Предмет физики пласта

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

А.Т. Росляк

ФИЗИКА ПЛАСТА

Курс лекций

Томск 2008

Введение

Физика пласта -- наука, изучающая физические свойства пород нефтяных и газовых коллекторов; свойства пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей; методы их анализа, а также физические основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов.

В последние десятилетия ни одно месторождение не начинают разрабатывать без детального изучения физических свойств пород пласта, пластовых жидкостей и газов -- без этого нельзя осуществить научно обоснованную разработку месторождений нефти и газа.

Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора.

По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте изменяются. Это сопровождается значительными изменениями свойств пород, пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике -- в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах.

Важное место в курсе отводится физике и физико-химии вытеснения нефти и газа из пористых сред вытесняющими агентами. Эти материалы служат теоретической основой современных методов увеличения нефте- и газоотдачи пластов.

Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, её физические характеристики (пористость, проницаемость, насыщенность и др.), физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающие породы, уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволят определить начальные запасы углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте при его разработке и на различных стадиях эксплуатации.

1. Физические свойства горных пород -- коллекторов нефти и газа

Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать:

1) гранулометрический (механический) состав пород;

2) пористость;

3) проницаемость;

4) капиллярные свойства;

5) удельную поверхность;

6) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформаций);

7) тепловые свойства (теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность);

8) насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях.

1.1 Виды пород-коллекторов

Нефть и газ могут встречаться в горных породах земной коры, где для их накопления и сохранения имелись благоприятные геологические условия. Главное из этих условий: хорошо выраженные коллекторские свойства пород, которые зависят от многих факторов, в том числе от происхождения и последующих изменений в течение геологического времени.

Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая способностью аккумулировать (накапливать) углеводороды и отдавать (фильтровать) пластовые флюиды: нефть, газ и воду. По действующей в настоящее время классификации горные породы разделяются на три основные группы: изверженные, осадочные и метаморфические.

К изверженным относятся породы, образовавшиеся в результате застывания и кристаллизации магматической массы сложного минералогического состава.

К осадочным породам относятся продукты разрушения литосферы поверхностными агентами, мелкораздробленные продукты вулканических явлений и продукты жизнедеятельности организмов. В осадочном комплексе пород иногда встречается и космическая пыль. Однако преобладают в них продукты разрушения литосферы водой, которые достигают областей седиментации в виде обломочного материала различной крупности и в виде водных растворов минеральных солей.

Метаморфические породы образуются из осадочных и изверженных пород в результате глубокого физического, а иногда и химического изменения последних под влиянием высоких температур, давлений и химических воздействий. К метаморфическим породам относятся: сланцы, мрамор, яшмы и другие, имеющие преимущественно кристаллическое строение.

Анализ статистических данных по опыту разработки и эксплуатации месторождений показывает, что около 60 % запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39 % - к карбонатным отложениям, 1 % - к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, основными коллекторами нефти и газа являются пористые породы осадочного происхождения.

По происхождению осадочные породы делятся на терригенные, состоящие из обломочного материала, хемогенные, образующиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов в результате химических и биохимических реакций или температурных изменений в бассейне, и органогенные, сложенные из скелетных остатков животных и растений.

Согласно этому делению к терригенным отложениям относятся:

пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты и другие осадки обломочного материала;

к хемогенным - каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др.;

к органогенным - мел, известняки органогенного происхождения и т. п.

Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов - гранулярным (терригенный, обломочный), трещинным и смешанного строения.

К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов, поровое пространство которых состоит в основном из межзерновых полостей.

В Томской области нефтяные месторождения приурочены к песчаникам и большей частью имеют гранулярный тип коллектора.

Коллекторы трещинного типа сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство которых состоит из микро- и макротрещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещинный тип коллектора известен на месторождениях Западного Приуралья, Северного Кавказа, Западной Венесуэлы, США. К трещинным коллекторам за рубежом приурочено 50 % открытых запасов нефти, а в России - 12 %.

На практике, однако, чаще всего встречаются коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство межзерновых полостей, а также каверны и карст.

