Главная страница
Навигация по странице:

  • 1.8. Механические свойства горных пород.

  • 1.9. Тепловые свойства горных пород и насыщающих

  • Средние значения теплофизических свойств горных пород

  • Освоение скважин при помощи струйных насосов на восточно-северском месторождении. Учебное пособие 2е издание Тема Физические свойства горных породколлекторов нефти и газа. Природные коллекторы нефти и газа


    Скачать 3.74 Mb.
    НазваниеУчебное пособие 2е издание Тема Физические свойства горных породколлекторов нефти и газа. Природные коллекторы нефти и газа
    АнкорОсвоение скважин при помощи струйных насосов на восточно-северском месторождении
    Дата17.03.2022
    Размер3.74 Mb.
    Формат файлаdoc
    Имя файлаPokrepin_-_Razrabotka_neftyanykh_i_gazovykh_mestorozhdeniy.doc
    ТипУчебное пособие
    #401692
    страница2 из 18
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   18

    1.5. Удельная поверхность породы.

    Удельной поверхностью породы называется величина суммарной поверхности частиц, приходящейся на единицу объема образца.

    Вследствие небольших размеров отдельных зерен и большой плотности их упаковки общая площадь поверхностей порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Подсчитано, что поверхность зерен правильной сферической формы размером 0,2 мм, содержащихся в 1 м3 однородного песка, составляет около 20276 м2

    От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной воды, адсорбционная способность и т. д. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать более существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых породах.

    Удельную площадь поверхности фильтрации нефтесодержащих пород с достаточной точностью можно подсчитать по приближенной формуле:

      (1.7)

    где  - удельная поверхность породы, м23; m - пористость, доли единицы; к - проницаемость, м2.

    Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, колеблется в широких пределах - от 40000 до 230000 м23. Породы, имеющие удельную поверхность более 230000 м23, проницаемы или слабопроницаемы. Они представлены глинами, глинистыми песками, глинистыми сланцами и т.п.

    1.6. Коллекторские свойства терригенных пород.

    По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые.

    Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95-98 %), как правило, обладает хорошими коллекторскими свойствами, пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80-95 %, а насыщенность водой - 5-20%.

    Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25-50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства. Начальная водонасыщенность у полимиктовых коллекторов может достигать 30-40%.

    Терригенные коллекторы характеризуются очень широким диапазоном фильтрационных свойств. Проницаемость их изменяется от 3-5 до 0,0001-0,001 мкм2, а пористость - от 25-26 до 12-14 %.

    1.7. Коллекторские свойства карбонатных пород.

    Высокими значениями эффективной пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности могут обладать лишь так называемые биоморфные, органогенные и обломочные карбонатные породы пустотное пространство в которых не было подвержено вторичным изменениям (отложениям солей), вследствие чего коллекторы характеризуются низкими емкостными и фильтрационными свойствами. Эти карбонатные коллекторы могут иметь проницаемость до 0,3-1 мкм2 и пористость 20-35 %. Обычно такие породы комковатые, рыхлые, слабосцементированные, цемента до 10 %. Начальная водонасыщенность их в нефтяной залежи не превышает 5-20 %. Среднепористые и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже меньшей пористостью (12-25 %) и проницаемостью (0,01-0,3 мкм2) и более высокой степенью цементации (10-20 %). Водонасыщенность среднепористых карбонатов может достигать 25-35%.

    Мелкозернистые, слабопроницаемые, мелкопористые карбонатные коллекторы, обычно называемые матрицами, обладают низкой полезной емкостью и плохими фильтрационными свойствами: пористость 8-15 %, проницаемость 0,0001-0,01 мкм2, водонасыщенность 35-50 %. Емкостные свойства карбонатных коллекторов этого типа связаны с пористостью матриц, а фильтрационные свойства - с трещинноватостью пород.

    Качество трещинноватых пород, как коллектора нефти и газа характеризуется раскрытостыо трещин, их числом, густотой трещин. Раскрытость трещин колеблется в пределах 14-80 мкм2.

    Густота трещин в какой-либо точке пласта характеризуется объемной плотностью трещин:

      (1.8)

    где   - половина площади поверхности всех трещин в некотором элементарном объеме породы  .

    Трещинная пористость определяется отношением объема трещин к объему образца породы:

     (1.9)

    где  - трещинная пористость, доли единиц; b - высота раскрытости трещин, мм.

    Проницаемость трещинноватой породы определяется по формуле:

      (1.10)

    где   - коэффициент проницаемости трещинноватой породы.

    Высокопористые, высокопроницаемые карбонатные коллекторы - хорошие объекты для разработки. Разработка слабопроницаемых, мелкопористых карбонатных коллекторов трудна и малоэффективна, однако наличие трещинноватости приводит к увеличению проницаемости и дает возможность разрабатывать эти коллекторы.

    1.8. Механические свойства горных пород.

    Многие процессы, происходящие в пласте при его вскрытии и влияющие на ряд процессов в период разработки и эксплуатации месторождений, связаны с механическими свойствами горных пород

    - упругостью, прочностью на сжатие и разрыв, пластичностью.

    Упругость горных пород. Упругостью горных пород называют изменение объема породы под действием давления. Под действием давления порода сжимается, а при снятии давления расширяется. При расширении породы жидкость начинает вытесняться из пор. Упругие свойства пород влияют на перераспределение давления в процессе эксплуатации.

