Физика пласта. Вопросы для подготовки к экзамену по дисциплине Физика пласта

• Название: Вопросы для подготовки к экзамену по дисциплине Физика пласта
• Анкор: Физика пласта
• Дата: 21.06.2022
• Размер: 2.25 Mb.
• Имя файла: Fizika_Plasta_Ekzamen.docx
• Тип: Документы; #607015
• страница: 4 из 7

Абсолютная проницаемость k характеризует только физические свойства породы. Поэтому для еѐ определения через проэкстрагированную пористую среду пропускают флюид, чаще газ – инертный по отношению к породе (на практике для этой цели используется азот или воздух).

Фазовой (эффективной) проницаемостью k_ф называется проницаемость породы по отношению к данному флюиду при движении в порах многофазных систем (не менее двух). Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газами и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной:



При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений чаще всего в породе присутствуют и движутся две или три фазы одновременно. В этом случае проницаемость породы для какой-либо одной фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости. Эффективная и относительная проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей.

46. В чем состоит линейный закон фильтрации Дарси?

Закон Дарси — это линейный закон фильтрации, устанавливающий линейную связь между потерей напора Н₁-Н₂ и объемным расходом жидкости Q, текущей в трубке с площадью поперечного сечения F, заполненной пористой средой.



47. Выведите формулу для определения проницаемости по газу.

Если фильтруется газ, то его объем (и, следовательно, расход) изменяется в зависимости от давления (давление уменьшается по пути фильтрации) и в формулу (1.7) следует подставить средний расход газа :

(1.8)

где - объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа на пути L в пористой среде (образце керна).

Среднее давление в образце керна имеет вид:



где Р₁ и Р₂ – соответственно давление газа на входе и выходе образца,



С учетом закона Бойля – Мариотта для изотермического течения идеального газа имеем ( ): ,

где Р₀ и Q₀ – атмосферное давление и расход газа при атмосферном давлении соответственно. Отсюда получаем:

или

Подставляя выражения для и Р в формулу (1.8), получаем формулу для определения проницаемости пород по газу:

(1.9)

48. Как определяется проницаемость в случае радиальной фильтрации? Напишите формулу Дюпюи.

В случае необходимости определения проницаемости образцов при радиальной фильтрации жидкости и газа (случай скважиной фильтрации) пользуются несколько иными формулами. При фильтрации жидкости проницаемость определяется по формуле Дюпюи



а при фильтрации газа:



где Qж – расход жидкости; Qr , Qr – расход газа при атмосферном и среднем давлениях в образце;  ж  г , – вязкости жидкости и газа; Рн и Рв – давление у наружной и внутренней поверхностях цилиндрического образца; rн и rв – наружный и внутренний радиусы цилиндра; h – высота цилиндра.

49. Чем объясняется различие абсолютной и фазовой проницаемостей? Почему

суммарная относительная фазовая проницаемость обычно меньше 1?

Фазовая (иногда называемая эффективной) проницаемость – проницаемость пород для данного газа или жидкости в случае наличия в породе многофазных систем (когда фильтруются две и более фазы). В этом случае фазовая проницаемость для каждой фазы зависит от насыщенности порового пространства нефтью, газом и водой. Под насыщенностью понимают объемную долю порового пространства, занятую соответствующей фазой, в процентах или долях единицы. Кроме того, фазовая проницаемость зависит от физико-химических свойств жидкости или газа, их взаимодействия между собой и с поверхностью скелета породы, градиентов давления, вязкостей флюидов, температуры пласта и других факторов. Относительная проницаемость есть отношение фазовой проницаемости среды для данной фазы к абсолютной.

Резкое различие между абсолютной и фазовой проницаемостями обуславливается двумя основными причинами. Первая – образование сложных многофазных смесей и проявление капиллярных сил на границе жидкость – жидкость, жидкость – газ. Другая причина – уменьшение живого сечения поровых каналов за счет пленки жидкости, образующейся на поверхности частиц. Если часть пор занята одной фазой, то естественно проницаемость для другой фазы будет меньше.

При фильтрации многофазной системы (газированная нефть, двух- и трёхфазные потоки) коэффициент фазовой проницаемости всегда меньше коэффициента абсолютной проницаемости и проницаемости для каждой фазы в отдельности. В некоторых случаях фазовая проницаемость составляет лишь 30% от абсолютной, причем расхождение между коэффициентами фазовой и абсолютной проницаемостей тем больше, чем больше абсолютная проницаемость и больше радиус поровых каналов. Так, количество жидкости, оставшейся в кернах после их продувки азотом или воздухом, не превышает 20–25% от объема пор независимо от их проницаемости.