Трещинные коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяются на подтипы: трещинно-пористые, трещинно-каверновые, трещинно-карстовые.

В Западной Сибири на участках ряда месторождений отмечается трещинно-пористые типы коллекторов: Герасимовское, Талинское и другие месторождения.

Наличие коллектора в осадочной толще не является достаточным условием формирования и существования нефтяной или газовой залежи. Промышленные запасы нефти и газа приурочены к тем коллекторам, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм: антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости.

Условия формирования нефтеносных толщ включают наличие коллекторов с надежными покрышками практически непроницаемых пород.

1.2 Гранулометрический состав горных пород

Пласты, сложенные песками, состоят из разнообразных по размерам зерен неправильной формы. Количественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим составом, от которого зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть их гранулометрический анализ.

Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако по результатам исследований размеры их для большинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 1 - 0,01 мм.

Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размерами частиц меньше 0,1 мкм (0,001 мм). Значительное количество их содержится в глинах, лёссах и других породах.

В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследствие огромной величины их общей поверхности состав этих минералов влияет на процессы поглощения катионов (и анионов). От их количества в значительной степени зависит степень набухаемости горных пород в воде.

Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и более. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации.

Ситовый анализ сыпучих горных пород применяют для определения содержания фракций частиц размером от 0,05 до 6 -7 мм, а иногда и до 100 мм. В лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053; 0,074; 0,105; 0,149; 0,210; 0,227; 0,42; 0,59; 0,84; 1,69 и 3,36 мм. Существуют и другие системы сит и всевозможных механических приспособлений для рассева.

Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наиболее крупными размерами отверстий. Для определения механического состава керна берут навеску образца 50 г, хорошо проэкстрагированного и высушенного при температуре 107° С до постоянной массы. Просеивание проводят в течение 15 мин. Увеличение или уменьшение продолжительности просева может привести к неправильным результатам.

Для определения процентного содержания полученных фракций в исследуемом образце проводят их взвешивание на технических весах с точностью до 0,01 г. Сумма масс всех фракций после просеивания не должна отличаться от первоначальной массы образца более чем на 1--2%

Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы

(1.1)

где - ускорение силы тяжести; d -- диаметр частиц; - кинематическая вязкость;

-- плотность жидкости; - плотность вещества частицы.

Формула (1.1) справедлива при свободном нестесненном движении зерен; чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждения в дисперсной среде, массовое содержание твердой фазы в суспензии не должно превышать 1%.

Использование формулы Стокса при седиментационном анализе рассмотрим на примере пипеточного метода.

Из фракции песка, прошедшего через сито с наименьшими отверстиями, отбирают 10 г песка и перемешивают его с водой в цилиндре емкостью 1 л, помещенном в баню (рис. 1.1).

В цилиндр вставляется пипетка 2, глубина спуска ее кончика h составляет примерно 30 см. Допустим, что необходимо определить в песке количество частиц диаметром меньше d_x. Для этого при помощи формулы (1.1) вычисляют время t падения частиц размером d_x до глубины спуска пипетки h. Очевидно, с глубины h через время t_x в пипетку проникнут только те частицы, диаметр которых меньше d₁ так как к этому времени после начала их осаждения более крупные зерна расположатся ниже кончика пипетки. Высушив содержимое пипетки, определяют количество находящихся в суспензии частиц диаметром менее или более d₁. Это легко сделать, так как масса всей навески G₁, объем отобранной суспензии V, масса сухого остатка в ней G и объем жидкости V₁ в цилиндре известны. Очевидно, процентное содержание в породе отобранных пипеткой фракций (т. е. частиц диаметром меньше, чем d₁) будет

.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Отбирая последующие пробы через другие интервалы времени от начала отстаивания суспензии, точно так же определяют содержание более мелких фракций. Существует много методов седиментационного анализа. В лабораториях по исследованию грунтов широко применяют методы отмучивания током воды, отмучивания сливанием жидкости (метод Сабанина) и метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.

1.3 Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот - пор, каверн, трещин). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор.

1.Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры) - это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопления. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород.

2.Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счет растворения минеральной составляющей породы активными флюидами (циркуляционными водами) образуются поры. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.

