1. Роль физики пласта в процессе разработки месторождений нефти и газа
 Скачать 214.5 Kb.
|
 где Q – объемная скорость воды; V – линейная скорость воды; F – площадь сечения, F=  ;L – длина фильтра; k – коэффициент пропорциональности. Н  ефть – неидеальная система (компоненты нефти взаимодействуют между собой), поэтому линейный закон фильтрации для нефти содержит вязкость, учитывающую взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы: где μ - вязкость нефти. В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k который называется коэффициентом проницаемости. Размерность коэффициента проницаемости (система СИ ), вытекает из соотношения  Физический смысл размерности коэффициента проницаемости- величина площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация. Условия выполнения линейного закона Дарси: Наличие одного флюида, который заполняет все поровое пространство Флюид инертен( не взаимодействует) по отношению к скелету(минералам) гп. Ламинарный поток флюида (все атомы движутся с одинаковой скоростью по параллельным траекториям). Линейный закон Дарси не работает при кнудсеновском течении( поток газа, при котором столкновения молекул друг с другом крайне редки по сравнению с ударами о стенки пор, т.е. газ настолько разряжен, что средняя длина пробега его молекул сравнима или даже велика по сравнению с диаметром поровых каналов. 27. Вертикальная и горизонтальная проницаемости. Параметр анизотропии. Проницаемость- способность гп пропускать через себя флюид под действием перепада давления. Проницаемость не зависит от типа флюида, фильтрующегося через породу, а определяется микроструктурой пористой среды. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, алевролиты. Плохо проницаемыми породами являются: глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели. Горизонтальная проницаемость – проницаемость, измеренная в направлении параллельном напластованию породы-коллектора. Вертикальная проницаемость – проницаемость, измеренная в направлении поперечном напластованию породы-коллектора. Различие вертикальной и горизонтальной проницаемости оценивается параметром анизотропии, то есть отношением вертикальной Kв и горизонтальной Kг проницаемостей. Анизотропия проницаемости является одним из ключевых факторов при построении геолого-гидродинамической модели залежи углеводородов и обосновании технологии ее разработки. Существуют различные способы определения анизотропии. Первый способ основан на лабораторном измерении проницаемости образцов керна, высверленных в двух взаимно перпендикулярных направлениях из керновой колонки. Недостатком данного метода является неизвестная ориентация выбуренной колонки. На основе сопоставления теоретического и измеренного при специальных исследованиях профилей притока основан второй способ. Необходимость проведения спец исследований, а также определенные граничные условия при моделировании теоретического профиля притока в некоторых случаях ограничивают применимость данного способа. К настоящему времени наиболее разработанными методами определения анизотропии проницаемости являются методы гидропрослушивания и меченых атомов. Данные методы достаточно длительны и относительно дорогостоящи. Надежно реализованы они могут быть лишь на поздней стадии разработки месторождения при интенсивном обводнении продукции. Также существует способ лабораторного определения анизотропии абсолютной проницаемости на полноразмерном керне, включающий экстрагирование и высушивание керна, его исследование методом стационарной фильтрации через него газа с определением коэффициентов вертикальной и горизонтальной абсолютной проницаемости, последующий анализ результатов исследования и определение анизотропии абсолютной проницаемости. При этом горизонтальную проницаемость измеряют по двум направлениям: одно по направлению предполагаемой максимальной проницаемости( вдоль основного растрескивания), другое- под углом 90 градусов от максимального. В указанном способе направление, параллельное плоскости напластования, определяется как горизонтальная проницаемость, перпендикулярно плоскости напластования- вертикальная проницаемость. Анизотропия сильно влияет на фильтрационные характеристики породы. Различие в проницаемости, измеряемой параллельно и перпендикулярно плоскости напластования, возникает еще в процессе образования осадка, так как зерна осаждаются в воде таким образом, что их самые длинные и самые плоские стороны располагаются горизонтально. Последующее уплотнение осадка увеличивает упорядоченность песчаных зерен, так что они по большей части оказываются ориентированными в одном направлении. Значение проницаемости в совокупности с другими характеристиками предопределяет режим эксплуатации месторождения, а именно: давление и темп закачки рабочего агента в пласт (как правило, воды); объем и пространственную геометрию закачки для предотвращения преждевременного обводнения пласта и прорыва воды к забоям эксплуатационных скважин. Знание проницаемости пласта позволяет осуществить наиболее эффективную и рентабельную нефтедобычу. 