    О величине упругих деформаций породы судят по коэффициенту объемной упругости, который определяется опытным путем с последующим расчетом по формуле:

      (1.11)

    где   - коэффициент объемной упругости породы, 1/Па,   - изменение объема пор в образце породы при изменении давления на  , м3;   -объем образца породы, м3.

    Коэффициент объемной упругости определяет в относительных величинах изменение объема при изменении давления на 1 Па. Лабораторные и промысловые исследования показывают, что величина коэффициента объемной упругости для нефтесодержащих пластов изменяется от 0,3-10 - 2 10-10 Па-1. Коэффициент объемной упругости используется в расчетах по исследованию скважин, а также при математическом описании процессов фильтрации жидкости (газа) в пластах при изменяющихся давлениях.

    Прочность горных пород - это сопротивление их механическому разрушению (сжатию и растяжению). Прочность пород при растяжении во много раз меньше, чем при сжатии. Прочность известняков на сжатие составляет 50-180 МПа, песчаников - 15-20 МПа. Прочность известняков уменьшается с увеличением в них глинистых частиц. Песчаники с известковым цементом имеют наименьшую прочность на сжатие. При увеличении плотности пород прочность их на сжатие возрастает. Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 20-45 %.

    Пластичность горных пород - это способность пород Деформироваться под большим давлением без образования трещин или видимых нарушений. Пластичность проявляется на большой глубине. На большой глубине твердая порода может "вытекать" в скважину под действием высокого горного давления вышележащих пород. Образование складок в земной коре с плавными изгибам] вогнутостями и выпуклостями также обусловлено пластическим свойствами горных пород.

    1.9. Тепловые свойства горных пород и насыщающих их флюидов.

    Тепловые свойства горных пород и насыщающих их жидкосте необходимо знать при проектировании различных методов тепловог воздействия на призабойную зону скважин и пласт в целом. Тепловы свойства горных пород и жидкостей зависят от многих факторов температуры, давления, пористости, водонасыщенности: минералогического состава породы и насыщающих жидкостей.

    В таблице 1.1 приводятся некоторые обобщенные результаты исследований теплофизических свойств карбонатных и терригенных пород по результатам лабораторных исследований.

    Таблица 1.

    Средние значения теплофизических свойств горных пород

    Горные породы

    Средняя плотность,  

    Коэффициент температуропроводности, 107  

    Коэффициент теплопроводности,  

    Удельная теплоемкость,  

    Карбонатные породы

    Доломиты

    Известняк

    Известняк глинистый

    2,753

    2,714

    2,644

    9,95

    9,6

    9,05

    2,11

    2,2

    1,96

    0,802

    0,851

    0,844

    Терригенные породы

    Аргиллиты

    Алевролиты глинистые

    Песчаники:

    нефтенасыщенные

    водонасыщенные

    2,555

    2,55

    2,198

    2,3

    9,94

    10,8

    11,57

    12,8

    2,25

    2,22

    1,7

    2,46

    0,838

    0,795

    0,737

    0,84

    Эти результаты указывают на существенное отличие пород по теплофизическим свойствам, поэтому знание литолого-петрофизических особенностей пород, слагающих нефтепродуктивный пласт, определяет правильность выбора теплофизических коэффициентов. Кроме того, следует помнить, что результаты исследований теплофизических свойств пород, приводимые в таблице 1.1, выполнены при комнатной температуре (20 °С). Для их пересчета на пластовые температуры можно пользоваться формулой:

     (1.12)

    где   - коэффициент теплопроводности при температуре  ; К - поправочный коэффициент,

    К = (1-5) 10-3; То- температура, при которой проведены лабораторные эксперименты; Т - пластовая температура.

    Исследованиями установлено, что слоистые породы имеют разные коэффициенты теплопроводности по напластованию и перпендикулярно к нему. Коэффициент вдоль напластования на 30-35 % выше, чем перпендикулярно к нему.

    Изменение теплофизических свойств горных пород от давления несущественное. Так, например, при увеличении давления на 100 МПа теплопроводность известняка изменяется только на 0,1 %, поэтому при выборе теплофизических параметров для расчетов предварительно подлежат изучению литолого-петрографические характеристики пород с учетом их физического состояния по давлению, температуре, нефтегазоводонасыщенности и др.

    Удельная теплоемкость горных пород возрастает с уменьшением их плотности, она зависит от минералогического состава и не зависит от строения, структуры и дисперсного состояния минералов. Установлено, что с увеличением влажности и температуры теплоемкость пород возрастает.

    Теплопроводность и температуропроводность горных пород по сравнению с металлами очень низка. Поэтому для прогрева на 60-70 К пород призабойных зон скважин даже на небольшую глубину (2-3 м) необходимо выдерживать нагревательные приборы в течение нескольких суток. Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой, значительно повышается за счет конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причине для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины одновременно подвергается ультразвуковой обработке, в результате чего ускоряется процесс передачи тепла за счет конвекции, возникающей вследствие упругих колебаний среды. Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низка, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Теплопроводность пород практически не зависит от минерализации пластовых вод.

    Кроме характеристик породы температурные условия в стволе и пласте предопределяются также теплофизическими свойствами нефти, воды и газа. В таблице 1.2 приведены средние значения теплофизических свойств нефти и воды при стандартных условиях (20 °С и 0,1 МПа).

    Таблица 1.2
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   18


    написать администратору сайта