Лекция 2. Обзор основных свойств флюидов. Лекция Обзор основных свойств флюидов

• Название: Лекция Обзор основных свойств флюидов
• Дата: 22.02.2023
• Размер: 7.87 Mb.
• Имя файла: Лекция 2. Обзор основных свойств флюидов.pptx
• Тип: Лекция; #949830
• страница: 5 из 9

Свойства горных пород

Существуют две основные категории анализов керна, которые проводятся на образцах в отношении физических свойств пород-коллекторов. Это:

Регулярные анализы керна
• Porosity- пористость
• Permeability - проницаемость
• Saturation - насыщенность
Специфические тесты
• Overburden pressure - горное давление
• Capillary pressure – капилярное давление
• Relative permeability – относительная проницаемость
• Wettability - Смачиваемость
• Surface and interfacial tension – Поверхностное и межфазное натяжение

Пористость

Пористость породы является мерой емкости хранения (объема пор), которая способна удерживать жидкости. Количественно пористость представляет собой отношение объема пор к общему (полному) объему. Это важное свойство породы математически определяется следующими соотношениями:

Абсолютная пористость

Абсолютная пористость определяется как отношение общего порового пространства в породе к пористому объему. Горная порода может иметь значительную абсолютную пористость и, тем не менее, не иметь проводимости к жидкости из-за отсутствия порового взаимодействия.

Абсолютная пористость обычно математически выражается следующими соотношениями:

Эффективная пористость

Эффективная пористость представляет собой процентную долю взаимосвязанного порового пространства по отношению к объемному объему, или

Эффективная пористость

Одним из важных применений эффективной пористости является ее использование для определения исходного объема углеводородов. Рассмотрим резервуар с площадью в акрах и средней толщиной h футов. Общий объем резервуара может быть определен из следующих выражений:

Эффективная пористость

Объем пор пласта может быть затем определен путем объединения предыдущих уравнений. Выражение объема пор пласта в кубических футах дает:

Пример 2

Масляный резервуар имеет давление насыщения 3000 psia на квадратный дюйм и температуру 620 R. Удельный вес по API имеет плотность 42 , а соотношение газа к нефти 600 scf / STB. Удельный вес раствора газа составляет 0,65. Также доступны следующие дополнительные данные:

• Площадь резервуара = 640 акров

• Средняя толщина = 10 футов

• Влагонасыщенность = 0,25

• Эффективная пористость = 15%

Рассчитайте начальный объём нефти в STB ?

Пример 2

Шаг 1. Определите удельный вес запаса нефти в танкере из уравнения
Шаг 2. Рассчитайте начальный объемный коэффициент нефти Во, применив уравнение Standing

Пример 2

Шаг 3. Рассчитать объем пор по уравнению
Шаг 4. Рассчитайте начальный объём нефти в залежи

Initial oil in place = PV(1-So)/Bo

Насыщение

Насыщенность определяется как та доля или процент от объема пор, занимаемого конкретной жидкостью (нефть, газ или вода). Это свойство математически выражается следующими соотношениями:

Остаточная нефтенасыщенность, Sor

В процессе вытеснения системы сырой нефти из пористой среды в среду под действием воды или газа (или вторжения) остаётся некоторое количество нефти, которое количественно характеризуется значением насыщения, которое больше критической нефтенасыщенности. Это значение насыщенности называется остаточной нефтенасыщенностью. Термин остаточное насыщение обычно ассоциируется с фазой несмачивания, когда она смещается фазой смачивания.

Подвижная нефтенасыщенность, Som представляет собой еще одну интересующую насыщенность и определяется как доля объема пор, занимаемого подвижной нефти, выраженная следующим уравнением:

Средняя насыщенность

Для правильного усреднения данных насыщения необходимо, чтобы значения насыщенности были взвешены как по толщине интервала h, так и пористости интервала φ. Среднее насыщение каждого пластового флюида рассчитывается по следующим уравнениям:

Пример 2

Рассчитайте среднюю нефтенасыщенность и естественную водонасыщенность из следующей таблицы:

Пример 2

Постройте следующую таблицу и рассчитайте среднюю насыщенность для нефтяной и водной фазы:

Пример 2

2.1.3 Фазовое поведение

Диаграмма отношения- Давления- Температура

Эти многокомпонентные диаграммы давления-температуры в основном используются для:

• Классификации резервуаров

• Классификации природных

углеводородные системы

• Фазовое поведение пластовой жидкости

Чтобы полностью понять значение диаграмм давления и температуры, необходимо определить и определить следующие ключевые моменты на этих диаграммах:
• Cricondentherm (Tct) -Крикондентерм определяется как максимальная температура, выше которой жидкость не может образовываться независимо от давления (точка E). Соответствующее давление называется Крикондентермическое давления pct.
• Cricondenbar (pcb)—Криконденбар - это максимальное давление, выше которого газ не может образовываться независимо от температуры (точка D). Соответствующая температура называется температурой Криконденбара Tcb.
• Critical point—Критическая точка для многокомпонентной смеси называется состояние давления и температуры, при которых все интенсивные свойства газовой и жидкой фаз равны (точка C). В критической точке соответствующие давление и температура называются критическим давлением Рc и критической температурой Tc смеси.
• Phase envelope (two-phase region)—Область, окруженная кривой точки насыщения и кривой точки росы (линия BCA), в которой газ и жидкость сосуществуют в равновесии, определяется как фазовая оболочка углеводородной системы.
• Quality lines - пунктирные линии на фазовой диаграмме называются линиями качества. Они описывают давление и температурные условия для равных объемов жидкостей. Обратите внимание, что линии качества сходятся в критической точке (точка C).
• Кривая точки насыщения—Кривая точки насыщения(линия BC) определяется как линия, отделяющая жидкостную фазу от двухфазной.
• Кривая точки росы—Кривая точки росы (линия AC) определяется как линия, отделяющая паровую фазу от двухфазной.