Покрепин - разработка нефтегазовых месторождений. Учебное пособие 2е издание 2 Тема Физические свойства горных породколлекторов нефти и газа. Природные коллекторы нефти и газа
 Скачать 2.73 Mb.
|
|
Тема 3. Состояние жидкостей и газов в пластовых условиях. 3.1. Пластовое давление и температура. Нефть и газ, заполняя пустоты продуктивного пласта, залегающего на больших глубинах в земной коре, находятся под действием пластовых давлений и температур. Пластовое давление. Под пластовым понимают давление при котором нефть, газ и вода находятся в пустотах коллектора в естественных условиях залегания. Природа и величина этого давления обусловлены тем, что продуктивная часть пласта связана или была связана ранее с выходом пласта на поверхность, через который происходило питание его водой. Разность уровней между областью питания на поверхности и глубиной залегания пласта и определила наличие в поровом пространстве избыточного давления, называемого пластовым. От величины пластового давления зависят запас пластовой энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. Пластовое давление определяет запасы нефтяной и газовой залежи, дебиты скважин и условия эксплуатации залежей. Пластовое давление измеряют в скважинах с помощью скважинных манометров или рассчитывают по положению уровня жидкости в скважине с высокой степенью достоверности. Так как за счет веса столба жидкости давление у подошвы пласта выше, чем у кровли, то определение пластового давления принято проводить в точке, соответствующей середине продуктивного пласта. Пластовое давление и уровень жидкости измеряют в неработающих или специально для этого остановленных скважинах. Это позволяет избежать ошибок, связанных с процессом перераспределения давления при движении жидкости по пласту и в скважине. Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления на устье скважины, то пластовое давление можно рассчитать по формуле: Р пл = 𝜌 ∙ g ∙ H(3.1) где Р пл - пластовое давление; 𝜌 - плотность жидкости; g -ускорение свободного падения; Н - высота столба жидкости в скважине. Если в неработающей скважине имеется избыточное давление (фонтанирующая скважина), то пластовое давление определяют по формуле: 𝑃 пл = 𝜌 ∙ g ∙ L + P у (3.2) где L - высота столба жидкости в скважине, равная расстоянию от устья до середины пласта; Р у - устьевое давление. Следует иметь в виду, что плотность жидкости, заполняющей скважину, меняется с глубиной из-за изменения давления и температуры в скважине. Поэтому расчет пластового давления сопровождается некоторой погрешностью, а точное его значение можно определить только при непосредственном измерении скважинным манометром. В газовых скважинах, ствол которых заполнен легкосжимаемым газом, пластовое давление вычислить по барометрической формуле: Р пл = Р у ∙ е 2𝑠 (3.3) 23 где - 𝑠 = 0,03415 ∙ 𝜌 о ∙ 𝐿 (𝑇 ср ∙ 𝑧 ср ) ⁄ ; Р у - устьевое давление; L - расстояние от устья до середины интервала перфорации; 𝜌 о - относительная плотность газа по воздуху; Т ср - средняя температура газа в стволе скважины; z cр - коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый при средних давлении и температуре по стволу скважины. Нельзя определить среднее давление по стволу скважины при неизвестном пластовом давлении, поэтому средний коэффициент сверхсжимаемости и пластовое давление рассчитывают методом последовательных приближений. В качестве средней температуры берут температуру, вычисляемую по формуле: Т ср = (Т з − Т у ) ∙ 𝑙𝑛 Т з Т у (3.4) где Т з и Т у - соответственно абсолютные температуры на забое и устье скважины. Расчет по формуле (3.3) обеспечивает достаточную точность лишь для чисто газовых скважин. Наличие жидкости на забое скважины исключает применение данного метода. Начальное пластовое давление, измеряемое до начала разработки залежи, кроме глубины залегания пласта зависит от процесса формирования залежи, особенно от переуплотнения коллектора, наличия гидродинамической связи с другими водонасыщенными пластами. Пластовое давление можно выразить через высоту столба жидкости h, уравновешивающую его, по формуле: h = Р пл (𝜌 ∙ g) ⁄ (3.5) сравнивая величину h, называемую гидростатическим напором, с глубиной залегания пласта Н , судят о пластовом давлении. Если гидростатический напор, обусловленный начальным пластовым давлением, составляет (0,8-1,3) Н пл , то давление считают нормальным. В противном случае говорят об аномально высоком и аномально низком пластовых давлениях. Пластовая температура. В связи с наличием потока тепла от ядра Земли к поверхности с глубиной возрастает и температура с увеличением глубины на каждые 100 м, называется геотермическим градиентом. Для различных районов в зависимости от теплофизических свойств пород, толщины осадочного слоя пород и наличия циркуляции подземных вод он может изменяться от 1 до 12 К на 100 м. Наиболее часто встречающееся его значение ЗК на 100 м. По известному геотермическому градиенту легко