Физика пласта для ЗГД. Нефть стала известна людям более четырёх тысяч лет тому назад
 Скачать 459.17 Kb.
|
|
1.4. УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ Под удельной поверхностью (Sуд.) горных пород понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости. Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно. В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по формуле Козени: Sуд. = 7·105 (m·√m) / (√kпр.). (1.38) Если выразить проницаемость в мкм2, то получим удельную поверхность в м2/м3. Выражение (1.38) один и вариантов формулы Козени. 1.5. КАРБОНАТНОСТЬ ПОРОДЫ Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды – Na2СО3, поташа – K2СО3, сидерита – FeСО3 и др. Общее количество карбонатов относят обычно к СаСО3, потому, что углекислый кальций науболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом (см. раздел лаборат. практикума). Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты действием соляной кислоты и измерением объема углекислого газа, образовавшегося в результате реакции: СаСО3, +2HCl = CO2 + CaCO3 + H2O. (1.39) По объему выделившегося CO2 вычисляют весовое процентное содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3. 1.6. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений. 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. Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин. При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости будет увеличиваться при уменьшении мощности пласта. Упругие свойства горных пород описываются законом Гука:  , =m·βп (1.40)где βс – коэффициент объемной упругости пористой среды; βп - коэффициент сжимаемости пор; Vо – объем образца; ΔVпор - объем пор; P – давление; m - коэффициент пористости. Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объемной упругости пористой среды (βс) и наименьшего напряжения (σо): m = mo· [1 - βn · (σ- σo)], (1.41) где mo – пористость при начальном эффективном напряжении. Коэффициент объемной упругости пористой среды (βс) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (βn) и на пористость пород: βn = βс / mo. (1.42) Величина коэффициента объемной упругости пористой среды (βс) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0.3 – 2·10-10 [м2/н]. Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объемного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов. 1.7. ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности. Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°С:  . (1.43)Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости. Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4 - 2 кДж/ (кг×К). Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) l характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:  . (1.44)Коэффициент температуропроводности (α) характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ. Коэффициенты линейного (aL) и объёмного (aV) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:  , (1.45)где L и V – начальные длина и объем образца. Взаимосвязь тепловых свойств горных пород выражается соотношением:  , (1.46)  . (1.47)Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%. 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. Тепловых свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов Таблица 2.1.
2. СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА, НЕФТИ И ПЛАСТОВЫХ ВОД 2.1. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом. Углеводородные газы в пластовых условиях в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом. В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, как правило, растворённого газа содержится в нефти. Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте. От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти (в м3). 2.1.1. СОСТАВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 – С4Н10, и выше), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He и др.). Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков, что нельзя сказать о газах вулканических извержений. При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 2.1). Химический состав газа газовых месторождений, об. % Таблица 2.1
Содержание метана на газоконденсатных месторождениях колеблется от 75 - 95% (табл. 2.2). Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. % Таблица 2.2
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана изменяется от 35 - 85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе варьируется в диапазоне 20-40% , реже доходит до 60% (табл. 2.3). |