1-10 ответы на вопр физика пласта. 1 Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования Физическое свойство

• Название: 1 Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования Физическое свойство
• Дата: 11.03.2023
• Размер: 51.72 Kb.
• Имя файла: 1-10 ответы на вопр физика пласта.docx
• Тип: Документы; #980020

1* Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования

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 d₆₀/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; d_эф>10^-4 м. Для этих пор характерно подчинённое отношение между флюидом и породой. Такие поры характерны для высокопористых, высокопроницаемых пород.

Капиллярные – d_эф=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 – d_эф= 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.

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.). k_пр.а.  k_пр.ф.

Из закона Дарси: v=Q/F, т.е. k_пр=QL/(рF),

где F - площадь. [k_пр]=[(м³/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.)

2* Характеристика структурно-текстурного строения нефтегазового пласта

Текстура – совокупность признаков строения породы, обусловленных ориентировкой и относительным расположением составных частей породы (минералы, поры, цемент), взаиморасположением и количественным соотношением цемента и зерен.

Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а так же по взаимному расположению пор относительно друг друга. Определяет возможность движения флюида в пласте и характеризуется однородностью.

Структурно-текстурной неоднородностью характеризуется неоднородность скелета породы.

В зависимости от структуры пласта можно различить:

• 
  псафитовую(>2 мм)
  
• 
  псаммитовую(0,1-2 мм)
  
• 
  алевритовую(0,01-0,1 мм)
  
• 
  пелитовую( менее 0,01 мм)
  

Текстура указывает на слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное расположение цемента

Уровни неоднородности.

1. 
   Уровни атомов и ионов 0.510^-4¼210^-4 мкм
   
2. 
   Уровень молекул 10^-4¼10^-3 мкм
   
3. 
   Моно- и полимолекулярные слои 10^-4¼10^-1 мкм
   
4. 
   Поры, заполненные жидкостью или газом 10^-4¼10³ мкм
   
5. 
   Зёрна скелета 10^-3¼10⁵ мкм
   
6. 
   Полости выщелачивания/каверны 10²¼10⁷ мкм
   
7. 
   Прослои, линзы, включения 10³¼10⁷ мкм
   

3*Коллектора нефти и газа и их свойства

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде – типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами

4*Физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта

Физико-технологическое свойство – это реакция пласта на технологическое воздействие (буримость, проницаемость).

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.

Основные физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта и покрышки; области их использования.

Физические:

• 
  Механические
  
• 
  Термодинамические
  
• 
  Акустические
  
• 
  капилярные
  

Физико-технологические

• 
  Буримость породы
  
• 
  проницаемость
  

5* Минералогический и гранулометрический состав нефтегазового пласта

Основные черты строения коллекторов нефти и газа зависят от 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.

Гранулометрическим составом породы называют совокупность данных о размере (массе) зерен разной фракции. В состав одной фракции включают все зерна, размер (или масса) которые не выходит за пределы, установленные для данной фракции. Гранулометрическим составом пород в основном определится все другие физические параметры пласта - пористость, удельная поверхность, проницаемость и т.д.

Гранулометрический состав определяют с помощью ситового и седиментометрического анализа.

6* Структура внутрипорового пространства нефтегазового пласта

Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а также по взаимному расположению пор относительно друг друга.

Координационное число – количество капилляров, подходящих к одной крупной поре
Поры




Проточные Тупиковые



Типы пор:

• 
  хорошо отсортированный песчаник
  
• 
  плохо отсортированный песчаник
  
• 
  глина, содержащая замкнутые поры
  
• 
  трещинный тип
  
• 
  кавернозный тип
  

Первичные поры по форме могут быть различной конфигурации, в зависимости от гранулометрического состава:

1. 
   ромбоидальной формы (это в основном высокопористые, открытопористые, хорошо окатанные песчаники)
   
2. 
   тетраэдральной формы (это спрессованные песчаники)
   
3. 
   трещиноватые (глины, слюды и др.)
   

Что касается вторичных пор, то они связаны с деформацией, выщелачиванием и другими седиментационными процессами. Они, в свою очередь, подразделяются на:

1. 
   щелевидные
   
2. 
   каверновые
   

1. 
   Сверхкапиллярные поры с . Через такие поры хорошо фильтруются нефть, газ, вода; для них нехарактерны эффекты на границе фаз.
   
2. 
   Капиллярные поры с . Такие поры проявляют эффекты межфазного взаимодействия, фильтрация в них затруднена.
   
3. 
   Субкапиллярные поры с . Взаимодействие между твёрдой фазой и флюидом распространяется на всю пору. Для таких пор характерно явление начального градиента давления.
   
4. 
   Микропоры с . Через такие поры флюид практически не фильтруется.
   

7* Пористость нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие

Под пористостью понимается суммарный объем всех пустот в породе, включая поры, каверны, трещины, называют общей или абсолютной (теоретической) пористостью. Общая пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или процентах.
коэффициентом общей пористости - доля любых пор в единице объема
(v_гр+v_трещ+v_кав)/v_общ=k_п=k_п.гр+k_п.тр+k_п.кав

коэффициент открытой пористости – доля сообщающихся пор

k_о.п.=v_{отк.пор}/v_общ
коэффициент нефтегазонасыщения – доля пор содержащих нефть или газ

k_н.г.=v_н.г./v_пор
эффективная пористость

k_эф.=k_о.п.k_н.г.
динамической пористости – мера, характеризующая полезную емкость пласта

k_{динам.п.}=k_о.п.(k_н – k_о.н.н.),

где k_н – коэффициент нефтенасыщения

k_о.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения

8* Гранулярные трещинные и кавернозные пласты

По строению коллекторы делятся на 3 типа - гранулярные, трещиноватые и смешанные.

Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.

Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы - трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.
9* Понятие проницаемости, законы однофазной фильтрации и области использования проницаемости

Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.

Проницаемостьюгорных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают прони­цаемостью. Она зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др.

Абсолютная проницаемость - прони­цаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолют­ная проницаемость характеризует только свойства самой поро­ды и не должна зависеть от физико-химических свойств филь­трующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.

Фазовая (эффективная) проницаемость - прони­цаемость горной породы для одной фазы при наличии или дви­жении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера меж­молекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор. k_пр.а.  k_пр.ф.
Относительная фазовая проницаемость– это отношение фазовой проницаемости к абсолютной

Закон Дарси

Скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости:
v=(1/)kр/L

р – градиент давления

L – длина образца

k – коэффициент пропорциональности – способность пористой среды реагировать на изменение давления/фильтрации. Иначе, коэффициент проницаемости.
Закон Дарси используется для определении как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.

v=Q/F, т.е. k_пр=QL/(рF),

.

[k_пр]=[(м³/с)(Пас)м/((Па)(м²))]=[м²]
10* Удельная поверхность нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие, области использования

Удельная поверхность породы - величина суммарной поверхности частиц, приходящейся на единицу объема образца.

От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной воды, адсорбционная способность и т. д. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнивым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать более существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых породах.

Взаимосвязь между объёмной и массовой удельной поверхностью выражается следующим образом:

S_п=S_тв_тв (1 – k_п.),

где S_тв – массовая удельная поверхность

S_п - объёмная удельная поверхность

_тв – плотность породы

Способы определения.

1. 
   разрушение породы (теряется структура);
   
2. 
   шлиф;
   
3. 
   используя породу как адсорбент, можно исследовать площадь адсорбции.
   

S_тв=Q/(m); =310^-7¼1710^-7 гэкв/м²,

где Q- количество адсорбируемого вещества;

- количество вещества в монослое;

m- масса вещества.