оценить пластовую температуру, которую можно ожидать на данной глубине: t = t o + Г ∙ Н−h о 100 (3.6) где t o - температура нейтрального слоя; Г - геотермический градиент; Н - глубина, на которой определяется температура t; h -глубина нейтрального слоя. Под нейтральным слоем подразумевают слой земли, ниже которого не сказываются сезонные колебания температуры. Для большинства районов страны он находится на глубине 3-5 м. Температура в этом слое может быть принята равной среднегодовой температуре воздуха в данном районе. Пластовые давление и температура несут информацию об энергетическом состоянии залежи. От них зависит большинство физических характеристик пород и насыщающих жидкостей и газов, фазовое состояние углеводородов в залежи. 3.2. Приведенное пластовое давление. 24 Рис. 3.1. Схема определения приведенного пластового давления Величина пластового давления, его распределение по площади, динамика изменения во времени несут ценную информацию о режиме работы пласта, условиях разработки отдельных участков залежи. Но измеренное в различных частях залежи пластовое давление будет отличаться за счет разной глубины залегания пласта в сводовой и крыльевых зонах. Для того, чтобы исключить влияние глубины залегания пласта, измеренное в скважинах давление приводят к одной плоскости, за которую обычно принимают начальное положение водонефтяного контакта (ВНК). Пластовое давление, приведенное к одной плоскости, называют приведенным пластовым давлением. Например, если пластовое давление, измеренное в трех скважинах (рис. 3.1), P t , Р 2 и Р 3 , то приведенное пластовое давление вычисляют по формулам: Р 1пр = Р 1 + 𝜌 н ∙ g ∙ h 1 Р 2пр = Р 2 + 𝜌 н ∙ g ∙ h 2 (3.7) Р 3пр = Р 3 + 𝜌 в ∙ g ∙ h 3 Где h 1 , h 2 , h 3 - расстояния от середины пласта в скважинах до ВНК; 𝜌 н и 𝜌 в - соответственно плотность нефти и воды. 3.3. Физические свойства нефти в пластовых условиях. Растворимость газа в нефти. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа V г , растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости V ж , прямо пропорционально давлению газа Р над поверхностью жидкости: 𝑉 г = 𝛼 ∙ Р ∙ 𝑉 ж (3.8) где 𝛼 — коэффициент растворимости газа 1/Па. Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении давления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти — величина непостоянная. В зависимости от компонентного состава нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от 0,4 ∙ 10 −5 до 5 ∙ 10 −5 1/Па. В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже растворимы в нефти, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефти, содержащей большее количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелой нефтью. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается. Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент растворимости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефти с большим содержанием метана, находящейся при высоких пластовых температурах, обычно высокие 25 давления насыщения, а у тяжелой нефти с малым содержанием метана при низких пластовых температурах — низкие. С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности. Изменение объема нефти в результате действия пластового давления, температуры, растворенного газа, характеризуется объемным коэффициентом и усадкой нефти. Объемный коэффициент b — это отношение объема нефти в пластовых условиях У пл к объему этой же нефти после отделения газа на поверхности 𝑉 дег : 𝑏 = 𝑉 пл 𝑉 дег ⁄ (3.9) Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа. Однако высокое пластовое давление обусловливает некоторое снижение объема нефти вследствие ее сжимаемости. Поэтому при снижении давления от пластового до давления насыщения происходит увеличение объема нефти. При достижении давления насыщения из нефти начинает выделяться растворенный газ, что ведет к уменьшению ее объема. На уменьшение объема нефти влияет и снижение температуры от пластовой до температуры на поверхности. При расчете объемного коэффициента объем дегазированной нефти определяется в стандартных условиях (атмосферное давление и температура 20 °С). Объемный коэффициент обычно изменяется от 1,05 до 1,4. Однако известны нефти, у которых объемный коэффициент достигает 3 и более. Рис. 3.2. Зависимость плотности пластовой нефти от давления: 1 - Ахтынское месторождение; 2 - Новодмитриевское месторождение Рис. 3.3. Зависимость вязкости пластовой нефти от температуры: 1 - Тавельское месторождение; 2 - Ульяновское месторождение; 3 - Усинское месторождение Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях. Усадка нефти однозначно связана с объемным коэффициентом. 𝑈 = 𝑉 пл −𝑉 дег 𝑉 пл = 𝑏−1 𝑏 (3.10) 26 Для некоторой нефти усадка может превышать 50%, поэтому учет ее обязателен при пересчете объема нефти, измеренного на поверхности в групповых замерных установках, на пластовые условия. При давлениях выше давления насыщения, когда весь газ находится в растворенном состоянии, влияние давления на изменение объема нефти характеризуют коэффициентом сжимаемости нефти: 𝛽 н = 1 𝑉 ∙ ∆𝑉 ∆𝑃 (3.11) где 𝛽 н — коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; ∆𝑉 — изменение объема нефти V при изменении давления. Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти составляет 4 ∙ 10 −10 − 7 ∙ 10 −10 1/Па. Более высокие значения, достигающие 1 ∙ 10 −8 1/Па, характерны для легкой, газонасыщенной нефти. С изменением объема нефти связано и различие плотностей пластовой и дегазированной нефти (рис. 3.2). Вследствие расширения нефти ее плотность снижается при уменьшении давления от пластового до давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения по мере выделения растворенного газа плотность нефти значительно возрастает. Известна нефть, имеющая в пластовых условиях плотность менее 500 кг/м 3 , а в поверхностных после дегазирования — более 800 кг/м 3 Вязкость нефти в пластовых условия всегда значительно ниже вязкости дегазированной нефти. Наиболее сильно на вязкость нефти влияют наличие в ней растворенного газа и пластовая температура. Чем выше газосодержание нефти и чем больше в газе содержание высокомолекулярных компонентов, тем ниже ее вязкость. Уменьшается вязкость нефти и с ростом температуры (рис. 3.3). Повышение давления, если оно не сопровождается ростом газосодержания, вызывает рост вязкости нефти, но незначительный. За счет растворенного газа и высокой пластовой температуры вязкость пластовой нефти может в десятки раз быть меньше вязкости дегазированной нефти, измеренной в нормальных условиях. Знание физических свойств пластовой нефти необходимо при проектировании разработки месторождения для гидродинамических расчетов, выбора методов повышения нефтеотдачи пластов и повышения продуктивности скважин. Работы по определению характеристик пластовой нефти выполняются научно-исследовательскими лабораториями промышленных предприятий и институтов. 3.4. Отбор проб пластовой нефти. Исследование свойств нефти начинают с отбора проб. Наиболее достоверные данные о свойствах пластовой нефти получают при исследовании глубинных проб, отобранных с забоев скважин. 27 Рис. 3.4. Пробоотборники ПД-3М (а) и ВПП-300 (б). а - 1 - корпус; 2 - часовой механизм; 3 - ходовой винт; 4 - валик; 5 - рычаг; 6 - шток верхнего клапана; 7- верхний клапан; 8 - игла; 9 - шарики; 10 - муфта; 11 - приемная камера; 12 - нижний клапан; 13 - шток нижнего клапана; б - 1 - корпус; 2 - балластная камера; 3, 12 - гидравлическое сопротивление; 4 - приемная камера; 5, 10 - поршень; 6 - клапан; 11 - камера реле времени. Отбор проб осуществляют глубинными пробоотборниками, опускаемыми в скважины на проволоке и реже на трубах. После отбора пробы на забое скважины камеры глубинных пробоотборников герметически закрываются, чем обеспечивается сохранение естественного газосодержания нефти. В зависимости от свойств нефти применяют пробоотборники с проточными или непроточными камерами. Маловязкие нефти с незначительным содержанием парафина отбирают пробоотборниками с проточными камерами. Их спускают в скважину с открытыми клапанами и их камера непрерывно промывается восходящим потоком нефти. На рис. 3.4-а приведена схема устройства пробоотборника ПД-ЗМ с проточной камерой. При подготовке прибора к спуску нижний клапан 12 открывают, отжимая деревянной оправкой штифт на штоке 13, а верхний клапан 7 удерживают в открытом положении через отверстие в корпусе пробоотборника. При этом игла 8 верхнего клапана 7 раздвигает шарики 9 замка, муфта 10 упирается в них выступами и удерживает от закрытия нижний клапан. Верхний клапан остается в открытом состоянии посредством рычага 5, упирающегося в шток 6. Закрытием клапанов управляет часовой механизм 2. При выдержке пробоотборника на забое часовой механизм 2 вращает валик 4, скрепленный с рычагом 5. Перемещаясь, валик поворачивает вокруг оси рычаг 5, который через заданный промежуток времени соскальзывает со штока 6. Под действием пружины шток закрывает верхний клапан 7. Одновременно игла 8 выходит из шарикового замка, освобождает муфту 10, и нижний клапан 12 закрывается. Большая полезная вместимость пробоотборника ПД- ЗМ (800 смЗ), простота конструкции и обслуживания обеспечили ему широкое применение для отбора проб маловязкой нефти. Однако отбор им высоковязких парафинистых нефтей затруднен из- за опасности закупорки отверстий пробоотборника и плохих условий промывки камеры пробоотборника при его спуске. Пробы таких нефтей отбирают пробоотборниками с непрочными 28 камерами, клапаны которых при спуске закрыты. Открытие и затем закрытие клапанов осуществляется специальными механизмами управления На рис. 3.4-6 приведена схема устройства пробоотборника с непроточной камерой ВПП-300. Пробоотборник состоит из трех блоков: приемной 4 и балластной 2 камер и гидравлического реле времени, управляющего открытием клапанов Перед спуском прибора в скважину приемная 4 и балластная 2 камеры заполнены