдое тело;
здесь в пример можно привести выпадение снега (для воды) или выпадение асфальтосмоло-парафиновых веществ (для нефти).
Так при некоторых термодинамических условиях, в частности термобарических, если
содержание парафина в нефти 25 весовых %, то АСПО (асфальто-смоло-парафиновые
отложения) выпадают при температуре Тн=50С; если содержание парафинов в нефти 6%, то
Тн=30.
Также примеров может являться и образование газовых гидратов (вода + природный
газ). Структура этого явления выглядит следующим образом: вода образует ажурную
решётку с полостями, внутри которых находятся метан, этан, пропан и иногда сероводород, в
результате чего создаются пробки. Для их устранения в пласт нужно закачивать огромное
количество горячей нефти.
И последний тип: «жидкость-жидкость»;
Для описания этого типа может послужить суспензия – отстаивание нефти, в
результате чего мы имеем два слоя нефть и воду.
24
Теперь рассмотрим фазовые превращения применительно к нефтяной и газовой
промышленности.
В пластовых условиях содержание метана может быть 25-30, а иногда и 40%. При
извлечении пластовое давление снижается до нормального и происходит дегазация, в
результате чего количество метана уменьшается до 5% или около того. По хроматографии
количество алканов равно 22¼34 (по атому углерода).
Нефть характеризуется фракциями, количество которых зависит от метода возгонки и
колеблется от 6-8 или 20 фракций (в зависимости от температуры кипения и прочих
условий).
Для расчётов применяют следующие уравнения:
Уравнение Ван-дер-Ваальса – (не на практике);
Уравнение идеального газа Менделеева-Клапейрона;
Уравнение Пенга-Робинсона – (не на практике);
Уравнение Редлих-Квонга.
С помощью этих уравнений мы можем узнать фазовый состав нефти, с точностью до
5% выявить состав и свойства фаз.
Рассмотрим вопрос отличия фаз:
Отличие жидкости от твёрдого тела в том, что твёрдое тело даёт кристалл –
упорядоченную структуру. Жидкость – неупорядоченная система, имеющая «пустотные
ячейки», и чем их больше, тем меньше плотность жидкости.
Графическим представлением фазовых переходов являются кривые фазовых
превращений.
Точка Т – тройная точка, т.е. условия
одновременного существования трёх фаз; Точка С –
критическая
точка,
т.е.
отображающая
условия
возможности существования только одной фазы.
Стрелка указывает на возрастание температуры.
Рv=RТ
v – молярный объём.
Моль – количество вещества, характеризующее
свойство вещества.
Выше изображённая диаграмма не может считаться абсолютно точной, т.к. она не
отображает истинных процессов, в наших системах существует метастабильное состояние.
Для давлений Р=10 ат. ошибка составляет 3-5%; для давлений 10Р50 ат. – ошибка
равна 10%, а для давлений Р>50 ат. – ошибка возрастает многократно.
Максвелл провёл исследования и вывел следующее правило: при дальнейшем
снижении объёма система идёт по прямой линии. В областях метастабильности существуют
обе фазы (и газ, и жидкость) до тех пор пока газовая фаза полностью не преобразуется в
жидкую.
Экспериментальная критическая температура меньше расчётной на 10-15.
Если же мы имеем трёхкомпонентную систему, то
наша диаграмма будет выглядеть следующим образом:
(приведём классический пример)
На этой диаграмме иным цветом отмечена область,
где система распадается на две фазы (жидкость и газ).
25
11.
Реология ньютоновских и неныотоновских нефтей; физические
причины аномальных явлений; фильтрация аномальных нефтей.
Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел,
структурно–механические свойства нефтей.
Для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать:
dV/dt = τ/μ
Уравнение, описывающее связь между касательным напряжением (τ) и скоростью
сдвига (dV/dt), называется реологическим.
У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению
(давлению) и обратно пропорциональна вязкости жидкости. По аналогии с законом Гука:
упругое поведение характеризуется пропорциональностью между напряжением и деформацией
сдвига.
Вязкость ньютоновской жидкости (μ) зависит только от температуры, давления.
Рис. 1. Схема сдвига слоев жидкости
Вязкость неньютоновской жидкости (μ) зависит от температуры, давления, скорости
деформации сдвига и времени нахождения в спокойном состоянии.
Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются
содержанием в них смол, асфальтенов и твердого парафина.
Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама:
τ = τ0 + μ* (dV/dt)
где τ0 – динамическое напряжение сдвига;
μ* – кажущаяся вязкость пластичных жидкостей
Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости
касательного напряжения (τ) от модуля скорости деформации (dV/dt):
τ = К(dV/dt)n
где К – мера консистенции жидкости;
n – показатель функции.
С увеличением вязкости величина консистенции жидкости возрастает. Линии
консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей
приведены на рис.2.
При n = 1, уравнение описывает течение ньютоновских жидкостей (рис.2 кривая 3),
проявляющие упругие свойства. К ньютоновским жидкостям относятся, растворы
индивидуальных углеводородов, смеси углеводородов до С17, газоконденсатные системы,
легкие нефти, молекулярные растворы.
