Главная страница
Навигация по странице:

  • 1.1 Гранулометрический (механический) состав

  • 1.2 Пористость горных пород

    		•

    задачи по коллекторам 1 мет13.09 (1). Тема 1 Физические свойства горных пород коллекторов нефти и газа 1 Гранулометрический (механический) состав


    Скачать 0.65 Mb.
    НазваниеТема 1 Физические свойства горных пород коллекторов нефти и газа 1 Гранулометрический (механический) состав
    Дата08.02.2022
    Размер0.65 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлазадачи по коллекторам 1 мет13.09 (1).docx
    ТипЗадача
    #355756
    страница1 из 4
      1   2   3   4

    Тема 1

    Физические свойства горных пород – коллекторов нефти и газа
    1.1 Гранулометрический (механический) состав
    Гранулометрическим (механическим) составом коллектора нефти или газа называется количественное (массовое) содержание в нем частиц (минеральных зерен) различной величины. Для изучения гранулометрического состава коллектора проводятся ситовой и седиментационный анализы.

    При ситовом анализе используются наборы сит, различающиеся размерами отверстий. После просеивания на ситах взвешивают оставшиеся на каждом сите частицы. Результаты ситового анализа оформляют в виде таблицы (аналогично таблице 1.1), кривых суммарного гранулометрического состава (рисунок 1.1) и распределения зерен породы по размерам (рисунок 1.2). Кривая суммарного состава гранулометрического состава строится в полулогарифмическом масштабе. Вычисляют коэффициент неоднородности гранулометрического состава коллектора по формуле

    , (1.1)

    где: d60 - это диаметр частиц, при котором сумма масс фракций диаметрами, начиная от нуля и кончая данным диаметром, составляет 60% от массы всех фракций;

    d10 - это диаметр частиц, при котором сумма масс фракций диаметрами, начиная от нуля и кончая данным диаметром, составляет 10% от массы всех фракций.

    Частицы коллектора, прошедшие через сито с наименьшими отверстиями, отбираются для седиментационного анализа.

    Седиментационный анализ основан на законе Стокса, т.е. седиментационном разделении частиц породы по фракциям вследствие различий скоростей оседания зерен неодинакового размера и плотности в вязкой жидкости.


    Рис 1.1. Кривая суммарного гранулометрического состава



    Рис 1.2. Кривая распределения зерен по размерам
    Задача 1. Дан гранулометрический состав пород. Построить гистограмму и кривую распределения зёрен, интегральную (суммарную) кривую, рассчитать коэффициент неоднородности. Определить диаметр отверстий противопесчаного забойного фильтра.

    Таблица 1.1 Фракционный состав пород

    № варианта
    Содержание фракций, %

    диаметр, мм

    >10
    10-5
    5-2
    2-1
    1-0,5
    0,5-0,25
    0,25-0,10
    0,10-0,05
    0,05-0,01
    0,01-0,005
    <0,005

    1
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,1
    0,1
    0,2
    13,3
    52,2
    10,3
    23,8

    2
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,1
    0,2
    10,3
    64,7
    7,2
    17,5

    3
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,1
    0,2
    0,3
    14,5
    62,7
    7,7
    14,5

    4
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,3
    0,8
    2,1
    5,5
    51,3
    13,0
    27,0

    5
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,3
    1,1
    3,2
    12,3
    42,1
    13,4
    27,0

    6
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,4
    11,6
    49,8
    10,1
    28,1

    7
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,1
    0,1
    9,2
    61,7
    6,4
    18,8

    8
    0,0
    0,5
    0,2
    0,2
    0,2
    0,7
    2,1
    5,2
    52,9
    14,2
    23,8

    9
    0,0
    0,0
    0,0
    0,0
    0,1
    0,1
    0,1
    3,5
    59,6
    10,3
    26,3

    10
    0,8
    1,0
    2,1
    1,0
    0,9
    2,1
    5,2
    6,7
    37,5
    14,6
    28,1

    11
    0,0
    0,5
    0,2
    0,2
    0,2
    0,7
    2,0
    5,3
    50,9
    19,2
    20,8

    12
    0,0
    0,0
    0,0
    0,9
    0,9
    0,9
    2,0
    5,2
    48,9
    14,2
    23,8

    13
    0,0
    0,0
    0,2
    0,2
    0,2
    0,7
    2,1
    7,2
    50,9
    14,2
    23,8