воздухом при атмосферном давлении, вход в приемную камеру закрыт форклапаном 7. Камера реле времени заполняется маслом необходимой вязкости. Через отверстия 8 нефть из скважины проникает в пробоотборник и приводит в действие реле времени. Поршень 10 под давлением нефти вытесняет масло из камеры 11 через гидравлическое сопротивление 12 в камеру 13. С поршнем 10 свободно перемещается шток 9. Холостой ход реле времени, необходимый для спуска пробоотборника на заданную глубину, продолжается до тех пор, пока головка штока 9 не дойдет до хвостовика форклапана 7. Скорость движения поршня 10 и, соответственно, продолжительность холостого хода регулируются вязкостью масла в камере 11. При дальнейшем движении вниз шток 9 потянет за собой форклапан 7, который выйдет со своего посадочного места и откроет вход в приемную камеру 4. Нефть из скважины, поступая через отверстия 8, отожмет клапан б и проникнет в приемную камеру. Под действием давления нефти поршень 5 будет продвигаться, вытесняя воздух из приемной камеры в балластную 2. Наличие гидравлического сопротивления 3 замедляет движение поршня и поэтому на входе в пробоотборник нет большого перепада давления, способного вызвать разгазирование нефти. Когда поршень 5 дойдет до крайнего положения и вся приемная камера заполнится нефтью, клапан б под действием пружины закроется. Пробоотборник комплектуется тремя сменными приемными камерами, что позволяет при использовании одного гидравлического реле времени отобрать три пробы нефти. Отобранные пробы нефти переводятся в специальные контейнеры или транспортируются в лаборатории в корпусе пробоотборника. 3.5. Установки для исследования проб пластовой нефти. Свойства пластовой нефти исследуют в специальных установках, позволяющих определить их газосодержание, плотность, сжимаемость, объемный коэффициент, вязкость при различных давлениях и температурах. Основной элемент таких установок — сосуд pVT, в котором проводят расширение газонефтяной смеси с контролем ее объема, давления и температуры. Проба нефти переводится в пресс (рис. 3.5) из пробоотборника 3 или с помощью блока перевода пробы 4, состоящего из плунжерного насоса и промежуточной емкости, заполненной соленой водой. Насос подает масло в верхнюю часть промежуточной емкости, вытесняя из нее соленую воду, которая поступает в пробоотборник и в свою очередь вытесняет из него пластовую воду в пресс. Для предварительного вакуумирования всей системы служит вакуумный блок 5, наличие термостатирующей рубашки позволяет переводить пробу из пробоотборника в пресс и исследовать ее свойства при заданной температуре. После перевода пробы в пресс и термостатирования ступенчато увеличивают объем смеси в прессе, регистрируя давление. По полученной зависимости давление - объем определяют давление насыщения нефти газом и объемный коэффициент пластовой нефти. 29 Рис. 3.5. Схема установки АСМ-30М. 1 - сосуд рV; 2 - блок сепарации; 3 - пробоотборник; 4 - блок перевода пробы; 5 - вакуумный блок; 6 - вискозиметр ВВДУ Для определения вязкости нефти в пластовых условиях установки АСМ снабжены вискозиметрами высокого давления (ВВДУ). Отбор проб из скважин, их транспортировка и исследования в стационарной лаборатории требуют больших затрат времени. В некоторых случаях необходимо оперативное определение свойств нефти непосредственно на промысле. Для этой цели используют передвижную лабораторию (ПЛИН- 1), смонтированную на базе автомобиля высокой проходимости. Передвижная лаборатория оснащена глубинными пробоотборниками, лебедкой для спуска приборов в скважины, устройствами перевода проб, аппаратурой для исследования физических свойств нефти, хроматографом для определения состава нефти и газа, микроЭВМ для обработки результатов исследования. Создан также комплекс глубинных приборов, позволяющий исследовать свойства нефти непосредственно на забое скважины. На принципе построения зависимости давление - объем работает скважинный сатуриметр (прибор для определения давления насыщения). В скважинном вискозиметре регистрируется время вытекания определенного объема нефти через капилляр. Прибор для определения плотности нефти (скважинный пикнометр) отбирает пробу нефти в пикнометрическую капсулу, которую взвешивают уже на поверхности. Комплекс приборов включает также глубинный экспансиметр (для измерения коэффициента сжимаемости), триометр, позволяющий измерять плотность, газосодержание и объемный коэффициент нефти. Экспериментальные методы определения свойств пластовой нефти связаны с применением специальной аппаратуры высокого давления и трудоемки. Поэтому для их оценки используются также расчетные и графо-аналитические методы, базирующиеся на результатах обработки большого объема опытных данных. 3.6. Пластовые воды, их классификация. Пластовыми называют воды, приуроченные к продуктивным пластам нефтяных и газовых месторождений. В зависимости от положения, которое они занимают в залежи, их принято классифицировать следующим образом. 