3.Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО₃) в доломит (СаСО₃? МgСО₃). При доломитизации идет сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации - образование каолинита (Al₂O₃?2*SiO₂?H₂O).

4.Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

5.Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор, описанные под пунктами (2-5), так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах. физика пласт нефтяной коллектор

По Ф.И. Котяхову в основу деления пустот матрицы на поры и каверны должны быть положены физическая сущность явлений и вытекающие из нее практические выводы.. Например, во многих отношениях к порам следует относить пустоты исследуемого образца породы, в которых вода или нефть могут удерживаться капиллярными силами, т. е. в которых капиллярные силы преобладают над гравитационными, а к кавернам -- пустоты, в которых гравитационные силы преобладают над капиллярными, и поэтому жидкость в них не удерживается.

Из такого деления пустот породы на поры и каверны следует, что:

1) содержание капиллярно-связанной воды в кавернах можно всегда принимать практически равным нулю;

2) коэффициенты нефтеотдачи и газоотдачи каверн и пор в этом случае при прочих равных условиях всегда различны;

3) методы определения их емкости также различны.

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости , называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему :

(1.2)

Измеряется пористость в долях единицы или в процентах.

Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные -- размеры больше 0,5 мм;

2) капиллярные -- от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные -- меньше 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти -- те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Наряду с полной пористостью введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора.

Коэффициентом открытой пористости принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина обозначается через П_СТ и определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой остаточной водой.

В зависимости от перепадов давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей и характера поверхности пород та или иная часть жидкости не движется в порах. Сюда относятся неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удержанная жидкость и т. д. Динамическая полезная емкость коллектора П_дин характеризует относительный объем пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти и газа в условиях, существующих в пласте.

1.4 Фиктивный грунт

Фиктивным принято называть воображаемый грунт, состоящий из шарообразных частиц одного и того же размера.

Пористость такого идеализированного грунта целесообразно рассмотреть потому, что закономерности изменения ее легко могут быть получены аналитическим путем и, кроме того, некоторые зависимости величины пористости фиктивных грунтов действительны также и для хорошо отсортированных однородных естественных песков.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.1.2 а Рис.1.2 б

Из рис. 1.2 можно видеть, что каждый элемент фиктивного грунта, сложенный восемью шарообразными частицами, может иметь плотную (рис. 1.2, б) и свободную (рис. 1.2, а) укладку. При этом угол, б ромба, образованного линиями, соединяющими центры шаров, изменяется от 60 до 90°.

Из простых геометрических соображений вытекает, что пористость фиктивного грунта в зависимости от угла б будет равна

(1.3)

где т -- коэффициент пористости в долях единицы; б -- угол пересечения линий, соединяющих центры шаров.

Как следует из формулы (1.3), пористость фиктивного грунта не зависит от диаметра частиц, а зависит лишь от плотности укладки, т. е. от взаимного расположения шаров, определяемого величиной угла б.

Подставляя в формулу (1. 3) крайние значения угла а, которые он принимает при наиболее плотной и свободной укладке, получим пределы изменения пористости фиктивного грунта:

т = 0,259 при б == 60°;

т = 0,477 при б = 90°.

Пористость однородных естественных песков, сложенных хорошо окатанными зернами, близка к пористости фиктивного грунта.

В природных условиях наблюдаются более сложные закономерности изменения пористости пород нефтесодержащих пластов.

1.5 Удельная поверхность

Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Удельная поверхность пористых тел зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность норового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы. Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т. д. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Очень важно знать ее величину также в связи с большим влиянием молекулярно-поверхностных сил на процессы фильтрации нефти. Эти молекулярно-поверхностные явления могут существенно изменять характер

фильтрации. Обычные объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются молекулами, распространенными внутри жидкой фазы. Поэтому в крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.

Таким образом, удельная поверхность представляет одну из важнейших характеристик горной породы. Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, точное определение ее величины -- сложная задача. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами от десятков и сотен микрон (по диаметру) до величин, сравнимых с размерами молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенной величины, а зависит от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул, имеющих одинаковые размеры, можно по опытным данным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.