Нефти с малым содержанием асфальто-смолистых веществ в зависимости от содержания
парафина могут образовать структуру в статическом состоянии и проявлять аномалию
вязкости. Такие нефти не могут быть отнесены к ньютоновским жидкостям. Аналогичные
явления могут наблюдаться и при повышении обводненности нефти.
26
При n < 1 поведение нефти соответствуют псевдопластикам (кривая 2) – упругопластичной жидкости, которые текут как только приложено усилие (нефти и водонефтянные
эмульсии при пониженных температурах). Примером могут служить нефти, компоненты
которых склонны к образованию надмолекулярных структур,
высокопарафинистые
дегазированные нефти, высокополимерные буровые растворы и др. Псевдопластичные тела,
имеющие предельные напряжения сдвига τ0, ниже которого течение не происходит. Поэтому
такие течения относят к твердообразным структурам. Пластичные свойства нефтей
обусловлены образованием в их объеме структурной решетки из кристаллов парафина, для
разрушения которой необходимо приложить дополнит усилие.
При n > 1 поведение нефти соответствует дилатантной жидкости (кривая 4) – вязкопластические жидкости. Дилатантная жидкость, предел текучести равен 0, а вязкость с
возрастанием скорости сдвига повышается. Примером могут служить буровые растворы,
водные растворы полимеров для повышения нефтеотдачи, представляющие собой
высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул и др.
Псевдопластичная и дилатантная жидкости относят к структурированным жидкостям.
Реологическая кривая 1 (рис.2)
относится к бингамовским пластикам –
пластическая жидкость. Рис. 2. Виды
линий консистентности: 1. – бингамовские
пластики; 2. – псевдопластики; 3. –
ньютоновские жидкости; 4. – дилатантные
жидкости
В состоянии равновесия нефтяная система ведет себя как пластическая жидкость и
обладает некоторой пространственной структурой, способной сопротивляться сдвигающему
напряжению (τ), пока величина его не превысит значение статического напряжения сдвига (τ0).
После достижения некоторой скорости сдвига, нефть способна течь как ньютоновская
жидкость. Примером пластической жидкости могут служить нефти с высоким содержанием
парафина при температурах ниже температуры кристаллизации, аномально-вязкие нефти, с
высоким содержанием асфальтенов, структурированные коллоидные системы, используемые
для повышения нефтеотдачи пласта.
27
12.
Давление насыщения нефти газом; способы определения;
физические особенности фильтрации газированной жидкости.
Давлением насыщения называют max равновесное давление, при котором газ начинает
выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического
равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объема нефти и объема
растрастворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных
условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) этот параметр
увеличивается. Осо6енно высокими Рн характеризуются нефти со значительным количеством
растворенного азота. В природных условиях Рн может соответствовать Рпл или же быть
меньше его. При первом условии нефть будет полностью насыщена газом, при втором недонасыщена. Разница между Рн и Рпл может колебаться в значительных пределах - от
десятых до десятков МПа. Для проб нефти, отобранной из одной и той же залежи, Рн часто
бывает различным. Это связано с изменением свойств и состава нефти и газа в пределах
залежи.
Давление насыщения и закономерности выделения газа изучают в лаборатории по пробам
нефти, отобранный с забоя скважин. По результатам исследований можно сделать вывод, что в
пластовых условиях на закономерности выделения газа из нефти оказывают влияния типы
пород, количество остаточной воды и ее свойства и другие факторы, обусловленные законами
капиллярности и физико-химическими свойствами пластовых жидкостей и горных пород.
Влияние пористой среды на давление начала тесно связано с изменением углеводородного
состава нефти в капиллярных каналах в результате адсорбции некоторых углеводородов на
границе раздела и с зависимостью давления парообразования от смачиваемости поровых
каналов пластовыми жидкостями.
Предполагается , что пузырьки газа при снижении давления вначале образуются у
твердой поверхности, так как работа, необходимая для образования, пузырька у стенки (за
исключением полного смачивания поверхности жидкостью), меньше , чем для его образования
в свободном пространстве жидкости.
Степанова обнаружила, что при очень незначительном выделении газа (сотые проценты)
происходит эффект смазки и фазовая проницаемость по нефти аномально возрастает.
Когда мы облучаем породу ультразвуком, начинают выделяться пузырьки газа, контроль
над этим процессом позволит регулировать фазовую проницаемость. Количество
выделяющихся пузырьков зависит от скелета слагаемой породы, состава пласта. Отсюда можно
заключить, что давление насыщения варьируется по пласту.
Кроме всего прочего, давление насыщения зависит от температуры и повышается с её
ростом.
Р, МПа
23
17
Т
Если давление насыщения приблизительно равно пластовому давлению, а мы будем
закачивать холодную воду, то пластовая температура снизится, а, значит, газ может выделиться
за счёт снижения давления.
28
13.
Реальные
и
идеальные
газы;
законы
их
поведения;
коэффициент сверхсжимаемости.
