Типы пород. Типы породколлекторов в зависимости от наличия в них пустот
 Скачать 62.67 Kb.
|
|
Типы пород-коллекторов в зависимости от наличия в них пустот. Основными классификационными признаками коллектора являются условия фильтрации и аккумуляции в них пластовых флюидов. По этим условиям коллекторы делятся на: – простые (поровые и чисто трещинные); – сложные (трещинно-поровые и порово-трещинные). Чисто трещинные, трещинно-поровые и порово-трещинные коллекторы часто объединяют понятием «трещинные коллекторы», подразумевая, что фильтрация в таких коллекторы при отсутствии в них трещиноватости была бы затруднена или невозможна. Кроме того, коллекторы классифицируются по проницаемости независимо от типа фильтрующих пустот. Наиболее удобно делить коллекторы на 5 классов (проницаемость, мкм2): I — более 1; II — 0,1—1; III— 0,01—0,1; IV —0,001 — 0,01; V — менее 0,001. По рентабельности промышленной эксплуатации коллекторы делят на эффективные коллекторы и неэффективные. По типам пустотных пространств различаются коллекторы поровые, трещинные, каверновые, порово-трещинные, порово-каверновые, порово-трещинно-каверновые. В природных условиях наиболее распространенными коллекторами нефти и газа являются поровые коллекторы – пески, песчаники, пористые известняки, доломиты. Каверновыми, порово-каверновыми коллекторами являются рифовые известняки (ракушняки, коралловые массивы), выветрелые, выщелоченные каверновые известняки, дресва, гравелиты, галечники, конгломераты. К трещинным, порово-трещинным коллекторам относятся трещиноватые горные породы всех типов вплоть до гранитов, базальтов, глин и аргиллитов. Залежи нефти в трещиноватых аргиллитах баженовской свиты (верхняя юра) выявлены в Салымском районе Западной Сибири. Наиболее популярной и часто применяемой в практике геологических работ является классификация пород-коллекторов по пористости и проницаемости (табл. 3.1). Проницаемость – способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов – поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (Кпр): Кпр=  Q – объем расхода жидкости в единицу времени; Δp – перепад давления; L – длина пористой среды; F – площадь поперечного сечения элемента пласта; μ – вязкость жидкости. Горные породы, практически не проницаемые для нефти, газа и воды называются покрышками (экранами, флюидоупорами). К ним относятся глины, аргиллиты. Плотные известняки, мергели, каменная соль, гипс, ангидриды и некоторые другие плотные породы. По ряду показателей различаются покрышки нескольких классов. К покрышкам наиболее высокого класса относятся каменная соль, гипсы, ангидриды и пластичные монтмориллонитовые глины. На качество покрышек влияет однородность породы, минералогический состав, отсутствие примесей и трещин. Присутствие в глинах песчаных и алевритовых частиц существенно снижает экранирующие свойства покрышек. По размерам различаются покрышки регионального, зонального и локального рангов. Чем выше однородность и толщина пласта-покрышки, тем лучше его экранирующие качества. Таблица 3.1. Классификация песчано-алевритовых коллекторских пород по пористости и проницаемости
Лабораторные методы определения вязкости нефти. Вязкостью или внутренним трением называют свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц, вызванному приложенной к жидкости силы. Для жидкостей вязкость при данной температуре и давлении является постоянной физической величиной. Вязкость измеряют с помощью вискозиметров. Совокупность методов измерения вязкости жидкости и газов называется вискозиметрией. Вязкость нефтепродуктов имеет большое практическое значение. От вязкости масла зависит ряд эксплуатационных свойств механизмов: износ трущихся деталей, отвод тепла от них и расход масла. С повышением температуры вязкость уменьшается и сильно возрастает при ее понижении. Эти изменения характеризуются индексом вязкости, представляющим собой температурный коэффициент вязкости. По индексу вязкости оценивают пригодность масел для данных условий работы механизмов. Для определения индекса вязкости сопоставляют вязкость масла при различных температурах, обычно при 50 и 1000С. Чем меньше вязкость зависит от температуры, тем выше индекс. Различают следующие виды вязкости: Ø динамическую (абсолютную); Ø кинематическую; Ø относительную (условную). В расчетах, технических нормах, при арбитражных и контрольных испытаниях используют только кинематическую и динамическую вязкость. Динамическая вязкость (  ), или абсолютная определяется как сила, необходимая для перемещения со скоростью 1см/с двух слоев жидкости с поверхностью 1см2 и находящихся на расстоянии 1см друг от друга. Динамическая вязкость измеряется в пуазах; в международной системе (СИ) величина динамической вязкости выражается в паскаль - секундах (Па·с).Кинематической вязкостью (ν) называют отношение динамической вязкости при данной температуре к плотности  при той же температуре.ν =  (1)Единицу кинематической вязкости называют стоксом (Ст); размерность вязкости выражается в м2/с. Для определения кинематической вязкости (хорошо текучих жидкостей) применяют капиллярный вискозиметр Оствальда (рис.1.) Относительная (условная) вязкость (УВ) зависит от способа определения, конструкции прибора и других условий. Удобна как сравнительная величина. Данный вид вязкости применяют в анализе нефтепродуктов и при определении молекулярной массы полимерных материалов. В техническом анализе нефтей относительной вязкостью называют отношение вязкости данного нефтепродукта к вязкости воды при 0 0С: УВ =  =  , (2)где -динамическая вязкость; 1,789 - вязкость воды при 0 0С.