КР Физика НГ пласта. Курсовая работа По дисциплине Физика нефтяного и газового пласта

• Название: Курсовая работа По дисциплине Физика нефтяного и газового пласта
• Дата: 29.04.2023
• Размер: 459.4 Kb.
• Имя файла: КР Физика НГ пласта.docx
• Тип: Курсовая; #1096978
• страница: 1 из 3

МИНОБРНАУКИ РОССИИ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Самарский государственный технический университет» (ФГБОУ ВО «СамГТУ»)

Курсовая работа

По дисциплине: «Физика нефтяного и газового пласта»
Вариант 3

ВЫПОЛНИЛ
	(студент, курс, группа)
ПРОВЕРИЛ	Руководитель
	(фамилия, имя, отчество)
Допуск к защите
	(дата)
	(оценка и роспись руководителя)

г. Самара

2023 г.

ВВЕДЕНИЕ

Задачи разработки нефтяных месторождений о добычи нефти решаются на основе специальной науки подземной гидродинамики, изучающей движение нефти, воды, газа и их смесей через горные породы, имеющее пустоты, одни из которых называют порами, другие трещинами. Жидкость, газ, смесь жидкости и газа, т.е. всякая текучая среда, часто в зарубежной литературе именуется общим термином флюид, если не ставится задача выделить характерные особенности движения данной среды. Горные породы, которые могут служить хранилищами нефти, газа и отдавать их при разработке носят название коллекторов.

Теоретической основой подземной гидродинамики является теория фильтрации - наука, описывающая данное движение флюида с позиций механики сплошной среды, т.е. гипотезы сплошности (неразрывности) течения.

Физико-химической основой – физика пласта, изучающая свойства коллекторов и флюидов, а также процессы их взаимодействия

ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

А) Виды пористости и проницаемости пород. Зависимость коллекторских свойств от давления.

Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (V_пор), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V_сообщ) между собой пор.

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) в процентах зависит от объема всех пор:

. (1)

Коэффициент открытой пористости (m_о) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

. (2)

Коэффициент эффективной пористости (m_эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V_{пор фильтр}), через которые идёт фильтрация.

(3)

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

m_п > m_o > m_эф. (4)

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

• 
  субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);
  
• 
  капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);
  
• 
  сверхкапиллярные > 0,5 мм.
  

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

В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

Проницаемость абсолютная (физическая) – проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:

1. 
   Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.
   
2. 
   Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.
   

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и пористых фаз.

При увеличении давления в породе частицы породы становятся ближе друг к другу, пористость уменьшается, в качестве следствия также уменьшается проницаемость. Таким образом, коллекторские свойства ухудшаются при увеличении давления.

Упругие свойства горных пород и влияют на перераспределения давления в пласте в процессе эксплуатации месторождения. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород, перераспределяется не мгновенно, а постепенно после изменения режима работы скважины.

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.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

Б) Статистические методы отображения неоднородности коллекторских свойств пород.

Пласт состоит, как правило, из отдельных пропластков, поэтому общая проницаемость пласта (k_пр) оценивается с учетом проницаемости пропластков и направления фильтрации.



Рис. 1. Линейная фильтрация в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости.

При линейной фильтрации жидкости в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости (рис. 1, средняя проницаемость пласта рассчитывается следующим образом:

, (5)

где h_i – мощность i-го пропластка;

k_i – проницаемость i-го пропластка.



Рис. 2. Линейная фильтрация через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости.

При линейной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости (рис. 2), коэффициент проницаемости пласта рассчитывается следующим образом:

, (6)

где L_i – длина i-го пропластка;

k_i – проницаемость i-го пропластка.



Рис. 3. Радиальная фильтрация через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости.

При радиальной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости (рис. 3), средняя проницаемость пласта оценивается следующим образом:

(7)

где r_k – радиус контура;

r_с – радиус скважины;

r_i – радиус i-го пропластка;

k_i – проницаемость i-го пропластка.
В) Методы определения относительных фазовых проницаемостей.

Одним из основных параметров многофазных сред является насыщенность. Насыщенностью _i порового пространства i –ой фазой называется доля объема пор V_i , занятая этой фазой в элементарном объеме:

, i=1,2,…,n (8)

где n – число фаз.

Очевидно, что

. (9)

Т аким образом, в n-фазной системе имеется (n-1) независимая насыщенность. В частности, при исследовании фильтрации смеси двух фаз используется лишь одна из насыщенностей, которая обозначается в дальнейшем  (обычно это насыщенность вытесняющей фазы).

При определении относительной проницаемости предполагается, что каждая фаза в общем потоке многофазной среды не зависит от других фаз. Действительно, при совместном течении двух фаз в пористой среде, по крайней мере, одна из них образует систему, граничащую со скелетом; породы и частично с другой жидкостью. Из-за избирательного смачивания твердой породы одной из жидкостей площадь контакта каждой из фаз со скелетом пористой среды значительно превышает площадь контакта фаз между собой. Это позволяет предположить, что каждая фаза движется по занятым ею поровым каналам под действием своего давления независимо от других фаз, т. е. так, как если бы она была ограничена только твердыми стенками. При этом, естественно, сопротивление, испытываемое каждой фазой при совместном течении, отлично от того, которое было бы при фильтрации только одной из них.