Идеальным называется газ, собственный объем молекул которого пренебрежимо мал по
сравнению с объемом, занимаемым газом и между молекулами которого отсутствует
взаимодействие. Коэффициент сверхсжимаемости идеального газа равен 1. Состояние
идеальных газов описывается уравнением Менделеева-Клапейрона:
PV=RT,
Где P – давление в Па; V – объем газа в м3;  - количество газа в кмоль; R – универсальная
газовая постоянная (R = 8,31434*103 Дж/кмоль.К).
Уравнение Менделеева-Клапейрона для реальных газов справедливо лишь при низких
давлениях. Поэтому для описания состояния реальных газов – уравнение Ван-Дер-Ваальса и др.
Уравнение Ван-Дер-Ваальса:
(P+a/V2)(V-b)=RT,
где b – собственный объем молекул газа; a – сила притяжения молекул.
Сложность использования уравнения при практических расчетах заключается в том, что
чаще встречаются смеси газов, для которых уравнение Ван-Дер-Ваальса применимо с трудом.
При повышенных давлениях для реальных газов характерно межмолекулярное
взаимодействие, молекулы газов начинают притягиваться друг к другу, за счет физического
взаимодействия.
Для учёта этого взаимодействия уравнение на протяжении многих лет модифицировалось
(голландским физиком Ван–дер–Ваальсом и др.). Однако на практике используется уравнение
Менделеева–Клапейрона для реальных газов, содержащее коэффициент сверхсжимаемости z,
предложенный Д. Брауном и Д. Катцом и учитывающий отклонения поведения реального газа
от идеального состояния:
PV  zQRT
где Q – количество вещества, моль;
z – коэффициент сверхсжимаемости газа.
Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении
граничных условий уравнения Менделеева–Клапейрона для высоких давлений.
Коэффициент z зависит от давления и температуры (приведенных, критических давлений
и температур), природы газа:
z = f (Тприв, Рприв),
где Тприв – приведенная температура;
Рприв – приведенное давление.
Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные
величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа
(температура, давление, объём, плотность и др.) больше или меньше критических.
А для смесей газов они характеризуются отношением действующих параметров
(температура, давление и др.) к среднекритическим параметрам смеси:
Т привед 
Pприв ед 
Т пл.
Т ср.крит.
Pпл.
Pср.крит.
n
, где Т ср. крит.   N i  Ti крит.
i 1
, где
n
Pср.прит.   N i  Pi крит.
i 1
29
Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в
газообразное состояние
Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в
жидкое состояние..
30
14.
Физическая сущность явлений адсорбции в нефтегазовых
пластах; удельная поверхность и минералогический состав пласта;
изотермы сорбции.
Адсорбция - Поглощение поверхностным слоем тела (адсорбентом) газа, жидкостей или
растворенных в них веществ. Используется при очистке нефтепродуктов.
В нефтегазовых пластах, в основном, явление адсорбции наблюдается при фильтрации
флюида:
Выпадение АСПО;
Образование пленочной нефти на поверхности пор;
Образование пленок воды на поверхности гидрофильной породы.
Явление адсорбции наблюдается также в случае применения ПАВ в процессах
вытеснения. В результате адсорбции ПАВ, изменяется гидрофильность породы, что
положительно сказывается на коэффициенте вытеснения нефти из коллектора.
В таких случаях наблюдается непрерывное замедление фильтрации со временем полной
закупорки поровых каналов. А также, эффект затухания фильтрации нефти исчезает с
увеличением перепадов давлений и повышение температуры до 65 С. С повышением депрессии
до некоторого предела происходит размыв образованных ранее слоев. Это одна из причин
нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при
изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде. Аналогичные
явления наблюдаются в промысловой практике – дебиты скважин уменьшаются вследствие
образования в пласте парафиновых отложений. Чтобы улучшить, прогревают призабойную
зону или обрабатывают кислотами. Следует отметить, что явление затухания фильтрации со
временем не свойственны большинству пластов и скважины эксплуатируются многие годы.
Под удельной поверхностью (Sуд.) горных пород понимают суммарную поверхность всех
ее зерен в единице объёма породы или суммарную свободную поверхность частиц в единице
объёма (Sуд. = F/V, м2/м3).
Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы, более обобщенно,
чем гранулометрический состав. Величина её выражается одним численным значением, а не
функцией распределения фракций.
Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости крупнозернистая с
относительно небольшой удельной поверхностью, роль молекул жидкости, адсорбированных
на поверхности зёрен и защемлённых в углах их контакта невелика. Число молекул жидкости,
связанных с породой, соизмеримо мало с числом молекул жидкости, движущийся в порах
породы.
Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости тонкозернистая и
имеет большую удельную поверхность (например, глины), число поверхностных молекул
жидкости возрастает и становится соизмеримым с числом молекул жидкости, перемещающихся
в объёме порового пространства. В этом случае молекулярно-поверхностные силы начинают
играть значительную роль
С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Наибольшую
удельную поверхность имеют глины. Чем больше мелких частиц пород в гранулярных
коллекторах, а следовательно, и мелких пор, тем больше их удельная поверхность.
31
Основные черты строения коллекторов нефти и газа зависят от их происхождения, но
происхождение в данном случае — лишь начало, которым обусловливаются многие свойства
пород. В формировании коллекторов наряду с происхождением большое значение имеют
вторичные процессы, а для терригенных пород, кроме того, их минералогический состав.