28. Понятие проницаемости( характеристики и физический принцип измерения). Проницаемость- способность гп пропускать через себя флюид под действием перепада давления. Проницаемость не зависит от типа флюида, фильтрующегося через породу, а определяется микроструктурой пористой среды. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, алевролиты. Плохо проницаемыми породами являются: глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели. Коэффициент проницаемости измеряется в Дарси [Д] , 1м^2=1,02*10^12Д. Размерность коэффициента проницаемости (система СИ ) вытекает из соотношения (Линейный закон фильтрации Дарси)Физический смысл размерности коэффициента проницаемости- величина площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация. Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена наличием в ней лишь одной фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость используется для характеристики физических свойств пород. 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. Относительная( относительная фазовая): отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Динамическая зависит от перепада( градиента) давления, от тех групп пор, которые участвуют в фильтрации. 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 поровых сред. Если часть пор занята какой-либо фазой, то логично, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. По степени проницаемости (коллекторы): Высокопроницаемые (0,5Д и выше) Среднепроницаемые (0,1-0,5Д) Низкопроницаемые (0-0,1Д) Для определения абсолютной проницаемости используют приборы, состоящие из кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду, устройств для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеров и приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через образец породы. (РИСУНОК) Для определения фазовой проницаемости используются установки, состоящие из приспособления для приготовления смесей и питания керна, кернодержателя спец конструкции, приспособления и устройства для приема, разделения и измерения раздельного расхода жидкостей и газа, устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой среды, приборов контроля и регулирования процессов фильтрации. Наиболее сильное влияние на проницаемость оказывает извилистость(отношение средней длины порового канала к толщине пористого материала) и размеры пор. Чем ниже проницаемость, тем значительнее она снижается при росте эффективного давления. Причем породы с низкой проницаемостью при росте эффективного давления, сопровождающего разработку месторождений нефти и газа, могут так измениться, что фильтрация флюидов через них прекратится. Значение проницаемости в совокупности с другими характеристиками предопределяет режим эксплуатации месторождения, а именно: давление и темп закачки рабочего агента в пласт (как правило, воды); объем и пространственную геометрию закачки для предотвращения преждевременного обводнения пласта и прорыва воды к забоям эксплуатационных скважин. Знание проницаемости пласта позволяет осуществить наиболее эффективную и рентабельную нефтедобычу. 29. Фазовая проницаемость, ее физический смысл и взаимосвязь с абсолютной проницаемостью. Проницаемость- способность гп пропускать через себя флюид под действием перепада давления. Проницаемость не зависит от типа флюида, фильтрующегося через породу, а определяется микроструктурой пористой среды. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, алевролиты. Плохо проницаемыми породами являются: глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели. Коэффициент проницаемости измеряется в Дарси [Д] , 1м^2=1,02*10^12Д. Размерность коэффициента проницаемости (система СИ ) вытекает из соотношения (Линейный закон фильтрации Дарси)Физический смысл размерности коэффициента проницаемости- величина площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация. Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена наличием в ней лишь одной фазы, химически инертной по отношению к породе. Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Относительная( относительная фазовая): отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Динамическая зависит от перепада( градиента) давления, от тех групп пор, которые участвуют в фильтрации. 