Физика пласта (Ответы на экзамен). 1. Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования
 Скачать 0.82 Mb.
|
46. Вода в нефтегазовых пластах, формы нахождения и свойства.Объёма воды в области значительно больше, чем объёма нефти.  Выделяют упруговодонапорный режим, который имеет огромное значение при разработке пласта. Воды в настоящее время составляют основной объём добычи. На 100 т добываемой жидкости приходится лишь 15 т нефти. П  ластовые воды классифицируются на следующие виды: Формирование нефтяной залежи происходило следующим образом: в первоначально насыщенную водой залежь мигрировала нефть, вытесняя воду. Оставшаяся вода получила название остаточной. Пластовыми водами занимаются гидрогеологи, но они рассматривают очень узкий круг вопросов, связанных с геохимией. А наличие воды нельзя недооценивать. Разработчику необходимо знание о её количестве, физических свойствах, ведь на месторождении много воды внутриконтурной, контурной, закачиваемой, остаточной, в виде недоформированной залежи (особенно в Сибири). Для примера рассмотрим классическую схему обводнения.  I – зависимость при неподвижной воде; II – зависимость для недоформированной залежи. В недоформированной залежи вода идёт сразу. В пласте имеется и остаточная вода, исторически оставшаяся после образования залежи нефти. Остаточная вода может находиться в различных состояниях:
Остаточная вода влияет на: а) фазовую проницаемость; б) функцию капиллярного давления;   в) ёмкостные свойства; г) эффективную пористость; Характеристика распространения остаточной воды зависит от коэффициента смачиваемости. Порода может быть гидрофильной или гидрофобной.  В  гидрофильных породах вода сосредоточена в мелких порах, а нефть расположена в центрах крупных пор. В гидрофобных наоборот: Остаточная (погребённая вода) подразделяется на виды: 1. Капиллярно связанные воды (содержащиеся в узких капиллярных каналах, в местах сужения и пережимах пор и удерживаемые капиллярными силами); 2. Адсорбционная вода; Она удерживается на поверхности скелета силами молекулярного взаимодействия между породой (твёрдой фазой) и жидкостью. Такая вода могла сформироваться в период донефтяной залежи. Т  .к. количество адсорбционной воды пропорционально удельной поверхности, то можно сделать заключение, что чем больше удельная поверхность, тем больше адсорбционно-связанной воды. S  iО2 SiО2 Свойства этого типа воды сильно отличаются от свойств свободной воды. Так, например, для адсорбционно-связанной воды наблюдается аномальная вязкость. 3. Плёночная вода; Если порода представлена гидрофильными минералами (а таких минералов большинство, например, кварц, полевые шпаты), то образуется плёнка воды на поверхности минералов при отсутствии адсорбционной воды.   Количество плёночной воды зависит от доли поверхности, занятой плёнкой, и контролируется удельной поверхностью. 4. Свободная вода; Она содержится в участках неоднородности пористой среды и по физическим свойствам не отличается от обычной. К сожалению, по данным анализа керна дифференцировать эти виды мы не можем. Состояние остаточной воды определяется и свойствами: её минерализацией, коэффициентом рН и другими параметрами. В тоже время толщина плёнки воды может составлять порядка 50 нм, и по удельной поверхности можно определить, сколько составляет плёночная вода. Количество остаточной воды зависит от коэффициента проницаемости, причём, чем больше проницаемость, тем меньше остаточной воды. 1  gkпрS_ График относится к гидрофильным пластам. Для гидрофобных характер зависимости более сложный. Имеется корреляционная зависимость: S=А - В1g(kпр/m) С адсорбцией тяжёлых компонентов нефти увеличивается гидрофобность пластов, и зависимость становится ещё более сложной. Когда керн поднимается на поверхность, пластовое давление падает до одной атмосферы, а это приводит к тому, что из нефти выпадают тяжёлые компоненты и гидрофобизуют пласт, что ещё больше осложняет её оценку, т.е. гидрофобность пластовая или техногенная. Ещё одной важной составляющей является переходная зона: Н/В; Г/В; Г/Н. Переходная зона – зона с изменяющейся насыщенностью с полностью нефтенасыщенной до полностью водонасыщенной.  S_ 1 Sв Переходная зона оказывает огромное влияние. Для примера рассмотрим ситуацию на месторождении Уренгоя: нефти много, но оторочка тонкая, и переходные зоны могут осложнить извлечение нефти из оторочки.   Г Н В Приближённые оценки ширины переходной зоны можно произвести следующим образом: Рк=Fграв Рк=gh(в - н) Высота переходной зоны h определяется по формуле: h=Рк/(g(в - н)) Если капиллярное давление является функцией насыщенности, т.е. Рк=f(S), тогда: h=f(S)/(g(в - н)) Переходные зоны в газовых месторождениях больше, чем в нефтяных и зависят от плотности. Физические свойства пластовых вод.
Плотность пластовых вод составляет от 0,64 до 1,45 г/см3. Она зависит от минерализации и, например, для минерализации 210 кг/м3 колеблется в пределах от 1 до 1,14 г/см3.
Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения: Е=V/(Vt). Этот коэффициент характеризует изменение объёма воды при изменении температуры на единицу. Его величина небольшая и при постоянных давлениях исчисляется 1810-5¼9010-5 1/С. При изменении давления вводят понятие сжимаемости пластовой воды (). 3. Сжимаемость газированной воды существенна. Так для чистой дегазированной воды сжимаемость рассчитывается как =1/VV/р и составляет (3.7¼5.0)10-10 Па-1. Если в воде присутствует газ, то расчёт производят по формуле: Sв,г=в(1+0.05S), где S – содержание единицы объёма газа в единице объёма воды. Т.к. мы проектируем технологии, предусматривающие добывание и закачку воды (на 100 т добываемой жидкости приходится 15 т нефти и 85 т воды), то нам необходимо учитывать изменение объёма воды. Объёмный коэффициент воды может быть рассчитан по формуле: в=Vпл/Vпов и составляет в=(0.99¼1.06). С точки зрения извлечения нефти и газа большое значение принимает такой параметр как: 4. Вязкость воды. Вязкость определяется двумя параметрами: температурой и концентрацией солей в воде. З  ависимость вязкости от температуры сильная:в 2.2  0.20 160 Т,С Если говорить о содержании солей, то наибольшему влиянию подвержены хлоркальциевые воды, которые изменяют вязкость в 1.5-2 раза. При тепловых методах воздействия были обнаружены эффекты изменения вязкости. Вода становится практически дистиллированной. В результате чего изменяются её свойства. При определённых условиях, когда мы имеем высокие температуры и давления, из воды могут выпадать соли. Выпадение неорганических осадков из пластовых вод. В результате неправильной разработки может происходить засоление месторождения. Рассмотрим причины выпадения неорганических осадков в пластах:
Было обнаружено, что основными компонентами воды, которые, выпадая, закупоривают пласт, являются: СаСО3 (известняк), СаSО42Н2О (гипс), ВаSО4 (барит). Кроме того в составе осадков присутствуют: SrSО4, SrСО3, ВаСО3, МgСО3. Также в виде осадков встречаются окислы железа и другие соли. Соли, выпадая, образуют кристаллическую структуру, которая закупоривает поры. Закупорка пор приводит к снижению проницаемости. Образование кристаллов состоит из нескольких этапов:
Этап могут протекать либо последовательно, либо одновременно. Перенасыщение раствора вызвано изменением минерализации попутных вод. Реальные пластовые, закачиваемые и попутные воды – многокомпонентные водно-солевые системы. Для удаления осадков применяют различные реагенты. |