Образование терригенных осадков схематически представляет собой процесс разрушения
земной коры и концентрирование возникших в результате этого обломочных материалов. При
этом в обломочные материалы могут входить обломки самой породы, частицы исходных
минералов, а также продукты, прошедшие не только механическое дробление, но и химическую
перестройку.
В процессе такой дезинтеграции первоначальный минералогический состав материнской
породы нарушается, и вновь образованные осадочные породы имеют иной состав.
Минералогический состав пород влияет на их коллекторские свойства через
гранулометрический состав, который при прочих равных условиях определяется неодинаковой
прочностью минералов.
Изотерма сорбции — представленная графически зависимость концентрации вещества в
неподвижной фазе от его концентрации в подвижной при постоянной температуре. Угол
наклона изотермы сорбции определяет коэффициент распределения вещества между фазами.
Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта обычно применяют два вида изотерм
сорбции — изотерму Лэнгмюра и изотерму Генри. Для первой из них
A
c
a  bc
где а и b — коэффициенты, определяемые экспериментальным путем.
Вторую изотерму сорбции получаем из первой в том случае, если коэффициент b очень
мал.
A
c
a
Благодаря
изотерме сорбции рассчитывают распределение водонасыщенности и
концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с
учетом сорбции ПАВ на основе уравнений.
Однако более просто это определить для поршневого вытеснения нефти водным
раствором ПАВ. ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область координата границы
сорбировавшегося в пласте ПАВ или фронта сорбции.
32
15.
Виды остаточной нефти в заводненных пластах; механизмы
капиллярного защемления тяжелых углеводородов.
Выделяют следующие пластовые формы существования остаточной нефти:
1) капиллярно удержанная нефть;
2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;
3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых
водой;
4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых
скважинами;
5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие
непроницаемые перемычки).
Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы
пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и
жидкой фаз, строением поверхности минералами, размером удельной поверхности пород.
Капиллярно удержанная нефть находится в узких порах коллектора, в местах контакта
зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных в пористой среде. Капиллярно удержанная нефть
находится в порах под влиянием капиллярных сил и ограничивается менисками на поверхности
раздела нефть-вода или нефть-газ. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная
нефть находится в виде капель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах повидимому содержится в мелких капиллярах в местах контакта зерен.
В природных условиях кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные
ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в
изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.
Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда
отдельных составляющих.
В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология
доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки.
Капиллярно-защемлённая остаточная нефть.
Разветвлённые капли – ганглии – капли остаточной нефти. Они занимают размеры от
размера пор до нескольких десятков и даже сотен размеров пор. 40-200 мкм. Форма капель
возможна 3 видов: синглеты (преобладающая), дуплеты, триплеты.
Рассмотрим свойства этого типа нефти.
Эта нефть не представляет из себя сплошной фазы, она прерывиста.
Её количество зависит от:
структуры порового пространства, причём, чем более разветвлена структура
порового пространства, тем больше капиллярно-защемлённой остаточной нефти.
смачиваемости.
Смачиваемость проявляется преимущественно в гидрофильных пластах. В гидрофобных
пластах присутствует иной тип.
Оценка количества капиллярно-защемлённой нефти осуществляется следующими
параметрами:
Распределение количества ганглий по размерам;
Диапазон размеров капель широк и исчисляется сотнями мкм.
Количественно эффекты защемления характеризуются отношением перепада
капиллярного давления к перепаду гидродинамического давления (Рк/Рг).
Если мы будем увеличивать гидродинамический перепад, то крупные капли начнут
дробиться и интегральная кривая измениться:
33
В результате появится единичный для всех размер – синглет (средний размер пор). Как
только все поры раздробятся и займут средний размер пор, произойдёт уменьшение размера
капиллярно-защемлённой нефти и, затем, довытеснение.
Рк/Ргеа
Величина, характеризующая отношение перепадов, получила название капиллярного
числа (еа).
В зависимости от еа мы имеем различные режимы вытеснения капиллярнозащемлённой нефти:
I режим – чисто капиллярный режим образования остаточной нефти. Капиллярные силы
полностью контролируют защемление нефти. Гидродинамического перепада недостаточно,
чтобы протолкнуть защемлённую нефть в порах. Всё определяется структурой порового
пространства и структурой смачиваемости. Так происходит до некоторого критического
значения.
II режим - капиллярный напорный режим. Гидродинамического перепада достаточно,
чтобы протолкнуть наиболее крупные ганглии нефти и вывести их из системы.
III режим - автомодельный режим. Начиная с некоторого критического значения вся
защемлённая нефть вытесняется и остаётся только прочно связанная со скелетом нефть.
Все три режима зависят от отношения капиллярного давления к гидродинамическому.
Поведение на месторождении таково:
В области, удалённой от стенки скважины, реализуется I режим. Т.о. область реализации
режима зависит от технологии извлечения. В частности, от плотности сетки. Причём, чем
больше расстояние между скважинами, тем больше область, где реализуется I режим,
следовательно там самая низкая степень вытеснения, т.к. содержание остаточной нефти
наибольшее. Сгущая сетку, можно доизвлечь нефть. Но можно взять и горизонтальную
скважину или произвести гидроразрыв.