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 поровых сред. Если часть пор занята какой-либо фазой, то логично, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Фазовая проницаемость. Фазовая проницаемость для каждой фазы зависит от насыщенности порового пространства нефтью, газом и водой. Фазовая проницаемость зависит от физико-химических свойств жидкости или газа, их взаимодействия между собой и с поверхностью скелета породы, градиента давления, вязкостей флюидов, температуры пласта. Резкое различие между абсолютной и фазовой проницаемостями обуславливается двумя основными причинами. Первая- образование сложных многофазных смесей и проявление капиллярных сил на границе жидкость-жидкость, жидкость-газ. Вторая причина- уменьшение живого сечения поровых каналов за счет пленки жидкости, образующейся на поверхности частиц. Расхождение между коэффициентами фазовой и абсолютной проницаемости тем больше, чем больше абсолютная проницаемость и радиус поровых каналов. Количественную оценку фазовой проницаемости обычно дают через относительную проницаемость. В реальных пластах возникают различные виды многофазных потоков; характер каждого из этих потоков исследуется экспериментально, а результат изображают в виде графиков зависимостей относительных фазовых проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами. В практике разработки нефтяных месторождений они используются при проектировании разработки на разных стадиях, определении дебитов скважин, прогнозирования нефтеотдачи. При этом полагается, что гп одного пласта обладают одинаковыми зависимостями относительных фазовых проницаемостей от насыщенности флюидами, независимо от значения абсолютной проницаемости. Это дает возможность при расчетах многофазной фильтрации использовать готовые кривые фазовых проницаемостей для часто встречающихся пород (песков, песчаников, известняков и т.д.). Значение проницаемости в совокупности с другими характеристиками предопределяет режим эксплуатации месторождения, а именно: давление и темп закачки рабочего агента в пласт (как правило, воды); объем и пространственную геометрию закачки для предотвращения преждевременного обводнения пласта и прорыва воды к забоям эксплуатационных скважин. Знание проницаемости пласта позволяет осуществить наиболее эффективную и рентабельную нефтедобычу. 30. Относительные фазовые проницаемости пластов. Проницаемость- способность гп пропускать через себя флюид под действием перепада давления. Проницаемость не зависит от типа флюида, фильтрующегося через породу, а определяется микроструктурой пористой среды. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, алевролиты. Плохо проницаемыми породами являются: глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели. Коэффициент проницаемости измеряется в Дарси [Д] , 1м^2=1,02*10^12Д. Размерность коэффициента проницаемости (система СИ ) вытекает из соотношения (Линейный закон фильтрации Дарси)Физический смысл размерности коэффициента проницаемости- величина площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация. Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена наличием в ней лишь одной фазы, химически инертной по отношению к породе. Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Относительная( относительная фазовая): отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Динамическая зависит от перепада( градиента) давления, от тех групп пор, которые участвуют в фильтрации. 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 поровых сред. Если часть пор занята какой-либо фазой, то логично, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Относительная проницаемость есть отношение фазовой проницаемости среды к абсолютной проницаемости. Количественную оценку фазовой проницаемости обычно дают через относительную проницаемость. В реальных пластах возникают различные виды многофазных потоков; характер каждого из этих потоков исследуется экспериментально, а результат изображают в виде графиков зависимостей относительных фазовых проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами. На характер кривых относительных проницаемостей оказывает существенное влияние структура порового пространства: коллекторы с преобладанием пор большего диаметра характеризуются низкими значениями остаточной водонасыщенности и более широким диапазоном совместного течения фаз. Причем структура порового пространства в основном влияет на относительную проницаемость смачивающей фазы и в меньшей степени- несмачивающей. В практике разработки нефтяных месторождений они используются при проектировании разработки на разных стадиях, определении дебитов скважин, прогнозирования нефтеотдачи. При этом полагается, что гп одного пласта обладают одинаковыми зависимостями относительных фазовых проницаемостей от насыщенности флюидами, независимо от значения абсолютной проницаемости. Это дает возможность при расчетах многофазной фильтрации использовать готовые кривые фазовых проницаемостей для часто встречающихся пород (песков, песчаников, известняков и т.д.). Значение проницаемости в совокупности с другими характеристиками предопределяет режим эксплуатации месторождения, а именно: давление и темп закачки рабочего агента в пласт (как правило, воды); объем и пространственную геометрию закачки для предотвращения преждевременного обводнения пласта и прорыва воды к забоям эксплуатационных скважин. Знание проницаемости пласта позволяет осуществить наиболее эффективную и рентабельную нефтедобычу. 