30 Рис. 3.6. Положение пластовых вод относительно нефтяного пласта Краевые или контурные воды насыщают продуктивный пласт за контуром нефтеносности. Их называют подошвенными, если они подстилают нефтенасыщенную часть пласта. Верхними называют воды водоносных горизонтов, залегающих выше нефтеносного пласта, нижними - воды горизонтов, залегающих ниже заданного нефтеносного пласта. К промежуточным относят воды, приуроченные к водоносным пропласткам, которые расположены в самом продуктивном пласте. В нефтенасыщенных частях продуктивного пласта также содержится вода, оставшаяся со времени образования залежи. Эта вода, занимающая часть порового пространства и, как правило, являющаяся неподвижной, называется связанной, остаточной, погребенной или реликтовой водой. Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечения нефти и газа. Активные контурные и подошвенные воды служат носителями пластовой энергии, вытесняющими углеводороды из пласта. Связанная вода, насыщая часть порового пространства, участвует во всех поверхностных явлениях, которые сопровождают движение нефти и газа в коллекторе. Поэтому контроль и регулирование процесса разработки месторождения, проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов требуют изучения свойств пластовых вод. 3.7. Физические свойства пластовых вод. Пластовые воды представляют собой сложные растворы, в составе которых - неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества. Все они перешли в воду в течение длительного ее контакта с горными породами, газами и нефтью. Наличие этих компонентов обуславливает отличие физических свойств пластовых и пресных вод. Среди растворенных в пластовой воде веществ преобладают неорганические соли: хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Общее содержание в воде растворенных солей принято называть минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5-2 м 3 /м 3 . В составе растворенного газа преобладают метан, азот и углекислый газ. С увеличением минерализации растворимость газа в воде снижается. Общая минерализация, газосодержание, температура и давление оказывают наиболее существенное влияние на все физические свойства пластовых вод. Коэффициент сжимаемости для дегазированных пластовых вод изменяется от 3 ∙ 10 −4 до 5 ∙ 10 −4 МПа 1 . Сжимаемость пластовой воды увеличивается с увеличением в ней растворенного газа. Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации. Известны пластовые воды, плотность которых достигает 1450 кг/м 3 при общей минерализации 642,8 кг/м 3 . В пластовых условиях плотность воды, как правило, меньше, чем в поверхностных условиях. Это связано с термическим расширением воды при повышении температуры; пластовое давление из-за низкой сжимаемости воды влияет на ее плотность незначительно. Пластовая вода, как и нефть, при извлечении на поверхность изменяет свой объем. Объемный коэффициент пластовой воды колеблется в пределах от 1 до 1,05. Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПа∙с. С ростом температуры вязкость воды существенно уменьшается, а с ростом минерализации - возрастает, иногда в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой. 3.8. Состояние связанной воды в нефтяной залежи. 31 Состояние связанной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей - структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом связанной воды и т.д. Начальное распределение нефти, связанной воды и газа в пористой среде влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния связанных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если связанная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции ПАВ нефти поверхность нефтяного коллектора становится гидрофобной. Следовательно, формы существования связанной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы играет значительную роль. Это необходимо учитывать при проектировании методов увеличения нефтеотдачи пласта. Распределение связанной воды в поровом пространстве существенно влияет на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие характеристики пласта: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество нефти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии, и другие - также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте. 3.9. Нефте- и водонасыщенность коллекторов. Содержание в пустотах горных пород нефти, газа и воды называют насыщенностью. Степень насыщенности пустот, выражаемая коэффициентами нефте-, газо- и водонасыщенности - один из главных параметров, который учитывается при определении начальных и текущих запасов нефти и газа, коэффициента нефтеотдачи пласта. От насыщенности во многом зависит процесс многофазной фильтрации в поровом пространстве Коэффициент нефтенасыщенности - это доля объема пустот в горной породе, заполненных нефтью, измеряется в процентах или долях единицы. Аналогично определяются коэффициенты газо- и