Также, можно заменить нагнетательные скважины эксплуатационными и таким образом
заменить действующий градиент давления.
Действующий градиент давления можно изменить форсированным отбором жидкости.
При этом часть защемлённой нефти увлекается на вытеснение.
Но, начиная с определённого градиента, пласт разрушается, идёт деформация. Зато мы
можем изменять Рк. Для этого, например, в пласт закачиваются ПАВ, различные мицеллярные
растворы.
Среднее значение капиллярно-защемлённой нефти составляет 30-40%. Если общее
нефтенасыщение колеблется от 90 до 40%, то можно видеть, что количество данного типа
остаточной нефти значительно. Поэтому ищутся различные подходы к её извлечению.
Академик Дерягин, изучая свойства жидкости в маленьких капиллярах, где толщина
соизмерима с радиусом, обнаружил аномальные явления. Например, вода, помещённая в такой
маленький капилляр, приобретает такие свойства, как замерзание при температурах, отличных
от 0, изменяют также плотность и вязкость. Что касается свойств нефти, они меняются ещё
сильнее.
34
16.
Физические
принципы
повышения
нефтеотдачи
пластов;
основные свойства пласта и пластовых жидкостей, используемые при
повышении нефтеотдачи пласта.
При вытеснении нефти водой из модели пласта поступает сначала чистая нефть, а затем
нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно безводной
и водной.
Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение
отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами
энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами
энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется
также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и
воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению
нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физ.-хим. взаимодействие
воды с породой и нефтью.
Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ. Низкая
нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером
их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения порового пространства причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в
пористой среде.
Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению
нефтеотдачи. На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность
пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в
пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами
воздействия.
Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи
нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление
зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача
зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и
состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость
вытеснения и др.). Вода лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому
необходимо создавать искусственный или использовать естественный водонапорный режим
вытеснения. Эффективность заводнения повышается при добавлении в нагнетаемую воду спец
веществ, улучшающих ее нефтевытесняющие свойства. Т. к. маловязкие нефти лучше
вытесняются из пласта, некоторые МУН основаны на искусственном введении в пласт тепла и
теплоносителей для снижения вязкости пласт нефти. Бензин и жидкий пропан способны
удалять из пористой среды практически всю нефть (нагнетение в пласт сжиженных газов).
Явление + тяжелых УВ в газовой среде высокого давления используют для разработки методов
уменьшения остаточной нефтенасыщенности путем искусственного перевода части нефтянных
фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления. Также
применяются: нагнетание в пласт загущенных вод, вытеснение нефти пенами,
стабилизированными ПАВ, внутрипластовое горение нефти и др. изучаются также:
электрические, ультразвуковые, вибрационные способы воздействия.
35
17.
Неоднородность
нефтегазовых
пластов;
структурнолитологическая и фазовая неоднородность пласта.
Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик
нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает
огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр
на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида
геологической неоднородности макронеоднородность и микронеоднородность.
Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме
залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.
Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию
пластов (по площади).
По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта
нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов обычно в разном количестве на
различных участках залежей вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе
некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части
залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно
макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в
целом.
По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе
горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля,
т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При
этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.
Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостнофильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи
углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости,
нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности
используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным.
Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют
два основных способа вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения
керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований
скважин.
Изучение микронеоднородности позволяет:
 определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;
 прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в
работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и
добываемой продукции из залежи в целом;
 оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в
разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.
Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же пласта так же не всегда
остаются постоянными. Изменение свойств нефти зависит, в основном, от глубины залегания
пласта. В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевыми водами,
плотность нефти и количество смол увеличиваются с глубиной залегания. Плотность нефти
увеличивается от свода к крыльям залежи. В сводовой части залежи всегда больше газа. Ближе
к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что увеличивает
плотность нефти в приконтурных зонах.
36
Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти
газом и количество растворенного газа в единице объёма нефти уменьшается по направлению к
водонефтяному контакту, а, следовательно, и объёмный коэффициент нефти уменьшается к
крыльям складки.
Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно
на 2 %, чем в крыльях. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях.
Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Одним
из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В
основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения
светового потока (колориметрические свойства нефти) зависят от содержания асфальтосмолистых веществ. Вместе с изменением содержания последних, в нефти изменяются ее
вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств
нефти можно судить и об изменении других ее параметров. Зная начальное распределение
свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из
скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать
взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин, оценивать продуктивность отдельных
пропластков
37
18.
Волновые процессы в нефтегазовых пластах; параметры,
влияющие на эффективность передачи волновой энергии.
Под влиянием вибраторов, работающих в скважине, в пласте распространяются
продольные и поперечные упругие волны. Первый вид волн характеризуется продольным
распространением в несцементированной породе и жидкой среде деформации попеременно
объемного сжатия и растяжения. В твердых телах вибраторы вызывают поперечные
деформации сдвига - в виде поперечных упругих волн.