31. Понятие удельной поверхности горных пород. Удельная поверхность-суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Зависит от степени дисперсности частиц, из которых слагается пористое тело. Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной воды зависят от удельной поверхности. Методы определения: Аналитический( по гранулометрическому составу, пористости, проницаемости) Фильтрационный( Основан на изучении сопротивления течения через пористые породы разряженного воздуха при кнудсеновском режиме( поток газа, при котором столкновения молекул друг с другом крайне редки по сравнению с ударами о стенки пор, т.е. газ настолько разряжен, что средняя длина пробега его молекул сравнима или даже велика по сравнению с диаметром поровых каналов). Адсорбционный( Основан на определении объема или массы вещества, адсорбированного на поверхности и образующего мономолекулярной. Адсорбирующие вещества- азот, аргон и криптон.) Меченых атомов(количество радиоактивного иона, поглощенного веществом при его погружении в раствор определяется по уменьшению активности фильтрата раствора вследствие поглощения меченого атома твердой фазой). (ФОРМУЛА) При адсорбционных методах исследования удельной поверхности пористых сред необходимы сложная аппаратура, высококвалифицированные исполнители. Поэтому в лабораториях физики пласта эта поверхность пород обычно оценивается фильтрационными методами. Удельная поверхность кернов изменяется от 38 000 до 113 000 м^2/м^3. 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. 32. Способы определения удельной поверхности. Удельная поверхность-суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Зависит от степени дисперсности частиц, из которых слагается пористое тело. Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной воды зависят от удельной поверхности. Методы определения: Аналитический( по гранулометрическому составу, пористости, проницаемости) Фильтрационный( Основан на изучении сопротивления течения через пористые породы разряженного воздуха при кнудсеновском режиме( поток газа, при котором столкновения молекул друг с другом крайне редки по сравнению с ударами о стенки пор, т.е. газ настолько разряжен, что средняя длина пробега его молекул сравнима или даже велика по сравнению с диаметром поровых каналов). Адсорбционный( Основан на определении объема или массы вещества, адсорбированного на поверхности и образующего мономолекулярной. Адсорбирующие вещества- азот, аргон и криптон.) Меченых атомов(количество радиоактивного иона, поглощенного веществом при его погружении в раствор определяется по уменьшению активности фильтрата раствора вследствие поглощения меченого атома твердой фазой). (ФОРМУЛА) При адсорбционных методах исследования удельной поверхности пористых сред необходимы сложная аппаратура, высококвалифицированные исполнители. Поэтому в лабораториях физики пласта эта поверхность пород обычно оценивается фильтрационными методами. Удельная поверхность кернов изменяется от 38 000 до 113 000 м^2/м^3. 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. 33. Удельная поверхность горных пород и методы ее определения. Удельная поверхность-суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Зависит от степени дисперсности частиц, из которых слагается пористое тело. Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной воды зависят от удельной поверхности. Методы определения: Аналитический( по гранулометрическому составу, пористости, проницаемости) Фильтрационный( Основан на изучении сопротивления течения через пористые породы разряженного воздуха при кнудсеновском режиме( поток газа, при котором столкновения молекул друг с другом крайне редки по сравнению с ударами о стенки пор, т.е. газ настолько разряжен, что средняя длина пробега его молекул сравнима или даже велика по сравнению с диаметром поровых каналов). Адсорбционный( Основан на определении объема или массы вещества, адсорбированного на поверхности и образующего мономолекулярной. Адсорбирующие вещества- азот, аргон и криптон.) Меченых атомов(количество радиоактивного иона, поглощенного веществом при его погружении в раствор определяется по уменьшению активности фильтрата раствора вследствие поглощения меченого атома твердой фазой). (ФОРМУЛА) При адсорбционных методах исследования удельной поверхности пористых сред необходимы сложная аппаратура, высококвалифицированные исполнители. Поэтому в лабораториях физики пласта эта поверхность пород обычно оценивается фильтрационными методами. Удельная поверхность кернов изменяется от 38 000 до 113 000 м^2/м^3. 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. 