Для мелкопористых адсорбентов и существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул наблюдаются значительные отклонения в величинах удельной поверхности (явление это носит название ультрапористости). Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму, то поверхность всех частиц в 1 м³ породы составит

, (1.4)

где S -- удельная поверхность в м²/м³;

m -- пористость в долях единицы;

d -- диаметр частиц в м.

Для песчинок радиусом г = 0,1 мм, удельная поверхность будет равна (если пористость m = 0,26)

Удельная поверхность частиц с радиусом 0,05 мм составит уже 44 000 м²/м³

1.6 Проницаемость горных пород

Проницаемость -- важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы из-за малых размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей -- совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, 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 какой либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Для ее оценки обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

(1.5)

где v - скорость линейной фильтрации;

Q - объемный расход жидкости в единицу времени;

М - динамическая вязкость жидкости;

F - площадь фильтрации;

Др - перепад давления;

L - длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют проницаемостью:

. (1.6)

За единицу проницаемости в 1 м² принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м² , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м³ /с.

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости - это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов.

За единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см² и длиной 1 см при перепаде давления 1 кГ/см² расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см³/сек. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД). Учитывая, что 1 кГ/см² = ~105 Па, 1 см³ = 10^-6 м³, 1 см² = 10^-4 м², 1 спз = 10^-3 Па * сек, получим следующее соотношение:

При измерении проницаемости пород по газу в формулу (1.6) следует подставлять средний расход газа в условиях образца:

, (1.7)

где -- объемный расход газа, приведенный к среднему давлению в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством (увеличением) его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца.

Среднее давление по длине керна

,

где и -- соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него.

Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически и используя закон Бойля -- Мариотта,

Размещено на http://www.allbest.ru/

получим

, (1.8)

где -- расход газа при атмосферном давлении р₀.

Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

. (1.9)

1.6.1 Радиальная фильтрация пластовых флюидов

Как уже отмечалось, формула (1.5) соответствует закону Дарси при линейном (плоскопараллельном) потоке. Иногда необходимо определять проницаемость образцов при радиальной фильтрации жидкости и газа, т. е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину. В этом случае образец породы имеет вид цилиндрического кольца с осевым отверстием -- «скважиной» (рис.1.3).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.1.3 Радиальная фильтрация флюидов

Фильтрация жидкости или газа в нем происходит в радиальном направлении от наружной поверхности к внутренней. Тогда проницаемость пород по данным опыта определяют по следующим формулам.

При фильтрации жидкости

. (1.10)

При фильтрации газа

. (1.11)

1.6.2 Зависимость проницаемости от пористости

Прямой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород не существует. Например, трещиноватые известняки, имеющие малую пористость, часто обладают большой проницаемостью и, наоборот, глины, иногда характеризующиеся высокой пористостью, практически непроницаемы для жидкостей и газов, так как их поровое пространство слагается каналами субкапиллярного размера. Однако на основании среднестатистических данных можно сказать, что более проницаемые породы часто и более пористые .

Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство. Поэтому изучению структуры, строения и размеров пор уделяется большое внимание.

Зависимость проницаемости от размера пор можно получить путем приложения законов Дарси и Пуазейля к пористой среде, которую представим в виде системы трубок одинакового сечения. По закону Пуазейля расход Q жидкости через такую пористую среду составит

, (1.12)

где n - число пор на единицу площади фильтрации; r - радиус порового канала; F - площадь фильтрации; ДР - перепад давления; L - длина порового канала; м - вязкость жидкости.

По определению коэффициент пористости среды, через которую проходит фильтрация, можно представить следующим образом:

(1.13)

Подставляя в формулу (1.12) вместо значение пористости получим

(1.14)

Сравнивая полученное нами уравнение (1.14) с уравнением Дарси (Q = k*F*?P/м*L) и приравняв правые части этих уравнений, сократив подобные параметры, получим выражение для искомой взаимосвязи проницаемости, пористости и радиуса порового канала:

(1.15)

Выражение (1.15) используется и для оценки радиуса (размера) порового канала для образцов кернового материала с известными величинами пористости и проницаемости:

. (1.16)

Уравнения (1.15 - 1.16) справедливы только для однородной пористой среды, например для кварцевого песка, и характеризуют взаимосвязь между пористостью, проницаемостью, радиусом порового канала.Для реальных коллекторов оценка радиуса порового канала производится с учётом структурных особенностей порового пространства пород. Обобщённым выражением для этих целей является, например, эмпирическое уравнение Ф. И. Котяхова:

(1.17)

где r - радиус пор; ц - структурный коэффициент, учитывающий извилистость порового пространства.