Несцементированные пески обладают слабым внутренним трением и оказывают
небольшое сопротивление сдвиговым усилиям. Поэтому в них, как и в жидкой среде,
возникают только продольные волны. Скорость распространения упругих волн практически не
зависит от их частоты. С ростом модуля Юнга Е скорости продольных и поперечных волн
увеличиваются. Возрастание коэффициента Пуассона сопровождается ростом скорости
продольных волн и уменьшением скорости поперечных. Поэтому скорость упругих волн в
пористых породах значительно меньше, чем в плотных. Интенсивность упругих волн по мере
их распространения в пласте уменьшается вследствие рассеивания их энергии в разных
направлениях в зонах неоднородного строения и расхода на преодоление сил трения частиц в
процессе деформации пород.
Амплитуда упругих колебаний А=А0е-Θх, где А-текущая амплитуда колебаний, А0начальная амплитуда колебаний, Θ-коэффициент поглощения, расстояние от источника
излучения.
Коэффициент поглощения зависит от упругих характеристик породы и частоты
колебаний. С увеличением пористости пород Θ возрастает.
Произведение плотности пород на скорость упругой волны принято называть удельным
волновым сопротивлением z = ρν (удельным акустическим импедансом). Эта величина связана
со способностью материала горных пород отражать и преломлять упругие волны.
Отражение и преломление волн при возбуждении колебательных процессов в скважинах
наблюдаются при переходе упругой волны из жидкой среды, заполняющей скважину, в пласт и
далее на границах пористых сред с различными акустическими свойствами. Коэффициентом
отражения принято называть отношение Кот≈ Эо/Эп, где Эп и Э0 - соответственно энергия
падающей и отраженной волн. С увеличением разницы в волновых сопротивлениях двух сред
z1 и z2 возрастает в коэффициент отражения
Кот={(z1-z2)/(z1+z2)}2
Волновые свойства нефтегазовых пластов.
Упругие колебания – процесс распространения в породе знакопеременных упругих
деформаций.
v22U=2U/t2,
где v – скорость распространения упругих колебаний,
U – упругое смещение.
По частоте упругие колебания подразделяются на:
 инфразвуковые до 20Гц;
 гиперзвуковые > 1010Гц;
 звуковые
от 20 до 20000 Гц;
 ультразвуковые >20000Гц;
Эти колебания, как и сейсмический диапазон частот, используются в нефтегазовом деле.
Сейсмические колебания быстро затухают, но распространяются на длительное
расстояние от центра.
38
Деформации бывают продольные поперечные и сдвиговые, в соответствии с этим, волны
делятся на:
продольные – характеризуются продольными деформациями попеременного сжатия
и растяжения (свойственны газу, воде, нефти и др.)
поперечные – связаны с деформацией сдвига (характерны для твёрдой фазы, т.к. для
жидкостей и газов сопротивления сдвигу не существует).
Оба типа волн распространяются по всему объёму пласта и поэтому называются
объёмными.
Кроме объёмных волн, существуют волны, связанные с поверхностями раздела – это
поверхностные волны. В них движения частиц происходят неравномерно и по разным
направлениям.
Если движение происходит в горизонтальной плоскости, то образуются волны,
именуемые волнами Лява. Эти поверхностные волны присущи только для твёрдых тел.
Для горных пород, если известны коэффициенты, такие как модуль Юнга и коэффициент
Пуассона:
vр=3(1-)/((1+)) - (продольные)
где  - коэффициент сжимаемости,
 - плотность
vS=3(1-2)/(2(1+))=G/ - (поперечные)
где G – модуль сдвига,  - плотность.
Скорость распространения волны зависит от упругих ссвойств пласта.
Параметры зависимости скорости распространения упругих волн:
Коэффициент пористости (посмотреть через зависимость упругих свойств от пористости)
Зависимость от минерального состава
На скорости в таких породах, как песчаник, известняк и т.п., оказывает влияние
пористость, а не минералы.
Интервальное время – время, в течение которого волна проходит определённый интервал.
Оно выражается следующим образом:
=1/v
Важным обстоятельством является то, что скорость распространения волны не зависит от
частоты. Но от частоты зависят затухания волны (амплитуда со временем затухает по мере
удаления от источника).
Затухание обусловлено:
 Поглощением части волновой энергии породой и трансформацией этой энергии в
тепло;
 Рассеянием акустической энергии на элементах фрагментарности (границах зёрен,
порах) в различных направлениях.
Для продольных и поперечных волн зависимости от характера насыщения различны и
претерпевают инверсию.
Это происходит по следующим причинам:
 Проникновение продольных и поперечных волн в пласт различно;
 Содержание глины в пласте оказывает существенную роль;
 С ростом коэффициента глинистости растёт коэффициент поглощения.
 Влияет трещиноватость.
Вывод: поперечные волны более чувствительны к неоднородности пласта.
Слоистое строение нефтегазового пласта приводит к различию скоростей упругих волн
при прохождении вдоль и поперёк пласта, причём vII>v .
Также оказывают влияние такие факторы как:
39
Размер зёрен (чем больше объём, тем выше соотношение d60/d10, тем ниже скорость; для
тонкозернистых пород скорость выше)
Рыхлые породы практически слабо оказывают сопротивление сдвигу vр>vs.