34. Влияние гранулометрического состава пород на величину удельной поверхности. Удельная поверхность-суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Зависит от гранулометрического состава горной породы(количественное содержание в гп частиц различной величины в процентах по весу). Чем больше в породе мелких частиц, тем больше ее удельная поверхность. Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной воды зависят от удельной поверхности. Методы определения: Аналитический( по гранулометрическому составу, пористости, проницаемости) Фильтрационный( Основан на изучении сопротивления течения через пористые породы разряженного воздуха при кнудсеновском режиме( поток газа, при котором столкновения молекул друг с другом крайне редки по сравнению с ударами о стенки пор, т.е. газ настолько разряжен, что средняя длина пробега его молекул сравнима или даже велика по сравнению с диаметром поровых каналов). Адсорбционный( Основан на определении объема или массы вещества, адсорбированного на поверхности и образующего мономолекулярной. Адсорбирующие вещества- азот, аргон и криптон.) Меченых атомов(количество радиоактивного иона, поглощенного веществом при его погружении в раствор определяется по уменьшению активности фильтрата раствора вследствие поглощения меченого атома твердой фазой). (ФОРМУЛА) При адсорбционных методах исследования удельной поверхности пористых сред необходимы сложная аппаратура, высококвалифицированные исполнители. Поэтому в лабораториях физики пласта эта поверхность пород обычно оценивается фильтрационными методами. Удельная поверхность кернов изменяется от 38 000 до 113 000 м^2/м^3. 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. 35. Связь удельной поверхности с нефте-газо-конденсатоотдачей пласта. Удельная поверхность-суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Зависит от гранулометрического состава горной породы(количественное содержание в гп частиц различной величины в процентах по весу). Чем больше в породе мелких частиц, тем больше ее удельная поверхность. Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной воды зависят от удельной поверхности. Внутрипоровые взаимодействия флюидов и скелета породы оказывают определяющее влияние на степень извлечение флюидов из пласта и определяют эффективность использования физико-химических и тепловых методов увеличения нефте-газо-конденсатоотдачи. Влияние удельной поверхности проявляется, прежде всего, через сорбционные процессы на границе скелет-флюид. Они приводят к удержанию части флюидов во внутрипоровом пространстве в неподвижном состоянии, к изменению эффективного порового объема, фазовых проницаемостей и т.д. Методы определения: Аналитический( по гранулометрическому составу, пористости, проницаемости) Фильтрационный( Основан на изучении сопротивления течения через пористые породы разряженного воздуха при кнудсеновском режиме( поток газа, при котором столкновения молекул друг с другом крайне редки по сравнению с ударами о стенки пор, т.е. газ настолько разряжен, что средняя длина пробега его молекул сравнима или даже велика по сравнению с диаметром поровых каналов). Адсорбционный( Основан на определении объема или массы вещества, адсорбированного на поверхности и образующего мономолекулярной. Адсорбирующие вещества- азот, аргон и криптон.) Меченых атомов(количество радиоактивного иона, поглощенного веществом при его погружении в раствор определяется по уменьшению активности фильтрата раствора вследствие поглощения меченого атома твердой фазой). (ФОРМУЛА) При адсорбционных методах исследования удельной поверхности пористых сред необходимы сложная аппаратура, высококвалифицированные исполнители. Поэтому в лабораториях физики пласта эта поверхность пород обычно оценивается фильтрационными методами. Удельная поверхность кернов изменяется от 38 000 до 113 000 м^2/м^3. 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. 36. Структура пустотного пространства горных пород и способы ее изучения. Структура порового пространства- характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а также по взаимному расположению пор относительно друг друга. Большая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам 3х типов: 1)гранулярным. К этому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. 2)трещинным. К этому типу относятся коллекторы сложенные карбонатными отложениями, сланцами; поровое пространство слагается системой трещин. При этом участки коллектора, залегающие между трещинами, представляют плотные малопроницаемые массивы, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. 