госы. 1. Приток нефти к совершенной и несовершенной скважинам в однородном изотропном пласте. Виды несовершенства скважин. Изотропный пласт
 Скачать 0.63 Mb.
|
|
1. Приток нефти к совершенной и несовершенной скважинам в однородном изотропном пласте. Виды несовершенства скважин. Изотропный пласт – пласт, свойства которого в любой точке одинаковы во всех направлениях. Совершенная скважина вскрывает пласт на всю его мощность, и при этом вся поверхность скважины является фильтрующей. Под гидродинамически совершенной будем понимать такую скважину, которая вскрыла продуктивный пласт на всю его толщину h и в которой открытый забой. Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра (несовершенство по степени вскрытия и по характеру вскрытия). ФОРМУЛА ДЮПЮИ - определяет дебит совершенной скважины при плоскорадиальном потоке идеальной жидкости в условиях напорного режима и линейного закона фильтрации. При подъеме нефти в скважине происходит ее раз газирование и, вследствие этого, уменьшение объёма. Это уменьшение учитывается введением объёмного коэффициента нефти.  где Qс - величина притока в совершенную скважину, м3/с; к - коэффициент проницаемости пласта , м2; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; Рпл - пластовое давление, Па; Рзаб - забойное давление, Па; µ - коэффициент вязкости жидкости, Па*с; Rк - радиус контура питания скважины, м; rс - радиус скважины по долоту, м. Виды гидродинамического несовершенства скважин:  1. По степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю толщину; 2. По характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытую боковую поверхность скважины, а только через перфорационные отверстия в обсадной колонне; 3. По качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне снижена по отношению к естественной проницаемости пласта. а) совершенная скважина; б) несовершенная скважина по степени вскрытия пласта; в) несовершенная скважина по характеру вскрытия пласта; г) несовершенная скважина по качеству вскрытия пласта 2. Удельная поверхность горных пород. Удельной поверхностью породы называется величина суммарной поверхности частиц, приходящейся на единицу объема образца, (м2/м3) зависит от степени дисперсности пород. 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. Приблизительная формула для вычисления удельной площадь поверхности фильтрации нефтесодержащих горных пород:  Sуд – удельная поверхность породы м2/м3 m – Пористость, доли единиц R – Проницаемость, м2 3. Что такое насыщенность? Связь насыщенности с фазовой проницаемостью. Насыщенность — это доля объема пор, занимаемая данным флюидом (нефтью, водой, газом). Насыщенность важная характеристика продуктивного пласта, определяющая фазовую проницаемость того или иного флюида. Нефтенасыщенность — это доля объема пор занятая нефтью:  Sн — нефтенасыщенность, д.ед.; Vн — объем нефти в породе пласта, м3; Vпор — объем пор, м3. Водонасыщенность — это доля объема пор занятая водой.  Sв —водонасыщенность, д.ед.; Vв — объем воды в породе пласта, м3; Vпор — объем пор, м3. Газонасыщенность — это доля объема пор занятая газом:  Sг —водонасыщенность, д.ед.; Vг — объем газа в породе пласта, м3; Vпор — объем пор, м3. Общая насыщенность породы пласта определяется суммой насыщенностей всех флюидов: Sн+Sв+Sг=1 Эффективная (Фазовая) проницаемость пористой среды для данной жидкости или газа зависит не только от физических свойств горных пород, но и от степени насыщенности их норового пространства жидкостями или газом. Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами. 4. Пористость. Виды пористости. Методы определения ПОРИСТОСТЬ горных пород - характеризуется наличием пустот (пор), заключённых в горных породах. Общая (абсолютная/полная) пористость — объём сообщающихся и изолированных пор — включает поры различных радиусов, формы и степени сообщаемости (учитывает весь объем пустот в породе).  Открытая пористость — объём сообщающихся между собой пор, которые заполняются жидким или газообразным флюидом при насыщении породы в вакууме;  Эффективная пористость характеризует часть объёма, которая занята подвижным флюидом (нефтью, газом) при полном насыщении порового пространства этим флюидом;  Для определения объема образца существует несколько различных способов: 1) Метод парафинизации. Предварительно взвешенный образец покрывают тонкой пленкой расплавленного парафина за 1-2 секунды, чтобы парафин не проник в поры и сразу застыл. Затем взвешивают образец с оболочкой и определяют его объем погружением в жидкость и вычитают объем оболочки, учитывая удельный вес (или плотность) парафина. Достоинством метода является возможность его использования для определения объема образцов рыхлых пород, однако, он очень трудоемок и не повышает точности измерений коэффициента пористости. 2) Метод вытеснения. При использовании этого метода образец погружают в жидкость, не проникающую в его поры (чаще всего имеют в виду ртуть) и таким образом определяют объем образца. Недостатком метода является то, что способ применим только к сильно сцементированным кернам (иначе при погружении в ртуть часть зерен может отпасть), а также невозможность учета прилипших к поверхности образца пузырьков воздуха из-за непрозрачности ртути. Кроме того, ртуть токсична. 