50. Изобразите графические зависимости относительной̆ проницаемости для двухфазных жидкостных и газожидкостных потоков.

В природе поры коллектора могут одновременно содержать нефть, газ, воду или две фазы из них. Для характеристики этого состояния вводят понятие нефте-, газо- и водонасыщенности коллектора, определяемые как отношение объема соответствующей фазы к объему всех пор в породе:



Практические исследования показывают, что:

1. 
   при фильтрации смесей флюидов проницаемость породы для одной какой – либо фазы меньше абсолютной проницаемости породы;
   
2. 
   фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы (основной фактор), физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред, градиентов давления.
   

Характер многофазных потоков (из 2-х или 3-х фаз) в пористых средах изучен экспериментально. Строят графики зависимостей относительной проницаемости от насыщенности порового пространства различными фазами.

Д вижение смеси нефти и воды. Относительные проницаемости нефти k_Н и воды k_В:

(1.10)

где k_Н и k_В – фазовые проницаемости для нефти и воды, k - абсолютная проницаемость коллектора.

Как видно из рис.4, если несцементированный песок содержит 20 % воды, относительная проницаемость воды остается нулевой (кривая k_В¹).

Это объясняется тем, что при малой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах в виде неподвижных пленок и т.д. Но, в некоторой части пор вода все – таки имеется и поэтому фазовая проницаемость по нефти резко уменьшается с увеличением водонасыщенности. Если в порах содержится 30 % воды, относительная проницаемость нефти снижается в 2 раза. Отсюда следует практический вывод о необходимости мер для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения (спец. рецептуры буровых растворов).

Из рис.4 также следует, что при водонасыщенности песка 80 % относительная проницаемость для нефти равна нулю, т.е. остаточная нефтенасыщенность несцементированных песков (за счет капиллярных и молекулярных сил) составляет не менее 20 % (в песчаниках еще больше).

Пласт считается «созревшим» для разработки, если остаточная водонасыщенность меньше 25%. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами. Не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна 0.

При увеличении водонасыщенности до 40% фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к 0.

По двухфазным диаграммам можно также судить о степени смачивания породы нефтью (в этом случае она гидрофобна) или водой (гидрофильна). С увеличением гидрофильности кривые относительных проницаемостей смещаются вправо, в сторону повышенных значений водонасыщенности. Проницаемость для воды увеличивается, а для нефти уменьшается.

Для гидрофильных коллекторов точка пересечения кривых, как правило, располагается правее значения водонасыщенности, равного 0,5.

С ростом гидрофобности при одном и том же значении водонасыщенности относительная проницаемость для воды увеличивается, а для нефти уменьшается.

1. 
   Кривая относительной проницаемости для газа (k’_Г) при малой водонасыщенности песков, песчаников, известняков и доломитов имеет выпуклый характер и значения ее близки к 100 %, тогда как для нефти кривая k’_Н при малой водонасыщенности имеет вогнутый характер и k’_Н<80% (см.рис.4), т.е.газ при малой водонасыщенности лучше фильтруется, чем нефть;
   
2. 
   При содержании жидкости в песках и известняках до 30 %, а в песчаниках до 60 % относительная проницаемость для жидкости равна нулю (k’_Ж=0), а относительная проницаемость газа для песков и известняков равна 0.6 (k’_Г=0.6); а для песчаника – k’_Г=0.3 (это значит, что жидкость с увеличением ее содержания в начале почти не влияет на фильтрацию газа)
   
3. 
   При содержании жидкости в породе до 30 – 60 % от объема пор из пласта можно добывать чистый газ;
   
4. 
   При газонасыщенности [S_Г=100 %-S_В(%)] песка и песчаника до 10 – 15 %, а известняка до 25 – 30 % газ остается неподвижным (k’_Г≈0); однако в этом случае резко уменьшается относительная проницаемость жидкости (k’_Ж=0.22 для известняков, а для песков – k’_Ж=0.7, для песчаников – k’_Ж=0.6). Это указывает на отрицательное влияние свободного газа на фильтрацию нефти и воды.
   
5. 
   Сопоставление кривых k’_Г и k’_Ж для различных типов пород – песков (а), песчаников (б), известняков (в) показывают идентичность их вида, они отличаются лишь сдвигом по оси S. Особенно большой сдвиг для песчаников, т.к.в них много заполненных водой тонких пор, через которые газ не фильтруется (по этой же причине вода через песчаники начинает фильтроваться лишь при высоком ее содержании (около 50 – 55 %).
   

51. Назовите виды воды в горной породе по А.А. Карцеву.