водонасыщенности. Общепринятая методика количественного определения нефтегазоводонасыщенности образцов пород основана на измерении потери массы образца и объема отогнанной из него воды после экстрагирования в углеводородном растворе. Коэффициенты нефте- и водонасыщенности образца породы определяются (в долях единицы): 𝑆 н = 𝑉 н 𝑉 пор ⁄ , 𝑆 в = 𝑉 в 𝑉 пор ⁄ (3.12) где V H - объем нефти в образце породы; 𝑉 пор - объем образца породы; V B - объем воды в породе. Коэффициент газонасыщенности образца: 𝑆 г = 1 − 𝑆 н − 𝑆 в (3.12) Степень насыщенности нефтью продуктивных нефтеносных пластов изменяется в очень широком диапазоне. Высокопроницаемые нефтеносные терригенные пласты пористостью 24-27 % насыщены нефтью на 90-92 % и только на 8-10 % насыщены связанной водой. Соотношение насыщенностей нефтью и водой в исключительно хороших пластах достигает 10-11. Практически на всех месторождениях Западной Сибири полимиктовые коллекторы насыщены нефтью лишь на 60-65 %, а на 35-40 % - связанной водой. Соотношение насыщенностей их нефтью и водой составляет лишь 1,5-2. Известны месторождения с начальной нефтенасыщенностью лишь 50-55 %, при которой вместе с нефтью в скважины поступает вода. Остальные известные нефтяные месторождения, в том числе и с карбонатными пластами, характеризуются промежуточными насыщенностями коллекторов нефтью и водой. Такое широкое различие насыщенностей пластов нефтью и водой обусловлено разной их удельной поверхностью и распределением размера пор. 32 3.10. Молекулярно-поверхностные свойства системы "нефть-газ-вода- порода". Насыщенная нефтью, водой, газом пористая среда представляет собой многофазную гетерогенную систему, отдельные компоненты которой (минеральный скелет пористой среды, нефть, вода, газ) называются фазами. Значительное различие физико-химических свойств фаз служит причиной возникновения на границах их контакта специфических поверхностных явлений. В связи с тем, что площадь поверхностей контакта фаз очень велика (например, только суммарная площадь поверхностей пор в 1 м 3 породы коллектора может составлять 10 4 —10 5 м 2 ), влияние поверхностных явлений на движение жидкостей и газов в пористых средах оказывается сильным. Поверхностные явления во многом определяют количество и распределение в поровом пространстве связанных и остаточных нефти, воды, форму кривых фазовых проницаемостей, эффективность многих методов повышения нефтеотдачи пластов. Они играют большую роль при образовании и разрушении эмульсий и пен в других процессах, связанных с движением и взаимодействием систем в пласте, скважинах и поверхностных сооружениях. Среди многообразных поверхностных явлений, протекающих на границах раздела фаз, особое влияние на эффективность разработки нефтяных и газовых залежей оказывают поверхностное натяжение, капиллярное давление, смачиваемость, капиллярная пропитка и адсорбция. Поверхностное натяжение. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз возникает вследствие того, что молекулы вещества, находящиеся вблизи поверхности раздела взаимодействуют не только между собой, но и с молекулами вещества соседней фазы. Молекула вещества, расположенная в любом положении внутри жидкости испытывает равномерное воздействие со стороны окружающих ее молекул. Поэтому равнодействующая всех сил молекулярного воздействия равна нулю, и молекула может свободно перемещаться в объеме в любом направлении. Иначе обстоит дело с молекулами, находящимися в поверхностном слое. Здесь силы, действующие на молекулу, направлены внутрь жидкости и вдоль поверхности раздела, равнодействующая их не равна нулю и направлена внутрь жидкости. Поэтому для образования новой поверхности, связанной с перемещением молекул из объема в поверхностный слой, требуется совершение определенной работы. Рис. 3.7. Равновесие капли жидкости на твердой поверхности. 1 - капля; 2 - окружающая среда; 3 - твердое тело Работа обратимого изотермического образования единицы новой площади поверхности раздела фаз при постоянстве давления называется поверхностным натяжением. Так как при образовании поверхности совершается работа, то поверхностный слой обладает избытком энергии, называемым свободной поверхностной энергией. Величина поверхностного натяжения измеряется в Дж/м 2 или в Н/м. Она зависит от природы и состава контактирующих фаз, давления и температуры. Поверхностное натяжение нефти и воды на границе с газом обычно составляет от 5 до 70 мН/м и уменьшается с ростом давления и температуры. Поверхностное натяжение на границе нефть-вода во многих случаях находится в пределах 20-30 мН/м, но в зависимости от минерализации воды, содержания в нефти активных компонентов (смол, 33 асфальтенов, нафтеновых кислот и т. п.), давления, температуры может изменяться в более широких пределах. Смачивание твердых тел жидкостью. Наличие на границах раздела фаз избыточной поверхностной энергии обусловливает стремление системы занять такое положение, при котором ее площадь поверхности минимальна. Поэтому термодинамически устойчивая форма капли жидкости - сфера, имеющая при данном объеме наименьшую площадь поверхности и, следовательно, минимальную поверхностную энергию. При контакте трех фаз, одна из которых твердая, стремление системы к минимуму поверхностной энергии проявляется через смачивание. Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то после наступления равновесия она приобретает линзообразную форму (рис. 3.7- а), обусловленную взаимодействием трех поверхностных натяжений: капли на границе с твердым телом 𝜎 1,3 , на границе капли с окружающей средой (жидкостью или газом) 𝜎 1,2 и на границе твердого тела с окружающей средой 𝜎 2,3 . После нанесения на поверхность капля будет растекаться по ней до тех пор, пока не наступит равновесие трех поверхностных натяжений. Угол 𝛳 между поверхностью твердого тела и касательной к капле, имеющий вершину на линии раздела трех фаз, называется краевым углом смачивания и является мерой смачиваемости твердого тела жидкостью. Поверхность смачивается жидкостью, если 𝛳 <90° (рис. 3.7- б), и не смачивается жидкостью, если 𝛳 >90° (рис. 3.7- г), если краевой угол близок к 90°, то поверхность обладает нейтральной смачиваемостью (рис. 3.7- в). На практике угол отсчитывают от касательной в сторону водной фазы, а смачиваемую водой поверхность (𝛳 <90°) называют гидрофильной, несмачиваемую (𝛳 >90°) - гидрофобной. В естественных условиях породы-коллекторы неоднородны по смачиваемости. Часть поверхности пор гидрофильна, другая часть гидрофобна. Это объясняется сложным минералогическим составом пород, разнообразной структурой поверхности самих зерен минералов, возможностью изменения характера смачиваемости поверхности при ее контакте с нефтью и закачиваемыми водами. Чистая поверхность большинства минералов гидрофильна, но при адсорбции на ней активных асфальтосмолистых компонентов нефти поверхность может стать гидрофобной. Поэтому, характеризуя смачиваемость породы-коллектора, подразумевают ее преимущественную смачиваемость, т. е. какой жидкостью (водой или нефтью) она смачивается в большей степени. Преимущественную смачиваемость породы-коллектора оценивают на основании результатов капиллярной пропитки и гидродинамического вытеснения одной жидкости другой. По углу избирательного смачивания, образующегося при контакте воды, нефти и породы можно судить о качестве вод и их отмывающей и нефтевытесняющей способностях. Лучше отмывают нефть воды, хорошо смачивающие породу. Капиллярные эффекты. Капиллярные эффекты (капиллярное давление и капиллярная пропитка) — поверхностные явления в пористых средах, возникающие вследствие наличия преимущественной смачиваемости поверхности поровых каналов. Если капилляр привести в контакт со смачивающей его поверхность жидкостью, то стремясь сократить избыточную поверхностную энергию, жидкость начнет самопроизвольно двигаться по капилляру. В вертикальном капилляре жидкость будет подниматься до тех пор, пока поверхностные силы не будут уравновешены весом столба жидкости. Высоту столба жидкости можно охарактеризовать гидростатическим давлением, соответственно уравновешивающие его в капилляре поверхностные силы можно представить как капиллярное давление. Капиллярное давление р к связано с радиусом капилляра следующим соотношением: р к = 2 ∙ 𝜎 ∙ 𝑐𝑜𝑠𝛳 𝑟 ⁄ Капиллярное давление выражает разность давления в смачивающей и несмачивающей фазах. Оно направлено в сторону несмачивающейся фазы. В зависимости от характера смачиваемости породы капиллярное давление может способствовать вытеснению нефти из породы или же препятствовать ему. 34 Рис. 3.8. Характер вытеснения нефти водой в гидрофобном (а) и гидрофильном (б) пластах Под действием капиллярного давления смачивающая фаза может самопроизвольно впитываться в пористую среду, вытесняя из нее несмачивающую фазу. Так как смачивающая жидкость обладает меньшей свободной поверхностной энергией, а мелкие поры — большей удельной поверхностью, то смачивающая и несмачивающая фазы самопроизвольно перераспределяются в пористой среде таким образом, чтобы смачивающая фаза занимала мелкие поры, а не смачивающая — крупные. При таком распределении фаз достигается минимум свободной поверхностной энергии. Явление, при котором смачивающая жидкость внедряется в пористую среду исключительно под действием капиллярных сил, называется капиллярной пропиткой. На рис. 3.8 показан характер вытеснения нефти водой из гидрофобного и гидрофильного пластов. В гидрофобной породе вода как несмачивающая фаза движется по наиболее широким порам, а нефть - смачивающая фаза, покрывает поверхность зерен и остается в сужениях поровых каналов. Капиллярное давление, направленное в сторону несмачивающей фазы (воды), препятствует проникновению воды в мелкие поры, занятые нефтью. В гидрофильной породе вода под действием капиллярного давления вытесняет нефть из сужений в крупные поры. В них нефть после вытеснения остается в