Величины ц оценивают экспериментально на модельных средах путём измерения электрического сопротивления пород. Как правило, значения коэффициентов ц обратно пропорциональны величинам коэффициентов пористости (m). По экспериментальным данным для керамических, пористых сред при изменении пористости от 0,39 до 0,28, коэффициент ц изменяется от 1,7 до 2,6.

1.7 Насыщенность коллекторов

Насыщенность - один из важных параметров продуктивных пластов, характеризует запасы нефти (газа и воды) в пласте, количественно оценивается величиной коэффициента S :

*водонасыщенностью - Sв;

*газонасыщенностью - Sг;

*нефтенасыщенностью - Sн.

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены все поры: капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремились к верхней части ловушек, выдавливая вниз воду, и та легче всего уходила из трещин, каналов, а оставалась в микропорах.

Из капиллярных, особенно субкапиллярных пор и микротрещин вода плохо вытесняется, в силу действия капиллярных явлений. В порах маленького размера вода прочно удерживается молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Поэтому в пласте всегда находится остаточная, погребённая вода (Sв ост) с периода формирования залежи.

Количество остаточной воды (Sв ост) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа. Её величина зависит от содержания цемента в коллекторах, в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд.

Обычно для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (Sн), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта считается хорошим показателем залежи.

Подобная закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров.

При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти.

Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и других. Очень часто это проявляется для малых малодебитных месторождений Западной Сибири.

В пределах нефтяных залежей большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур. К зоне водонефтяного контакта (ВНК) её величина может значительно снижаться.

Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы нефтью, газом и водой. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

Водонасыщенность (Sв) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (Sн) и газонасыщенности (Sг):

, (1.18)

где Vв, Vн, Vг - соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы.

Параметр насыщенности нормирован и равен единице (S=1) или 100 %. То есть, для образцов пород, в случае фильтрации систем: нефти, газа и воды справедливо соотношение:

Sв + Sн + Sг = 1, Sг = 1 - (Sв + Sн). (1.19)

От объёма остаточной воды в залежи зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность объёма сообщающихся пор и объёма, занятого остаточной водой:

Пст = Vсообщ. пор - Vв ост . (1.20)

В зависимости от перепадов давлений, существующих в пористых средах, свойств фильтрующихся жидкостей, свойств поверхности пород, соприкасающихся с пластовыми флюидами, та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость в порах) не движется в порах.

Величина порового пространства, занятая остаточной водой влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Динамическая полезная ёмкость коллектора (Пдин) характеризует относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте.

На практике насыщенность пород определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.

1.7.1 Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов

В породах нефтяных и газовых месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютной проницаемости.

Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред.

Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами.

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков -- движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Каждый из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Рассмотрим вначале графики двухфазного потока.

Если в несцементированном песке содержится 20% воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю (т. е. вода является неподвижной фазой). Это связано с тем, что при небольшой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах, в узких местах контактов зерен, не участвующих в фильтрации жидкостей, а также в виде неподвижных местных пленок и микрокапель располагается на поверхности породы. В некоторой части пор она все же содержится и поэтому фазовая проницаемость по нефти вскоре после начала увеличения водонасыщенности быстро уменьшается и в присутствии 30% связанной воды относительная проницаемость для нефти снижается уже в два раза. Из этого следует, что необходимо беречь нефтяные пласты и забои скважин от преждевременного обводнения. При проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает их водонасыщенность в наиболее узкой части потока (в призабойной зоне пласта). В результате значительно уменьшается относительная проницаемость пород для нефти, а также уменьшается дебит скважины. Водные фильтраты бурового раствора (не обработанного специальными веществами) обычно прочно удерживаются породами вследствие гидрофильных свойств последних и плохо удаляются из пор пласта при освоении скважин. Поэтому теории фазовой проницаемости, смачиваемости и взаимодействия фильтрата бурового раствора с породой используются при разработке рецептуры растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов и обеспечивающих сохранение естественных фильтрационных свойств пород.