В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минеральные частицы и как бы входит в состав минералов. На поверхности минерального основания находится связанная вода, образующая два слоя. Непосредственно поверхность минералов обволакивается адсорбированной водой слоем в несколько молекул. Эта вода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу. Слой адсорбированной воды покрывается слоем рыхлосвязанной литосорбированной воды, толщина которого может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в местах сближения минеральных частиц появляется так называемая стыковая (пендулярная) вода, которая в свою очередь отделяет от основной массы сорбционно-замкнутую (капельножидкую) воду.

В капиллярных пустотах находится капиллярная вода. При сплошном заполнении пор она может передавать гидростатическое давление, при частичном заполнении подчиняется лишь менисковым силам. В сверхкапиллярных пустотах в капельножидком состоянии находится свободная гравитационная вода. Эта вода свободно передвигается под действием гравитационных сил и передает гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании залежей. Субкапиллярная часть капиллярной воды и вода, оставшаяся в сверхкапиллярных пустотах после образования залежей нефти или газа, составляют остаточную воду нефтегазонасыщенных пород.

Подземные воды попадают в горные породы как в процессе осадконакопления (седиментационные воды), так и в результате последующего проникновения их в формирующиеся или уже сформировавшиеся горные породы (инфильтрационные и элизионные воды).

Инфильтрационные воды попадают в фильтрационные водонапорные системы за счет поступления атмосферных осадков, речных, озерных и морских вод. Проникая в пласты-коллекторы, они движутся от зоны питания к зоне разгрузки.

Элизионные воды — это воды, попадающие в водоносные или нефтеносные пласты (горизонты) в элизионных водонапорных системах вследствие выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков и пород-неколлекторов при увеличивающейся в процессе осадконакопления геостатической нагрузке.





52 Дайте характеристику свободной, сорбционно-замкнутой и связанной пластовым водам.

Свободная гравитационная вода — вода в капельножидком со­стоянии, в проницаемых породах сверхкапиллярных порах, передает гидростатическое давление, содержит растворенные соли и газы, всегда находится в движении под действием силы гравитации или градиента гидростатического давления. При температурах ниже нуля гравитационная вода замерзает и содержится в породах, пустотах в виде льда, кристаллов льда, прослоев, играя роль цемента.

Сорбционно-замкнутая вода — капельножидкая вода (заполня­ющая в основном глины), изолированная от основной массы воды, насыщающей породу, слоями связанной, или стыковой, воды (по А.А. Карцеву, 1972). По физическим свойствам капиллярная, сорбционно-замкнутая и свободная гравитационная вода практи­чески не различаются.

Связанной называется вода, различным образом связанная с по­верхностью минерального скелета (частиц) породы или входящая в состав породообразующих минералов и составляющая более 40% всей воды в породе. Связанные воды удерживаются на поверхности минеральных зерен силами молекулярного сцепления или водород­ными связями, образуя слой в несколько сотен диаметров молекулы воды под действием электростатических сил и сил поверхностного натяжения, и называются физически связанными водами. Связанные воды целиком заполняют некоторые субкапиллярные поры и находятся у стенок поровых каналов большого диаметра. Движение связанной воды происходит в сторону падения электрического потенциала. Связанная вода делится на прочносвя­занную и слабосвязанную (рыхлосвязанную), физически и хими­чески связанную.


53. Чем отличается цеолитная и кристаллизационная воды?

Химически связанные воды входят в состав минералов. По степени прочности связи с веществом минералов различают цеолитную, кристаллизационную и конституционную воды.

Цеолитная вода содержится в минералах в непостоянных количествах. К цеолитным водам по этому признаку следует отнести очень важную группу связанных вод — воду, находящуюся в межслоевых промежутках глинистых минералов, которую называют межслоевой. Ее количество может достигать до 24% массы мине­рала (монтмориллонит). При нагревании или повышении давления она выделяется без изменения структуры минералов.

Кристаллизационная вода (например, в гипсе) входит в состав кристаллической решетки минерала в постоянном количестве, но при ее удалении полного разрушения минерала не происходит. Выделение кристаллизационной воды сопровождается разрушением кристаллической решетки с образованием безводного соединения или кристаллогидрата с меньшим содержанием воды.

Цеолитная вода отличается от обычной кристаллизационной постепенным выделением в значительном температурном интервале без разрушения кристаллической решетки. Характер цеолитной воды объясняется особенностями структуры минералов: ионы, образующие кристалл цеолита, располагаются в виде ячеистого каркаса, в пустотах которого и помещаются молекулы H2O. Так как молекулы воды не принимают непосредственного участия в структуре минерала, то удаление ее не сказывается на структуре. Удаленная цеолитная вода в силу этих же особенностей структуры может быть легко восстановлена минералом.