Физика нефтяного пласта
 Скачать 0.65 Mb.
|
Раздел 1. Физика нефтяного пластаРаздел 1. Физика нефтяного пласта 1 2 1.Физические свойства нефтегазовых пластов; коэффициенты, характеризующие эти свойства, области их использования и способы измерения. 2 2.Нефтегазовый пласт как многофазная многокомпонентная система. 4 3.Терригенные, карбонатные и заглинизированные пласты; особенности их строения. 7 4.Основные физические свойства нефтегазовых пластов и пластовых флюидов, используемые при проектировании и контроле за разработкой. 8 5.Естественная и искусственная трещинность, способы описания. 11 6.Деформация нефтегазового пласта; физическая сущность; коэффициенты и способы их определения. 13 7.Физика процессов вытеснения нефти и газа водой, обобщенный закон Дарси. Функции относительных фазовых проницаемостей, характеристика и способы определения. 17 8.Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры, характеризующие свойства пласта; тепловые поля. 20 9.Физическая сущность явления смачиваемости нефтегазовых пластов; виды смачиваемости; параметры, характеризующие смачиваемость пласта. 22 10.Фазовые превращения углеводородных систем в, нефтегазовых пластах; влияние термобарических условий пласта на фазовое состояние углеводородных систем. 24 11.Реология ньютоновских и неныотоновских нефтей; физические причины аномальных явлений; фильтрация аномальных нефтей. 26 12.Давление насыщения нефти газом; способы определения; физические особенности фильтрации газированной жидкости. 28 13.Реальные и идеальные газы; законы их поведения; коэффициент сверхсжимаемости. 29 14.Физическая сущность явлений адсорбции в нефтегазовых пластах; удельная поверхность и минералогический состав пласта; изотермы сорбции. 31 15. Виды остаточной нефти в заводненных пластах; механизмы капиллярного защемления тяжелых углеводородов. 33 16.Физические принципы повышения нефтеотдачи пластов; основные свойства пласта и пластовых жидкостей, используемые при повышении нефтеотдачи пласта. 35 17.Неоднородность нефтегазовых пластов; структурно-литологическая и фазовая неоднородность пласта. 36 18.Волновые процессы в нефтегазовых пластах; параметры, влияющие на эффективность передачи волновой энергии. 38 19.Техногенные изменения нефтегазовых пластов при разработке; свойства пласта и пластовых жидкостей, меняющиеся в процессе разработки. 41 20.Поверхностно-молекулярные свойства системы нефть-газ-вода-порода; капиллярное давление. 42
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; dэф>10-4 м. Для этих пор характерно подчинённое отношение между флюидом и породой. Такие поры характерны для высокопористых, высокопроницаемых пород. Капиллярные – dэф=10-7-10-4 м. Взаимодействие между флюидом и породой в таких порах существенно. Большую роль играют капиллярные силы, которые препятствуют фильтрации жидкости и газа. Субкапиллярные – dэф= 210-9-10-7 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 - dэф210-9 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.). kпр.а. kпр.ф. Из закона Дарси: v=Q/F, т.е. kпр=QL/(рF), где F - площадь. [kпр]=[(м3/с)(Пас)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=kпkн.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.) |