Вид пористости: гранулярные, трещинные или трещинно-кавернозные.
Пласт, на который производят воздействие имеет собственные частоты, которые имеют
минимальные коэффициенты поглощения.
На частотах w: 7, 12, 15, 25 Гц – возникает эффективная энергия воздействия на пласт.
Эта энергия передаётся на километры.
Если энергия передаётся с поверхности, то, подбирая коэффициенты поглощения (w),
можно подобрать минимальную потерю энергии.
40
19.
Техногенные изменения нефтегазовых пластов при разработке;
свойства пласта и пластовых жидкостей, меняющиеся в процессе
разработки.
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. 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 в пористость среды уменьшается также
вследствие перераспределения зерен, более плотной их упаковки и изменения структуры
пористой среды. Некоторые из упомянутых процессов, вызывающие изменения объема пор,
являются обратимыми, как, например, упругое расширение зерен цемента и их деформации в
сторону пустот, не занятых твердым веществом, под действием массы вышележащих пород.
Другие процессы, например перегруппировка зерен, скольжение их по поверхности
соприкосновения, разрушение и дробление зерен, необратимые. В результате с возрастанием
пластового давления должны появиться значительные остаточные деформации, и пористость
пород не восстанавливается. Последние деформации пород, по-видимому, характерны для
глубокозалегающих пластов. В ряде случаев изменение пористости описывается формулой:
m=m0exp[-βп(σ-σ0)],
m0-пористость при начальном напряжении, βп -коэффициент сжимаемости пор.
βп=βс/ m0, βс - коэффициент объемной упругости породы. Значит больше подвержена
изменению проницаемость горных пород.
K (  p )
K(  p )1

(  p )1
(  p )
n
где К(σ-р) и К(σ-р)1-коэффициенты проницаемости породы, находящейся под давлением
(σ-р) и (σ-р)1
n=2βп1(σ-р)(3+α)/(2+α),
где α - коэффициент, характеризующий структуру поровых каналов.
С уменьшением пластового давления ниже давления насыщения происходит выделение
газа, что увеличивает вязкость и плотность нефти, а также способствует снижению
проницаемости из-за появления дополнительной фазы. При разгазировании нефти, происходит
также выпадение АСПО, что еще более усугубляет ситуацию.
41
20.
Поверхностно-молекулярные свойства системы нефть-газ-водапорода; капиллярное давление.
Роль поверхностных явлений в фильтрации
Нефтяной пласт представляет собой залежь осадочных пород в виде тела с огромным
скоплением капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Поверхность
поровых каналов в 1 м3 породы может составлять несколько гектаров. Поэтому закономерности
движения нефти в пласте и её вытеснения из пористой среды зависят также и от свойств
пограничных слоёв соприкасающихся фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта
нефти, газа и воды с породой.
На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды
в залежи (остаточная водонасыщенность, SB), которая в свою очередь зависит от свойств воды и
углеводородов и от природы поверхности горной породы.
Под природой поверхности понимаются гидрофильность – способность вещества
смачиваться водой и гидрофобность – способность вещества не смачиваться водой.
Физико-химические свойства поверхностей раздела фаз, и закономерности их
взаимодействия характеризуются рядом показателей – поверхностным натяжением на границе
раздела фаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой
смачивания.
Поверхностное натяжение
Поверхностное натяжение связано с такими понятиями как свободная энергия
поверхностного слоя жидкости, работа поверхностного натяжения, сила поверхностного
натяжения и
Поверхностное натяжение (σ) характеризует избыток свободной энергии
сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе
раздела двух фаз:
Е = σ * S,
(1)
где σ – поверхностное натяжение;
S – суммарная поверхность двух фаз.
Поверхностное натяжение характеризует силу, действующую на единицу длины
периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания):
F   *l
(2)
где  – линия смачиваемости.
Физический смысл величины поверхностного натяжения характеризует меру
некомпенсированности молекулярных сил
Коэффициент поверхностного натяжения σ зависит от давления, температуры, газового
фактора, свойств флюидов.
С увеличением давления σ жидкости на границе с газом понижается. С повышением
температуры происходит ослабление межмолекулярных сил и величина поверхностного
натяжения чистой жидкости (чистой воды) на границе с паром (газом) уменьшается.
С увеличением количества растворенного газа в нефти величина поверхностного
натяжения нефти на границе с газом уменьшается.
Поведение величины σ жидкости на границе с жидкостью зависит во многом от
полярности жидкостей.
42
Поверхностное натяжение малополярных нефтей на границе с водой в пределах
давлений, встречаемых в промысловой практике, мало зависит от давления и температуры. Это
объясняется относительно небольшим и примерно одинаковым изменением межмолекулярных
сил каждой из жидкостей с увеличением давления и температуры, так что соотношение их
остаётся постоянным.
Для высоко-полярных нефтей её поверхностное натяжение на границе с водой может
увеличиваться с ростом давления и температуры.