3)смешанного строения. Относятся коллекторы, поровое пространство которых слагается как системами трещин, так и поровым пространством блоков, а также кавернами и карстами. Виды пор( по размерам): сверхкапилляры (нефть,газ,вода) более 10^-4м; капилляры( нефть,газ,вода) 10^-7-10^-4м; субкапилляры( газ) 2*10^-9-10^-7м; микропоры менее 2*10^-9м. Виды пор: проточные( магистральные) открытые тупиковые, изолированные(замкнутые). Виды пор (по происхождению): Первичные( образовались в период седиментации)- поры между зернами обломочного материала и кристаллами. Вторичные( возникли при геолого-химических процессах): поры растворения( доломит); пустоты и трещины, образованные за счет процессов растворения минеральной составляющей породы; пустоты и трещины, образованные за счет выветривания, эрозионных процессов. Пористая среда характеризуется рядом структурных параметров: Пористость Размер пор Распределение пор по размерам Извилистость поровых каналов Удельная поверхность При исследовании структур поровых пространств используют: 1)прямые методы Метод просвечивания рентгеновскими лучами Метод изучения шлифов Метод изучения породы в сколе 2)косвенные методы Оптический метод (случайных секущих) Метод адсорбции Метод полупроницаемых мембран Ртутная порометрия Ультразвуковое прозвучивание Трещиноватость гп (трещинная емкость) связана с наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. . По происхождению трещиноватость горных пород разделяется на нетектоническую, тектоническую и планетарную. Трещины различного размера могут формировать трещинные системы. Трещины могут быть заполнены водами (грунтовыми безнапорными или напорными, что может быть опасно для горняков), газами (к примеру, метаном или углекислым газом, что также потенциально опасно), разными минеральными и органическими веществами. Залежи нефти, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены в большинстве случаев к плотным карбонатным породам, иногда- к терригенным отложениям. Такие породы очень плотные, часто не пропускают жидкости и газы, практически плохо проницаемые. Вместе с тем наличие сети трещины, пронизывающих эти коллекторы, обеспечивает значительные притоки к скважинам. В песчаниках и алевролитах преобладают открытые макротрещины, реже появляются закрытые. В глинах и аргиллитах развиты в основном открытые микротрещины. В органогенных доломитовых известняках широко развиты закрытые микротрещины наряду с наличием открытых. В карбонатных породах имеются пустоты, возникшие в породе вследствие процессов растворения (каверны). Нередко в карбонатных коллекторах отмечается развитие кавернозности. Каверны в карбонатных породах образуются либо в процессе отложения породы, либо после. Кавернозные известняки первого типа встречаются в рифовых массивах, в которых в результате распада органического вещества, первоначально заполняющего полости в породе, образуются каверны. Каверны второго типа образуются в результате растворения известняков при циркуляции подземных вод. Эти каверны, связанные с карстовыми явлениями, широко развиты в доломитах и известняках, особенно при наличии в них трещиноватости, способствующей проникновению подземных вод и движению их по трещинам. Обычно кавернозность в карбонатных породах развита весьма неравномерно, что очень затрудняет изучение их пустотности. Существенное отличие между порами и каверами заключается в том, что поровые каналы характеризуются преобладанием капиллярных сил над гравитациоными; каверны- пребладающим воздействием гравитационных сил; в трещинах одновременно проявлется действие капиллярных и гравитационных сил. 37. Связь пористости с проницаемостью и удельной поверхностью горных пород. 1)Прямой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород не существует. Однако на основании среднестатистических данных можно сказать, что более проницательные 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. 2)Козени предложил зависимость проницаемости от пористости в виде:  , где Т — извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к длине керна); ϕ — структурный коэффициент, учитывающий форму поровых каналов. S – удельная поверхность, m — пористость, k – коэффициент проницаемости.3)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 поровых сред. Если часть пор занята какой-либо фазой, то логично, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. 4)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. 5)Внутрипоровые взаимодействия флюидов и скелета породы оказывают определяющее влияние на степень извлечение флюидов из пласта и определяют эффективность использования физико-химических и тепловых методов увеличения нефте-газо-конденсатоотдачи. Влияние удельной поверхности проявляется, прежде всего, через сорбционные процессы на границе скелет-флюид. Они приводят к удержанию части флюидов во внутрипоровом пространстве в неподвижном состоянии, к изменению эффективного порового объема, фазовых проницаемостей и т.д. 6)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. 