Из рисунка на слайде также следует, что если водонасыщенность песка S составляет 80%, относительная проницаемость для нефти уже равна нулю. Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20%, а в песчаниках, как увидим далее, оказывается еще большей. Нефть в таком случае прочно удерживается в породе капиллярными и другими силами.

Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Известно, например, что с уменьшением поверхностного натяжения нефти на разделе с водой снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате увеличиваются относительные проницаемости породы для жидкости.

Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочными и сильно минерализованными хлоркальциевыми водами. Поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с хлоркальциевыми. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти и для щелочной воды.

При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит только от насыщенности.

Движение смеси жидкости и газа на примере их фильтрации через песок, песчаник, пористые известняки, доломиты проиллюстрировано на рисунках.

Анализ приведённых зависимостей отражает закономерности в движении жидкости и газа в различных типах коллекторов. При содержании в поровом пространстве до 22 % воды для песков, известняков, доломитов, а в песчаниках почти до 60 %, относительная проницаемость для жидкой фазы ( ) - воды равна нулю. Вода удерживается породой в неподвижном состоянии. Вода с увеличением её содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. То есть, при водонасыщенности до 60 % из пласта можно добывать чистый газ.

Относительные проницаемости для жидкой фазы при газонасыщенности пород до 10-15 % для песка и песчаника, а известняка и доломитов до 25-30 %, как правило, наивысшие. С ростом газонасыщенности относительные проницаемости для жидкой фазы закономерно снижаются. Пороговыми значениями по газонасыщенности считаются для известняков и доломитов до 22 %, для песков до 30 %, для песчани-ков до 60 %.

Движение смеси нефти, воды и газа проиллюстрировано ниже (рис. 1.4), где представлены результаты исследования одновременного содержания в пористой среде нефти, воды и газа в виде треугольной диаграммы. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение.

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз. Стороны, противолежащие вершинам, соответствуют нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потоков.

При водонасыщенности до 25 % нефте-, газонасыщенность пород максимальная (45-75 %), а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю. При увеличении водонасыщенности до 40 %, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80 % фильтрация флюидов в пласте стремится к нулю.

При газонасыщенности меньше 10 % и нефтенасыщенности меньше 23 % в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10 % движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33-35 % фильтроваться будет один газ.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.1.4 Диаграмма проницаемостей при трехфазной фильтрации

При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть.

Области, в которых существуют двухфазные потоки (газ-вода, газ-нефть, вода-нефть), представлены как промежуточные (заштрихованные), примыкают к сторонам треугольника.

Область существования трёхфазного потока (совместного движения в потоке всех трёх систем) выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 33 %.

1.8 Карбонатность горных пород

Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка - СаСО₃, доломита - СаСО₃? МgСО₃, соды - Na₂СО₃, поташа - K₂СО₃, сидерита - FeСО₃ и других.

Общее количество карбонатов относят обычно к содержанию известняка (СаСО₃), потому, что углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.

Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом.

Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты под действием соляной кислоты и измерением объёма выделившегося углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:

СаСО₃ + 2HCl = CаCl₂ + CO₂^ + H₂O. (1.21)

По объёму выделившегося газа (CO₂) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (СаСО₃).

1.9 Механические свойства горных пород

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность -- наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Так, например, от упругих свойств горных пород и упругости пластовых жидкостей зависит перераспределение давления в пласте во время эксплуатации месторождения. Запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления, может быть значительным источником энергии, под действием которой происходит движение нефти по пласту к забоям скважин. Действительно, если пластовое давление снижается, то жидкость (вода и нефть) расширяется, а поровые каналы сужаются. Упругость пород и жидкостей очень мала, но вследствие огромных размеров пластовых водонапорных систем в процессе эксплуатации значительное количество жидкости (упругий запас) дополнительно вытесняется из пласта в скважины за счет расширения объема жидкости и уменьшения объема пор при снижении пластового давления.