виде отдельных капель, окруженных водной фазой. Общее количество остаточной нефти в гидрофильных коллекторах значительно меньше по сравнению с гидрофобными. Особенно важную роль капиллярная пропитка играет в породах с сильно неоднородными коллекторскими свойствами и пористо-трещинноватых коллекторах. Адсорбция. Избыточную поверхностную энергию многофазной системы можно уменьшить путем снижения поверхностного натяжения за счет адсорбции на границах раздела фаз активных компонентов, содержащихся в жидкостях. Вещества, способные адсорбироваться на поверхности раздела фаз, называются поверхностно-активными (ПАВ). Молекулы этих веществ состоят из полярной и неполярной групп. Находясь на поверхности, они ориентируются таким образом, чтобы поверхностное натяжение на границе раздела фаз было минимальным. На поверхности раздела концентрируются компоненты, которые наиболее сильно снижают поверхностное натяжение, соответственно концентрация их в объеме фазы становится меньше. Поэтому под адсорбцией понимают самопроизвольное перераспределение компонентов на поверхности и в объеме фазы. Нефть в той или иной степени содержит поверхностно-активные вещества — нефтяные кислоты, асфальтосмолистые вещества и др. Адсорбция их на поверхности породы может являться причиной ее гидрофобного характера смачиваемости. Для повышения нефтеотдачи синтетические поверхностно-активные вещества (ПАВ) добавляют в закачиваемые в пласт воды, улучшая тем самым характер смачиваемости породы, снижая поверхностное натяжение и уменьшая действие поверхностных и капиллярных сил, препятствующих полному вытеснению нефти. 35 3.11. Приток жидкости к скважинам. При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой. Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт. ∆Р = Р пл − Р заб (3.15) Так как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации - закону Дарси. При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока. Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестает изменяться во времени и поток является установившимся. Рис. 3.9. Схема добычи нефти из пласта Рис. 3.10. Схема плоскорадиального потока в пласте: а) горизонтальное сечение б) вертикальное сечение Рис. 3.11. График распределения давления в плоскорадиальном фильтрационном потоке 36 Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить по формуле: 𝑄 = 2∙𝜋∙𝑘∙ℎ(𝑃 пл −𝑃 з ) 𝜇∙𝑙𝑛 𝑅к 𝑟 с (3.16) где Q - дебит скважины (объем жидкости, поступающей на забой скважины в единицу времени); k - проницаемость пласта; h -толщина пласта; Р пл - пластовое давление; Р з -забойное давление в скважине; 𝜇 - вязкость жидкости; R - радиус контура питания скважины (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами); г с - радиус скважины. Анализ формулы (3.16) показывает, что на дебит скважины влияют: 1) проницаемость пласта - чем она больше, тем выше дебит скважины; 2) толщина пласта - чем она больше, тем выше дебит скважины; 3) депрессия на пласт - чем больше депрессия, тем выше дебит скважины; 4) вязкость жидкости - чем она больше, тем ниже дебит скважины; 5) отношение радиуса контура питания к радиусу скважины - чем больше это отношение, тем выше дебит скважины. 3.12. Виды гидродинамического несовершенства скважин. Формула (3.16), называемая формулой Дюпюи справедлива для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин, к которым относят скважины с открытым забоем, вскрывшие пласты на всю толщину (рис. 3.12-а). Если скважина имеет открытый забой, но вскрыла пласт не на всю толщину (рис. 3.12-6), то ее называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия. Скважины, вскрывшие пласт на всю толщину, но соединяющиеся с пластом посредством перфорации (рис. 3.12-в), являются гидродинамически несовершенными по характеру вскрытия. Есть скважины с двойным видом несовершенства - как по степени, так и по характеру вскрытия (рис. 3.12-г). Вблизи ствола гидродинамической несовершенной скважины происходит искажение плоскорадиальной формы потока и возникают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости. При расчете дебита скважин их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С: 𝑄 = 2∙𝜋∙𝑘∙ℎ∙(𝑃 пл −𝑃 з ) 𝜇∙(𝑙𝑛 𝑅к 𝑟с +С) (3.17) Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов. Формулу (3.17) можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины 𝑟 спр : 𝑄 = 2∙𝜋∙𝑘∙ℎ(𝑃 пл −𝑃 з ) 𝜇∙𝑙𝑛 𝑅к 𝑟с (3.18) 37 Рис. 3.12. Виды гидродинамического совершенства скважин. а - совершенная скважина; б - несовершенная по степени вскрытия; в - несовершенная по характеру вскрытия; г - с двойным видом несовершенства Приведенный радиус скважины - это радиус гидродинамически совершенной скважины, которая обеспечивает приравных прочих условиях такой же дебит, как гидродинамически несовершенная скважина. Для совершенной скважины r пр =r с , для несовершенных r пр 𝜑 = 𝑄 нс 𝑄 = 𝑙𝑛( 𝑅 к 𝑟 с ⁄ ) 𝑙𝑛( 𝑅 к 𝑟 с ⁄ ) (3.19) где - коэффициент гидродинамического несовершенства скважины. |