38. Неоднородность горных пород и способы ее определения. Под геологической неоднородностью изучаемого объекта разработки следует понимать всякую изменчивость характера и степени литолого-физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу. По характеру неоднородности: Ультрамикронеоднородность Микронеоднородность Мезонеоднородность Макронеоднородность Метанеоднородность Макронеоднородность изучаемого объекта характеризуется в разрезе чередованием пород коллекторов с практически непроницаемыми породами. На границе этих пород основные параметры продуктивных пластов будут изменяться резко и скачкообразно. Микронеоднородностьотражает структурные, текстурные и другие особенности строения выделенной для изучения «однородной» породы. Коллекторские свойства в этом случае изменяются более плавно и непрерывно. Поскольку месторождения в основном многопластовые и, как правило, единый эксплуатационный объект содержит значительное число пластов и пропластков, скоррелированных по площади, то геологическую неоднородность целесообразно изучать по разрезу и по площади. Изучение неоднородности этих видов позволит не только охарактеризовать изменчивость величин параметров по объему, влияющих на распределение запасов нефти в недрах и их выработку, но и увязать эту изменчивость с условиями осадконакопления и последующими геологическими процессами. Кроме того, при изучении геологической неоднородности весьма важно выделить генетически однородные (с точки зрения геологической истории) объекты исследования, ибо только в этом случае можно объективно оценить как степень неоднородности, так и характер изменчивости основных параметров продуктивных пластов. Так как на начальных этапах исследования залежи мы не имеем достаточной информации о распределении литолого-физических свойств по резервуару коллектора для предварительных оценочных расчетов реальный пласт заменяется его моделью. Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения. Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические. Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластовПри расчете данных процессов. разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек, в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению. Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. Уровни неоднородности (масштабы) :
Неоднородность горных пород: По фазовому составу (порода представлена тремя фазами- твердой, жидкой и газообразной) По компонентному (минеральному) составу (каждая фаза представлена одним или несколькими: минералами, жидкостями, газами) По структурно-текстурному строению (характеризует более сложное образование, состоящее из двух или более различных пород, чередующихся в пределах изучаемого геологического объекта). 39. Насыщенность пористой среды флюидами и ее определение. 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. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. 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):  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). На практике насыщенность пород определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин. Принцип работы аппарата Закса: Пары воды, отогнанные из образца, поступают вместе с парами растворителя и легких прогонов нефти в холодильник, где конденсируется в ловушке-мернике. Растворитель и легкие погоны возвращаются в испаритель. Содержание воды определяется по отсчету её уровня в ловушке, нефти – по потере в весе образца и учетом плотности нефти и объему воды. 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 поровых сред. Если часть пор занята какой-либо фазой, то логично, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. 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. 40. Основные механические свойства горных пород: упругость, сжимаемость, прочность на сжатие и разрыв, твердость, пластичность, набухание и размокание. Механические свойства( характеризуют способность материала сопротивляться всем видам внешних воздействий с приложением силы): Упругость- свойство(СВ-ВО) тела деформироваться под действием нагрузки и восстанавливать первоначальную форму и размеры после ее снятия. (Статический метод: нагружение под прессом и измерение упругих деформаций образца; Динамический метод: измерение скорости распространения упругих колебаний в гп) Сжимаемость- способность гп изменять свой объем под воздействием всестороннего давления. Различают обратимую и необратимую сжимаемость. Прочность- св-во материала сопротивляться разрушению под действием напряжений, возникающих под действием внешних сил- прочность на сжатие и разрыв. (Метод контактной прочности: прочность образца определяется по величине нагрузки в момент хрупкого разрушения, отнесенной к площади штампа) Твердость- св-во тела сопротивляться внедрению более твердого тела. (Метод Бринелля: вдавливание в испытываемую поверхность стального закаленного шарика диаметром 1-10мм при нагрузке от 625Н до 30кН) Пластичность- св-во гп необратимо деформироваться без микроскопических нарушений сплошности под действием механической нагрузки. Увеличивается с ростом тем-ры и давления. Набухание и размокание- процесс увеличения объема твердого тела вследствие поглощения им из окружающей среды жидкости и пара. Крепость- сопротивление гп общему разрушению. 