    14
    0,0
    0,5
    0,2
    0,2
    0,2
    0,7
    2,1
    5,2
    52,9
    14,2
    23,8

    15
    0,0
    0,5
    0,2
    0,2
    0,2
    0,7
    2,1
    5,2
    52,9
    14,2
    23,8

    16
    0,0
    0,5
    0,2
    0,2
    0,2
    0,7
    2,1
    5,2
    52,9
    14,2
    23,8

    17
    0,0
    0,5
    0,2
    0,2
    0,2
    0,7
    2,1
    5,2
    52,9
    14,2
    23,8


    1.2 Пористость горных пород
    1.3 Проницаемость пород - коллекторов

    Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено. Кроме пористости и размера пор на проницаемость горной породы влияют также свойства фильтрующейся жидкости и условия фильтрации. Так проницаемость породы для жидкостей, содержащих активные компоненты, которые способны взаимодействовать с пористой средой, будет существенно отличаться от проницаемости той же породы для жидкостей и газов, нейтральных по отношению к ней. При содержании в пористой среде двух и более фаз (нефти, газа, воды) одновременно проницаемость различна для каждой из фаз, более того, зависит от доли объема пор, занимаемой фазами, и от взаимодействия самих фаз. Это привело к необходимости введения понятий абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.



    Рисунок. 1.3 - Графики зависимости относительной проницаемости песка для воды и нефти от водонасыщенности
    Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.

    Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы, фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.

    Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

    На рисунке 1.3 приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (kв) и нефти (kн) от водонасыщенности пористого пространства. Как видно из рисунка, при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, хотя и получаем еще безводную нефть в пределах пластовых градиентов давлений. Это объясняется тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, тем самым уменьшая площадь сечения фильтрационных каналов. При достижении водонасыщенности 80 % фильтрация нефти прекращается, хотя еще в пласте имеется нефть. Поэтому нельзя допускать преждевременного обводнения скважин, необходимо предупреждать попадание воды в призабойную зону при вскрытии пласта, при проведении ремонтных работ.

    Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтрации Дарси. По этому закону скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорционально вязкости:

    (1.4)

    где - скорость линейной фильтрации; k — коэффициент пропорциональности, который называется коэффициентом проницаемости; - динамическая вязкость жидкости; - перепад давления между двумя точками в образце на расстоянии L по направлению движения жидкости.

    Подставляя значения = Q/Fв формулу (1.4) и решая относительно k, получим

    (1.5)
    где Q— объемный расход жидкости через породу; F— площадь поперечного сечения образца.

    По формуле (1.5) определяют коэффициент проницаемости пород в лабораторных условиях.

    Размерностью коэффициента проницаемости в Международной системе (СИ) является м2. Эта размерность получается, если в формулу (1.5) подставить размерности [L] = м; [F]=h2; [Q]=m3/c; [Р]=Па; [μ]=Па с:

    (1.6)

    Таким образом, в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости (1 м2) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давлений 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па • с составляет 1 м3/с. Для удобства на практике проницаемость измеряют в микрометрах квадратных - 1 мкм2= 10-12 м2.

    Закон Дарси используется для определения как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.

    Задача 1

    Определить коэффициент проницаемости k образца длиной h и радиуса r при заданном объемном расходе жидкости через породу Q, вязкости нефти µ и измеренном перепаде давления ∆Р в лабораторных условиях, используя закон Дарси и Дюпюи. Сделать вывод о коллекторских свойствах исследованного образца.



    № варианта
    условия

    h(м)
    r(м)
    Q(м3/с)
    ∆Р(Па)
    µ(мПа*с)





    10
    0.5
    200
    20
    10





    11
    0.5
    150
    15
    50





    10
    0.2
    300
    30
    40





    12
    0.2
    120
    15
    23





    10
    0.5
    120
    15
    50





    12
    0.5
    300
    15
    60





    10
    0.2
    150
    20
    28





    11
    0.2
    220
    30
    34





    12
    0.5
    120
    20
    22





    10
    0.5
    300
    15
    16





    10
    0.2
    150
    30
    22





    11
    0.2
    220
    15
    34





    11
    0.5
    200
    15
    55





    11
    0.5
    150
    15
    87





    12
    0.2
    300
    20
    34





    12
    0.2
    120
    30
    33




    Задача 2. Определить коэффициент абсолютной проницаемости цилиндрического образца горной породы при создании плоскопараллельной фильтрации через него керосина, если известны следующие параметры (задачу решать в системе СИ!). Сделать вывод о коллекторских свойствах породы.