Будем считать для определенности, что =₁ - насыщенность вытесняющей (или более смачивающей) фазы. Тогда из (24) имеем ₂=1—. Понятие относительной фазовой проницаемости k_i(), играет важную роль при изучении совместного течения нескольких жидкостей в пористой среде. Мы будем исходить из условия, что относительные проницаемости являются однозначными функциями насыщенностей и не зависят от скорости фильтрации и отношения вязкостей движущихся фаз. На рис. 4 приведены типовые кривые относительных фазовых проницаемостей для двухфазной смеси .

Н а этом графике показаны безразмерные относительные фазовые проницаемости k ₁ и k ₂; s_А – связанная компонента первой, более смачивающей фазы (для воды обычно около 20%).

Характерная несимметричная форма кривых относительной проницаемости объясняется тем, что при одной и той же насыщенности более смачивающая фаза занимает преимущественно мелкие поры и относительная проницаемость у неё меньше. При малых насыщенностях часть каждой из фаз находится в несвязном состоянии в виде изолированных мелких капель или целиков и не участвует в движении. Поэтому, начиная с некоторой насыщенности, каждая фаза полностью переходит в несвязное состояние и её относительная проницаемость становится равной нулю, т.е. k₁(s)=0 при sA, k₂(s)=0 при s>1-s_A. Движение этой фазы может происходить только, если s > s_А. Для второй фазы связанная компонента равна 1- s_A. Заметим, что хотя речь идет о совместной фильтрации двух несмешивающих жидкостей, приходится различать вытесняющую и вытесняемые фазы, т.к. относительные проницаемости различны в зависимости от того, какая из фаз (более или менее смачиваемая) первоначально заполняла пористую среду, т.е. существует гистерезис относительных проницаемостей.

Сумма относительных проницаемостей для каждого фиксированного значения  меньше 1:

, 0<<1.

Это означает, что присутствие связанной смачивающей фазы мало влияет на течение не смачивающей жидкости, тогда как присутствие остаточной не смачивающей фазы значительно "стесняет" движение смачивающей фазы.

Введенные выше понятия можно обобщить на случай совместного движения трех несмешивающихся флюидов: нефти, газа и воды. Если обозначить эти флюиды индексами "н", "г" и "в", то можно ввести относительные проницаемости, точно так же как это было сделано для двух жидкостей. При этом фазовые проницаемости являются уже функциями двух независимых насыщенностей и определяются из треугольных диаграмм (рис.5).

На треугольной диаграмме показаны границы преобладания фаз. Из диаграммы видно, что при газонасыщенности более 35 % поток состоит только из газа, зелёная область показывает на наличие всех фаз. По диаграмме можно определить, какие компоненты движутся в пласте при данном соотношении величин насыщенности пор фазами.

Характер зависимостей определяется различной степенью смачивания твердых зерен породы фазами, причем оказывается, что относительная проницаемость зависит только от водонасыщенности - наиболее проницаемой фазы - воды, и почти не зависит от нефте- и газонасыщенности.

На основании экспериментов можно считать, что относительная фазовая проницаемость в многофазном потоке почти не зависит от вязкости жидкости, ее плотности, внутрижидкостного натяжения, градиента давления.

Г) Коллекторские свойства трещиноватых пород.

Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Трещинная проницаемость сланцев, известняков, доломитов, алевролитов и песчаников, изменяющаяся от 15 до 40 фм², намного больше межгранулярной, не превышающей обычно 0,1 фм².

Для расчета коэффициента трещинной проницаемости k_пр может быть использованы формула

k_пр=8,45∙10⁶b²k_п (10)

где b – раскрытость трещин, мкм; k_n=Tb – коэффициент тре­щинной пористости (здесь Т – объемная плотность трещин, м²/м³), %.

Определяют также трещинную проницаемость в больших шлифах под микроскопом. При использовании этого способа получают: 1) раскрытость b (в мкм) микротрещин по измерениям в шлифе, 2) суммарную длину l(в см) микротрещин в шлифе, 3) площадь шлифа S_ш (в см²).

Для косвенной оценки k_np применяют величину L=l/Г, где Г – густота трещин – число трещин на единицу длины перпендикуляра, восставленного к плоскости трещин в шлифе. Параметр Грассчитывают по определенным в шлифе суммарной длине (протяженности) l трещин, секущих шлиф, и площади S_шс использованием формулы: Г=Сl/S_ш, где С – числовой коэффи­циент, принимающий в зависимости от геометрии систем трещин разные значения.

Так как раскрытость трещин у литологически различных трещинных пород примерно постоянна (14-15 мкм), то расстояние между трещинами L может служить для примерной оценки проницаемости пород. Это расстояние изменяется от 8 до 140 мкм. Соответственно изменяется и проницаемость трещиноватых пород; последняя равна, например, 0,5 фм² для доломи­тов с L=14 см и 24 фм² для мергелей с L=0,8 см.

Оценка проницаемости для фильтрации через трещиноватые поры оценивается из соотношения уравнений Букингема и Дарси.

Потери давления при течении жидкости через щель очень малой высоты оцениваются уравнением Букингема:

, (11)

где h – высота трещины;

v – линейная скорость фильтрации.

Подставив это выражение в уравнение Дарси, получим:

. (12)

С учетом, что r измеряется в [см], а коэффициент проницаемости в [Д], вводим соответствующий коэффициент пересчета = 9,869·10 ^–9. Тогда, коэффициент проницаемости при фильтрации через трещину оценивается:

К_пр = h² /(12 · 9,869·10 ^–9) = 84,4 · 10⁵ h². (13)