Поверхностное натяжение на границе раздела между газом и жидкостью, двумя
жидкостями можно измерить, то поверхностное натяжение на границе раздела породажидкость, порода-газ измерить трудно.
Поэтому для изучения поверхностных явлений на границе порода-жидкость пользуются
косвенными методами изучения поверхностных явлений: измерением работы адгезии и
когезии, исследованием явлений смачиваемости и растекаемости, изучением теплоты
смачивания.
Смачивание и краевой угол
Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз,
одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или
жидкость и газ.
cos  
 2,3   1,3
 1,2
Интенсивность смачивания характеризуется величиной
краевого угла смачивания Θ, образованного поверхностью
твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности
жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью.
Краевой угол Θ измеряется в сторону более
полярной фазы (в данном случае в сторону воды). Принято
условно обозначать цифрой 1 водную фазу, цифрой 2 –
углеводородную жидкость или газ, цифрой 3 – твёрдое тело.
(3)
– острый (наступающий), то поверхность – гидрофильная. Если
– тупой
(отступающий), то поверхность – гидрофобная.
К гидрофильным поверхностям относятся силикаты, карбонаты, окислы железа. К
гидрофобным поверхностям – парафины, жиры, воск, чистые металлы.
Краевой угол смачивания зависит от строения поверхности, адсорбции жидкостей и
газов, наличия ПАВ, температуры, давления, электрического заряда
Поверхностные явления описываются также работой адгезии.
Адгезия – прилипание (сцепление поверхностей) разнородных тел. Когезия – явление
сцепления поверхностей однородных тел, обусловленной межмолекулярным или химическим
взаимодействием.
Работа адгезии оценивается уравнением Дюпре:
Wa =  1,2 +  2,3─  1,3
Работа когезии Wк характеризует энергетические изменения поверхностей раздела
при взаимодействии частиц одной фазы.
Для характеристики смачивающих свойств жидкости используют также
относительную работу адгезии z = Wа/Wк.
Ещё одна характеристика, используемая для описания поверхностных явлений –
теплота смачивания.
43
Установлено, что при смачивании твёрдого тела жидкостью наблюдается выделение
тепла, так как разность полярностей на границе твёрдое тело–жидкость меньше, чем на границе
с воздухом. Для пористых и порошкообразных тел теплота смачивания обычно изменяется от 1
до 125 кДж/кг и зависит от степени дисперсности твёрдого тела и полярности жидкости.
Теплота смачивания характеризует степень дисперсности твёрдого тела и природу его
поверхности. Большее количество теплоты выделяется при смачивании той жидкостью, которая
лучше смачивает твёрдую поверхность.
Если через q1 – обозначить удельную теплоту смачивания породы водой, а через q2 –
обозначить удельную теплоту смачивания породы нефтью, то для гидрофильных поверхностей
будет выполняться соотношение:
(q1/ q2) > 1,
а для гидрофобных:
(q1/ q2) < 1.
Кинетический гистерезис смачивания
Явления смачиваемости рассматривались для равновесного состояния системы. В
пластовых условиях наблюдаются неустойчивые процессы, происходящие на поверхности
раздела фаз. За счет вытеснения нефти водой образуется передвигающийся трехфазный
периметр смачивания. Угол смачивания изменяется в зависимости от скорости и направления
движения жидкости (менисков жидкости, рис. 1) в каналах и трещинах.
Рис. 1 Схема изменения углов смачивания при
изменении направления движения мениска в
–наступающ
–
отступающий углы смачивания при движении водонефтяного мениска в цилиндрическом канале с
– статический угол
смачивания)
Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания
при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания. Величина
гистерезиса зависит от:
направления движения периметра смачивания, то есть от того, происходит ли вытеснение
с твердой поверхности воды нефтью или нефти водой;
скорости перемещения трехфазной границы раздела фаз по твердой поверхности;
шероховатости твердой поверхности;
адсорбции на поверхности веществ.
Явления гистерезиса возникают, в основном, на шероховатых поверхностях и имеют
молекулярную природу. На полированных поверхностях гистерезис проявляется слабо.
Капилярное давление.
Капиллярное давление свойственно системе, состоящей, по крайней мере, из трёх фаз.
Рк=2соs/rк,
В зависимости от смачивания возникает своя функция капиллярного давления. Для
смачиваемых пластов капиллярное давление имеет вид
Функция капиллярного давления зависит от коллекторских
свойств. Чем выше коэффициент k, тем более сдвинута кривая влево,
тем ниже остаточная водонасыщенность.
Но всё же наша функция
44
неявным образом характеризует распределение пор по
размерам.
Стрелка указывает на
возрастание k.
1 – ширина переходной
зоны,
определяемая
капиллярным давлением.
Высота переходной зоны
может быть более 30 м.
характеристик на практике
Одной из определяющих
является функция Леверетта.
Функция Леверетта – отношение капиллярного давления к давлению, развивающемуся в
порах среднего размера:
_
I(S)=Рк(S)/Р
Капиллярное давление имеет гистерезис,
который определяется тем, какой процесс идёт:
увеличение насыщения водой (пропитка)
уменьшение насыщения водой (дренаж)
Соответствующие кривые для пропитки и дренажа совершенно разные:
45