    № варианта
    диаметр, см
    длина, см
    динамическая вязкость, Па* с
    перепад давления, Па
    расход жидкости, мл/мин



    2,56
    4,12
    1
    0,85
    1,3



    2,55
    3,78
    1
    1,23
    1,45



    2,55
    4,07
    1
    0,96
    1,44



    3,01
    4,56
    1
    1,8
    1,29



    2,54
    3,14
    1
    1
    1,4



    2,45
    3,89
    1
    0,9
    3,6



    2,55
    4,14
    1
    0,83
    1,97



    2,6
    2,8
    1
    0,65
    1,93



    2,53
    3,99
    1
    1,13
    2,16



    2,57
    4,25
    1
    0,71
    3,22



    2,56
    3,78
    1
    0,88
    1,2



    2,55
    3,78
    1
    1,23
    1,5



    2,55
    4,07
    1
    0,94
    1,34



    3,01
    4,56
    1
    1,2
    1,89



    2,54
    3,14
    1
    1
    1



    2,45
    3,89
    1
    0,7
    3,5



    2,55
    4,14
    1
    0,88
    1,77



    2,6
    2,8
    1
    0,67
    1,23



    2,53
    3,99
    1
    1,1
    2,56



    2,57
    4,25
    1
    0,77
    3,12


    Основная формула


    Задача 3.

    Рассчитайте коэффициент нефте-, водо- и газонасыщенности образца керна в пластовых условиях весом m1 по результатам исследования его в приборе ЗАКСА, если из него было получено V1 воды, плотность породы составляет ρ1 г/см3, пористость kп. Масса экстрагированного образца составила m2 г. Объемный коэффициент нефти составляет b1, а воды 1,07. Плотность нефти принять ρ2, а плотность воды 1 г/см3.

    № варианта
    m1, г
    V1, см3
    ρ1, г/см3
    kп, д.ед
    m2, г
    b1
    ρ2, г/см3



    100,0
    1,56
    2,7
    0,14
    97,3
    1,5
    0,890



    97,33
    1,66
    2,4
    0,21
    94,0
    1,3
    0,910



    83,5
    2,56
    2,56
    0,25
    79,49
    2,56
    0,887



    92,5
    1,29
    2,7
    0,17
    90,61
    2,34
    0,874



    95,39
    1,89
    2,6
    0,15
    93,12
    1,73
    0,892



    102,94
    2,45
    2,7
    0,105
    99,45
    1,87
    0,882



    95,82
    1,87
    2,68
    0,16
    93,27
    2,16
    0,905



    80,24
    2,54
    2,46
    0,23
    76,25
    1,78
    0,883



    83,45
    1,46
    2,62
    0,21
    79,85
    1,69
    0,891



    93,22
    1,56
    2,48
    0,17
    89,45
    2,89
    0,884



    100,0
    1,56
    2,7
    0,14
    97,3
    1,5
    0,890



    97,33
    1,66
    2,4
    0,21
    94,0
    1,3
    0,910



    83,5
    2,56
    2,56
    0,25
    79,49
    2,56
    0,887



    92,5
    1,29
    2,7
    0,17
    90,61
    2,34
    0,874



    95,39
    1,89
    2,6
    0,15
    93,12
    1,73
    0,892



    102,94
    2,45
    2,7
    0,105
    99,45
    1,87
    0,882



    95,82
    1,87
    2,68
    0,16
    93,27
    2,16
    0,905



    80,24
    2,54
    2,46
    0,23
    76,25
    1,78
    0,883



    83,45
    1,46
    2,62
    0,21
    79,85
    1,69
    0,891



    93,22
    1,56
    2,48
    0,17
    89,45
    2,89
    0,884

    Основная формула ,

    Sн+Sг+Sв=1







    где Vв=V1-объем воды, отогнанной при экстрагировании, см3

    п=ρ1-плотность породы (объемный вес скелета вместе с порами), г/см3

    n=kп – коэффициент пористости;

    p1=m2– вес образца после экстрагирования и сушки, г






     

    где р – вес образца до экстрагирования, г;

    ρн – плотность нефти, г/см3; ρв – плотность воды, отогнанной из образца экстрагированной породы, при температуре опыта, г/см3.

      1   2   3   4

    написать администратору сайта