Практически условную вязкость определяют как отношение времени истечения определенного объема исследуемого продукта ко времени истечения такого же объема стандартной жидкости при определенной температуре. В качестве стандартной жидкости используют дистиллированную воду при +200С. Условную вязкость выражают условными единицами, градусами или секундами. Для определения условной вязкости используют вискозиметр Энглера, поэтому условные единицы условной вязкости называются градусами Энглера. Числом градусов Энглера называют отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200мл испытуемого продукта при данной температуре ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 200С. Вязкость нефтепродуктов обычно определяют при температуре 50 или 1000С. Силы сопротивления движению нефти по пласту. К силам, обусловливающим движение нефти, газа и воды в пластах, относятся: вызываемые напором пластовых контурных вод; проявляющиеся вследствие упругости пластовых водонапорных систем, т. е. упругости жидкости и самих пород пластов; вызываемые напором свободного газа, заключённого в повышенных частях пласта (газовой шапке); вызываемые расширением сжатого газа, растворённого в нефти; сила тяжести нефти. Краевая вода в процессе разработки залежи стремится проникнуть в зону пониженного давления, какой является забой скважины, проталкивает нефть, заполняя освобождённые поры пласта. Газ, находящийся в газовой шапке, создаёт давление на поверхность газонефтяного контакта. Благодаря этому нефть направляется к забою скважины, а газ, расширяясь, подобно поршню вытесняет нефть. Если газ растворён в нефти, то, направляясь к зоне пониженного давления, он выделяется из нефти, расширяется, и тем самым происходит движение нефти к забою скважины. Упругие силы нефти, воды и вмещающей их породы проявляются во всех залежах. По мере извлечения нефти и газа из пласта происходит снижение пластового давления и как результат – расширение жидкости и газа и деформация породы, что приводит к сокращению объёма порового пространства. Это сокращение объёма пор является дополнительной (или самостоятельной) энергией движения нефти к забоям скважины. Роль силы тяжести заключается в том, что нефть стекает из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин. К силам сопротивления движению нефти в пласте относятся: внутреннее трение жидкости и газа, связанное с преодолением их вязкости; трение нефти, воды и газа о стенки поровых каналов; межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту; капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удерживающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок поровых каналов. Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по пласту зависит прежде всего от вязкости движущихся жидкостей и газа и от скорости потока. Чем больше вязкость, тем больше силы сопротивления; чем больше скорость потока, тем больше силы сопротивления. Сопротивление трению при прохождении жидкости и газа через породу зависит от размеров пор и каналов в породе, а также от степени однородности сечения и шероховатости стенок пор. Силы сопротивления при движении нефти через пески тем больше, чем меньше диаметр зёрен и меньше сечение каналов в породе пласта. Силы сопротивления в результате межфазного трения возникают при относительном движении компонентов, вызванном разностью их вязкости. В мелких порах большое значение имеют капиллярные силы, удерживающие жидкость и противодействующие движущим силам пласта, стремящихся её вытеснить. Задача 1 Определить приведенное пластовое давление в скважинах, по данным замерам пластового давления в трех скважинах. Этаж нефтеносности, отнесенный к поверхности ВНК. Начертить схему определения приведенного пластового давления по своим исходным данным. Исходные данные приведены в таблице 2 Таблица 2 Данные по скважине
 Схема для определения пластового давления. P1пр=P1+pн*g*h1 P1пр=23*10^6+840*9,8*120=24МПа *P2пр=P2+pн*g*h2 P2пр=19+840*9,8*210=20.7МПа P3пр=P3+pж*g*h3 P3пр=16*10^6+1060*9,8*130=17.35МПа Задача 2 Определить средний процент нефтеотдачи для указанных периодов. Исходные данные в таблице 3 Таблица 3
Задача 3 Рассчитать продолжительность разработки круговой залежи нефти. Исходные данные приведены в таблице 4.
Коэффициент нефтеотдачи в зависимости от средней водонасыщенности породы Ѕ на данный момент определяется по формуле: Кот = (Ѕв – Ѕ ) / ( 85 – Ѕ ), где (Ѕв – Ѕ ) – количество воды, поступившей в залежь вместо такого же количества добытой нефти; ( 85– Ѕ ) – начальный запас нефти. Следовательно, нефтеотдача составит: через 6 лет Кот1 = (Ѕв1 – Ѕ ) / ( 85 – Ѕ ) Кот1 = (49 – 15 ) / ( 85 – 15 ) =0,48 , Кот2 = (Ѕв2 – Ѕ ) / ( 100 – Ѕ ) Кот2 = (65 – 15) / ( 85 – 15 ) = 0,71 Список используемой литературы. Иванова М. М., Чоловский И. П., Брагин Ю. И. Нефтегазопромысловая геология: Учеб. для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 414с. Жданов М. А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1981. Справочник по нефтегазопромысловой геологии: под редакцией Н. Е. Быкова, М. И. Максимова, А. Я. Фурсова. – М.: Недра, 1981. Каналин В. Г., Вачин С. Б. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. – М.: Недра, 1997. Королев М. Е. Общая гидрогеология. – Казань: Изд-во Казанского ун-та; 1999. – 312с. Карцев А. А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1972. |