3) Геометрический метод. Измерение геометрических размеров образцов проводят лишь для специально выточенных кернов идеальной формы без сколов зерен. 4) Метод Преображенского. Наиболее часто используемый метод, заключающийся в насыщении образца жидкостью (чаще керосином или водой) и определения его объема погружением в ту же жидкость. 5. Проницаемость горных пород. Методы её измерения. Формула определения проницаемости пород. Проницаемость пористой среды – это способность пропускать жидкость или газ при перепаде давления. Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящее сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути.  где Q-объемный расход жидкости в м3/с; kпр – коэффициент проницаемости в м2 ; F – площадь поперечного сечения в м2 ; - вязкость флюида в Пас; L – длина пути в см; (P1- P2) – перепад давления в Па. Единица коэффициента проницаемости называемая Дарси, отвечает проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1см2, при перепаде давления в 1ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сп. 1Д1.02 10-3 мкм21.0210-12м 21000мД. Абсолютная (общая) проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды (зависит от размера и структуры поровых каналов, но не зависит от насыщающего флюида). Эффективная (фазовая) проницаемость характеризует способность среды пропускать через себя жидкость (нефть, воду) или газ в зависимости от их соотношения между собой (зависит от количественного содержания того или иного флюида в пласте, а также от его, их физико-химических свойств). Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости. Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин: 1) от размера поперечного сечения пор (трубок). 2) от формы пор. 3) от характера сообщения между порами. 4) от трещиноватости породы. 5) от минералогического состава пород. Измеряют проницаемость при помощи пропуска через породу газа или жидкости. Абсолютную проницаемость измеряют по какому-нибудь инертному газу (можно воздуху, так как он обычно достаточно инертен). Жидкости же могут существенно реагировать с породой. Фазовую или эффективную , определенная по какому-либо флюиду в присутствии в породе другого флюида. Например, через водонасыщенную породу пропускают газ. Это отражает реальные природные условия, так как в пластах часто присутствуют два флюида (нефтьвода, газ-вода), а иногда и три (в залежи нефти, где также есть вода и может вьщеляться растворенный газ при снижении давления. 6. Неоднородность продуктивных пластов. Методы учета неоднородности по проницаемости. Неоднородность продуктивных пластов – это изменчивость формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах продуктивного пласта, оказывающую влияние на распределение пластовых флюидов и их разработку. 1. Микронеоднородность– это показатель изменчивости коллекторских свойств среды, насыщенной углеводородами, т.е. проницаемости, пористости и нефтегазонасыщенности. Микронеоднородность может быть нескольких видов: · зональная – связана с изменчивостью проницаемости продуктивного пласта по площади; · слоистая - связана с наличием в разрезах пластов-коллекторов прослоев разной проницаемости, определяет характер обводнения пластов в процессе разработки. Кроме того, различают литологическую, гранулометрическую, по проницаемости, по пористости микронеоднородность. 2. Макронеоднородность - это пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи. Выделяют 2 основных вида макронеоднородности: · расчлененность продуктивного горизонта на разобщенные пласты и прослои; · прерывистость отдельных пластов и прослоев по площади. Неоднородность продуктивных пластов оценивается с помощью различных коэффициентов: - коэффициент расчлененности - показывает среднее число песчаных прослоев внутри пласта по разрезам всех скважин площади - коэффициент литологической связанности – характеризует сообщаемость какого-либо прослоя со смежными с ним прослоями - коэффициент выдержанности - характеризует степень распространения прослоя по площади. - коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным. Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа — вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин. Вероятностно-статические методы обычно применяются при эмпирических гидродинамических расчетах. Из них наиболее распространен метод анализа характеристик распределения того или иного фильтрационно-емкостного свойства пород, слагающих продуктивные пласты. 7. Состав и физические свойства нефтей. Нефть – природная смесь (жидкое полезное ископаемое), состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которая в пластовых и стандартных условиях (0,1013 МПа при 200 С) находится в жидкой фазе. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2; нафтеновые – СnН2n; ароматические – СnH2n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда. Химический состав нефти характеризуется обязательным наличием пяти химических элементов – углерод С (82-87%), водород Н (11-14%), кислород О (до 1,5%), сера S (0,1-7%), азот N (до 2,2%). Основные физические свойства нефтей: Плотность - отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). Плотность нефти варьируется от 730 до 980 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы легкие – до 870 кг/м3; средние – 871-970 кг/м3; тяжелые – свыше 970 кг/м3 Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении. По величине вязкости различают нефти: — незначительной вязкостью µн < 1 мПа * с; — маловязкие 1<µн≤5 мПа * с; — с повышенной вязкостью 5<µн ≤25 мПа* с; — высоковязкие µн > 25 мПа* с. Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа Vг растворенного в 1м3 объема пластовой нефти Vпл.н [м3/м3]  Газовый фактор - отношение объема, полученного из месторождения через скважину количества попутного нефтяного газа, приведенного к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти при том же давлении и температуре. Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти: bн= Vпл.н/Vдег = ρн./ρпл.н где Vпл.н—объем нефти в пластовых условиях; Vдег—объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; ρпл.п—плотность нефти в пластовых условиях; ρ—плотность нефти в стандартных условиях. Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости): βн = (1/V)*(ΔV/Δp) где ΔV—изменение объема нефти-, V—исходный объем нефти. Δр — изменение давления. Размерность βн—1/Па, или Па-1 Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть V первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С н = (1/Vo) (V/t). Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U U=(bн-1)/bн*100 8. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей. Измерение углов смачивания. Многие исследователи, изучающие строение и толщину тонких слоев жидкости, связывают образование пристенных слоев с поляризацией молекул и их ориентацией от поверхности твердого тела во внутренние области жидкости. Особо сложное строение имеют слои нефти, контактирующие с горными породами пласта, так как взаимодействие поверхностно-активных веществ с минералами очень многообразно. Замечено, например, что реагенты могут закрепляться на поверхности минерала как в форме обычных трехмерных пленок, образующих самостоятельную фазу на поверхности минеральных частиц, так и в виде поверхностных соединений, не имеющих определенного состава и не образующих отдельной самостоятельной фазы. Многими исследователями были сделаны попытки измерять толщину пленки различных жидкостей на твердых телах. Так, например, по результатам измерений Б. В. Дерягина и М. М. Кусакова толщина смачивающих пленок водных растворов солей на различных твердых плоских поверхностях составляет около 0,1 мкм. Особыми свойствами обладают также адсорбционные и связанные с ними сольватные оболочки на разделах фаз в нефтяном пласте. Некоторые составные части могут образовывать гелеобразные структурированные адсорбционные слои (с необычными — аномальными свойствами) с высокой структурной вязкостью, а при высоких степенях насыщения адсорбционного слоя — с упругостью и механической прочностью на сдвиг. Исследования показывают, что в состав поверхностных слоев на разделе нефть — вода входят нафтеновые кислоты, низкомолекулярные смолы, коллоидные частицы высокомолекулярных смол и асфальтенов, микрокристаллы парафина, а также частицы минеральных и углеродистых суспензий. Предполагается, что поверхностный слой на разделе нефть — вода образуется в результате скопления минеральных и углеродистых частиц, а также микрокристаллов парафина. Адсорбирующиеся на этой же поверхности раздела асфальто-смолистые вещества, переходящие в гелеобразное состояние, цементируют частицы парафина и минералов в единый монолитный слой. Особые структурно-механические свойства механических слоев обусловливают стабилизацию различных систем и, в частности, высокую устойчивость некоторых водонефтяных эмульсий. Угол смачивания (или краевой угол смачивания) — это угол, образованный касательными плоскостями к межфазным поверхностям, ограничивающим смачивающую жидкость, а вершина угла лежит на линии раздела трёх фаз. Для измерения угла смачивания, образующегося на границе различных сред при движении раздела фаз, предложено много методов. По одному из них измеряют краевой угол смачивания, образуемый поверхностью жидкости и погруженной в нее наклонной пластинкой минерала во время опускания или поднятия последней с соответствующей скоростью. При другом способе измеряются краевые углы натекания и оттекания, образуемые каплей жидкости на наклонной твердой поверхности. По третьему динамика изменения угла смачивания создается путем отсасывания капиллярной пипеткой нефти или воды из капли. С уменьшением объема капли нефти образуется наступающий угол смачивания, при увеличении ее — отступающий. Наконец, углы смачивания в динамике можно измерить при медленном движении мениска в капилляре. |