При рассмотрении физических свойств горных пород следует учитывать, что в зависимости от условий залегания механические свойства породы могут резко изменяться.

Основные факторы, определяющие физико-механические свойства породы, следующие:

1) глубина залегания породы, определяющая величину давления, испытываемого породой от веса вышележащей толщи (горное давление);

2) тектоника района, определяющая характер и степень интенсивности испытанных породой деформаций;

3) стратиграфические условия залегания;

4) внутрипластовое давление и условия насыщения пор жидкостями.

Упругость - свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения.

Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Горные породы, налегая друг на друга, находятся в определенном напряженном состоянии, вызванном собственным весом пород и определяющимся глубиной залегания и характером самих пород. До нарушения условий залегания пород скважиной внешнее давление от собственного веса

вышележащих пород и возникающие в породе ответные напряжения находятся в условиях равновесия. Составляющие этого нормального поля напряжений имеют следующие значения.

По вертикали

, (1.22)

где - вертикальная составляющая напряжений; с - плотность породы; - ускорение силы тяжести; Н -- глубина залегания пласта.

По горизонтали (в простейшем случае)

, (1.23)

где п -- коэффициент бокового распора.

Величина п для пластичных и жидких пород типа плывунов равна единице (и тогда горизонтальное напряжение определяется гидростатическим законом), а для плотных и крепких пород в нормальных условиях, не осложненных тектонически, коэффициент бокового распора выражается во многих случаях долями единицы.

Величина коэффициента бокового распора и горизонтального давления может быть приближенно оценена из следующего.

Согласно закону Гука относительная деформация тела (отношение приращения того или иного размера тела к первоначальной его величине) е в пределах упругих изменений прямо пропорциональна напряжению у и обратно пропорциональна коэффициенту упругости Е, называемому также модулем Юнга, т. е

.

В связи с тем, что характер деформации тела связан с направлением напряжения, отношение поперечной деформации сужения или расширения () к продольной деформации удлинения или сжатия () называется коэффициентом Пуассона ().

Выделим элементарный объем горной породы (рис. ). Относительная деформация, которую это тело получило бы, например, вдоль оси х при сжатии его тремя взаимно-перпендикулярными, равномерно распределенными силами, выраженными главными напряжениями ( ; ), была бы равна

, (1.24)

где E -- модуль Юнга в Н/м²; н -- коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона).

Eсли принять, что в процессе осадконакопления происходило только сжатие пород в вертикальном направлении, а в горизонтальном направлении деформаций не происходило, то

.

Тогда, исходя из уравнения (1.24), получим

. (1.25)

т.е. коэффициент бокового распора

. (1.26)

Если принять для пород значение коэффициента Пуассона равным н = 0,3, то получим

(1.27)

Формула (1.25) выведена для условий, когда справедливо предположение об отсутствии деформаций пласта в горизонтальном направлении и когда не учитывается пластичность горных пород. В условиях реальных пластов эти предположения не всегда справедливы, и в них поэтому возможны более сложные напряженные состояния горных пород.

С появлением скважины изменяется напряженное состояние пород, так как происходят возмущения в естественном поле напряжений. В глубине пластов породы всесторонне сжаты, а по мере приближения к скважине они будут находиться в условиях, близких к одноосному сжатию. В результате пластичные породы (некоторые глины и глинистые сланцы) частично выдавливаются в скважину и удаляются в процессе бурения. В результате вертикальное горное давление на породы нефтяного пласта в районе скважины оказывается частично уменьшенным. При этом в районе скважины в простом естественном поле напряжений появляется зона аномалий. В горном деле установлено, что область аномалий, имеющая практическое значение, невелика; она только в несколько раз превосходит размеры горной выработки.

Из сказанного следует, что горные породы в продуктивных пластах могут находиться в условиях различного напряженного состояния. Это надо учитывать при работах, связанных с воздействием на пласт с целью разрушения пород призабойной зоны и образования искусственной трещиноватости, проводимых для улучшения притока нефти в скважины.