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. 41. Основные показатели механических свойств коллекторов. Механические свойства( характеризуют способность материала сопротивляться всем видам внешних воздействий с приложением силы): Упругость- свойство(СВ-ВО) тела деформироваться под действием нагрузки и восстанавливать первоначальную форму и размеры после ее снятия. (Статический метод: нагружение под прессом и измерение упругих деформаций образца; Динамический метод: измерение скорости распространения упругих колебаний в гп) Сжимаемость- способность гп изменять свой объем под воздействием всестороннего давления. Различают обратимую и необратимую сжимаемость. Прочность- св-во материала сопротивляться разрушению под действием напряжений, возникающих под действием внешних сил- прочность на сжатие и разрыв. (Метод контактной прочности: прочность образца определяется по величине нагрузки в момент хрупкого разрушения, отнесенной к площади штампа) Твердость- св-во тела сопротивляться внедрению более твердого тела. (Метод Бринелля: вдавливание в испытываемую поверхность стального закаленного шарика диаметром 1-10мм при нагрузке от 625Н до 30кН) Пластичность- св-во гп необратимо деформироваться без микроскопических нарушений сплошности под действием механической нагрузки. Увеличивается с ростом тем-ры и давления. Набухание и размокание- процесс увеличения объема твердого тела вследствие поглощения им из окружающей среды жидкости и пара. Крепость- сопротивление гп общему разрушению. 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. 42. Тепловые свойства горных пород: теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность. . Тепловые свойства- св-ва, определяющие термодинамическое состояние и тепловые процессы, идущие в гп. Удельная теплоемкость- количество теплоты, необходимой для нагрева единицы массы гп на 1 градус Цельсия. (ФОРМУЛА) Теплоёмкость пород зависит от условий их нагревания – при постоянном объеме или при постоянном давлении. При нагревании породы при постоянном объеме все тепло расходуется на увеличение внутренней энергии тела. При нагревании породы при постоянном давлении часть тепла расходуется на увеличение внутренней энергии тела, а часть идет на расширение породы. Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Причём, теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Чем больше пористость, температура и влажность горных пород, тем выше их теплоёмкость, особенно при слабой минерализации пластовой воды. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости. Коэффициент теплопроводности- кол-во теплоты, переносимой в породе через единицу площади, в единицу времени при градиенте температуры. (ФОРМУЛА) Коэффициент теплопроводности возрастает с увеличением плотности пород и их влажности. С ростом пористости пород теплопроводность их уменьшается. При свободном движении вод, способствующем дополнительному переносу тепла, коэффициент теплопроводности пород возрастает с увеличением проницаемости. С увеличением нефтенасыщенности пород коэффициент теплопроводности также уменьшается. Он мало зависит от минерализации пластовых вод. Коэффициент температуропроводности- скорость нагрева породы. (ФОРМУЛА) Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низкая, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Температуропроводность пород почти не зависит от минерализации пластовых вод. Вдоль напластования температуропроводность пород выше, чем поперек напластования. Сведения о тепловых свойствах гп необходимы для решения следующих задач: интерпретация результатов термического изучения скважин и геотермических исследований недр терморазведка полезных ископаемых проведение тепловых расчетов в нефтегазопромысловой практике теоретические исследования, связанные с выбором рациональных методов эксплуатации, интенсификация добычи нефти и газа и проведение теплового воздействия на пласт контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений, составление проекта доразведки и доразработки месторождений нефти и газа и подсчет их запасов выявление характера зависимости тепловых свойств от других физических свойств пород, температуры и давления. 43. Состав природных газов газовых и газоконденсатных месторождений. Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях — газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. При большом количестве газ располагается в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается по величине к плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество углеводородов растворяется в сжатом газе. В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворенной в сжатом газе. Если же количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии. Поэтому в зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на: 1) |