Часть 1 Фильтрационноемкостные свойства коллекторов Фазовая неоднородность

Часть 1 Фильтрационноемкостные свойства коллекторов

Фазовая неоднородность горной породы ТВЕРДАЯ ФАЗА (обл. скелет, цемент) ЖИДКАЯ ФАЗА (вода, нефть) КОЛЛЕКТОР нефти и газа – (oil and gas reservoir) Свойства коллектора: Ø литологические; Ø фильтрационно-емкостные (ФЕС); Ø флюидонасыщенность ГАЗОВАЯ ФАЗА ( газ)

Карбонатные (известняк, доломит) Терригенные (песчаник, алевролит) üПористость üПроницаемость ü(Глинистость) (limestone, dolomite) (sandstone, aleurolite siltstone)

Содержание 1, Диэлектрическая проницаемость флюидов 2. Глинистость 3. Емкость катионного обмена 4. Двойной электрический слой 5. Поверхностное натяжение 6. Смачивание 7. Капиллярное давление 8. Удельная поверхность поровой среды 9. Петрофизические типы глин 1 Диэлектрическая проницаемость ► Поляризация (polarization) ► Неполярные молекулы: Cn. Hm (углеводороды), H 2, N 2, CCl 4 и др. Полярные молекулы: H 2 O (вода), HCl, CH 3 Cl и др. H+ H+ 104 о Модель молекулы воды О-2 По Бьерруму

Диэлектрическая проницаемость флюидов и минералов Флюид, минералы Воздух Углеводородный газ ε Примечание 1 -1, 0006 1, 001 -1, 015 Растет у высокомолекулярных УВ 1, 86 -2, 38 Растет в высокомолекулярных тяжелых нефтях Поверхностно-активные вещества (ПАВ) нефти 2, 7 -2, 8 Смолы, асфальтены, нафтеновые кислоты Вода 80 -80, 1 Уменьшается при увеличении минерализации 4 -8 Кварц – 4, 5; гидрослюда (19, 6 -25, 4) Нефть Минералы

Задача 1. 1. Из предположения об аддитивности диэлектрической проницаемости определите диэлектрическую проницаемость бурового раствора на водной основе (против нефтенасыщенного пласта), если в нем 2% нефти, поступившей из пласта. 2 Глинистость ► содержание в твердой фазе породы частиц с эффективным диаметром меньше 0. 01 мм (глинистых частиц). - массовая глинистость

Коэффициент объемной глинистости ► При условии равенства плотностей глин и остальной части твердой фазы Коэффициент пористости -Скелетные зерна (обломки) -Глины -Поровое пространство Схема взаимоотношений глин с обломками и порами

Хлорит Каолинит Группа минералов Обобщенная химическая формула Каолиниты Al 2(OH)4[Si 2 O 5] Гидрослюды (иллиты) к Увеличение Х 2000 Гидрослюда Характер-ные примеси Структурный тип 2 -слойный K<2 Al 2(OH)2[(Al, Si)4 O 10]. n. H 2 O Mg, Fe 3 -слойный Монтмориллониты (смектиты) Al 2(OH)2[Si 4 O 10]. n. H 2 O Mg, (Fe) 3 -слойный Вермикулит (Mg, Fe)3(OH)2[(Al, Si)4 O 10]. n. H 2 O Хлориты Mg 5 Al(OH)8[Al. Si 3 O 10] Каолиниты Гидрослюды 3 -слойный Fe Вермикулит ВОДОРОДОСОДЕРЖАНИЕ 2 -слойный и 1 слойный Монтмориллонит

Трехслойный пакет глинистых минералов Анионы кислорода и гидроксильной группы Катионы алюминия и кремния

3 Емкость катионного обмена – число миллиграмм-эквивалентов обменных катионов, поглощенных 100 г породы. - анионы O-2, OH-1 - катионы Al+3, Si+4 Обмен происходит между катионами глин и катионами электролита (поровой воды). Элементарная структурная единица глин - тетраэдр Глины ► Емкость обмена, мг-экв/100 г Каолинит 4 -8 Гидрослюда 5 -25 Монтмориллонит 20 -160 Неглинистые минералы < 2 мг-экв/100 г

Замещаемые катионы глин: Si+4 Al+3 Замещающие катионы электролита: K+1 Na+1 Fe+2 Mg+2

4 Двойной электрический слой (ДЭС) Адсорбция (adsorption)

Ионный вид ДЭС Е Е до 1 В 1 – поверхность глинистой частицы с отрицательными зарядами 2 – катионы адсорбционного слоя (fixed layer): неподвижный 3 – диффузный слой (diffusion layer): относительно подвижный 4 – свободный электролит (free electrolyte)

Е – потенциал Нерста – разность электрических потенциалов между адсорбционным слоем и свободным электролитом Толщина двойного электрического слоя δ – толщина диффузной части ДЭС F – число Фарадея ε – диэлектрическая проницаемость R – универсальная газовая постоянная Т – абсолютная температура Со – концентрация свободного электролита m – заряд ионов свободного электролита δ порядка 10 -7 м 0, 1 мкм

Ориентационный вид ДЭС 1 2 3 4 Структура поровой воды в глинах 1 ►заряженная поверхность твердой фазы 2 ► прочно связанная вода (аномальная, гигроскопическая) 3 ► рыхло связанная вода Совмещение с ДЭС 2 – адсорбционный слой 3 – диффузный слой 4 – свободный электролит 4 ► свободная вода (гравитационная)

5 Поверхностное натяжение ► - избыток свободной энергии молекул поверхностного слоя на единичной площади поверхности Поверхностное натяжение, м. Н/м На границе с воздухом ► вода – 73 м. Н/м ► нефть – 17, 3… 27, 8 м. Н/м σ* нефти (на границе с водой) 25… 27 м. Н/м (м. Дж/м 2) σ* воды (на границе с нефтью) 1… 14 м. Н/м 1 – метан 2 – этан 3 – пропан 4 – бутан 5 – пентан 6 – гептан 7 - октан Давление, МПа Температура, град. С

6 (wettability) Смачивание ► поверхностное явление, возникающее при соприкосновении твердого тела с двумя несмешивающимися флюидами и заключающееся в растекании одного из них по твердой поверхности 2 1 2 θ 1 – воздух 2 – жидкость 3 – твердое тело 2 2 3 2 краевой угол θ -смачивания

Θ <90 o - смачивание а - гидрофильная поверхность (карбонаты, силикаты, сульфаты, кварц) Твердая фаза Вода а б в Θ > 90 - несмачивание б- гидрофобная поверхность (битумы, угли, графит, сульфиды, металлы) ? Нефть в – избирательносмоченная поверхность Порода гидрофильная или гидрофобная? Капля нефти в поровом пространстве

Удельное электрическое сопротивление Нефть Электрическая поляризация Уголь Вода

7 Капиллярное давление (Рк) ► Смачивание → дефицит давления Несмачивание → избыток давления –. σ* - уравнение Лапласса - поверхностное натяжение - косинус угла смачивания - эффективный радиус капилляра (порового канала) Значение связи капиллярного давления и радиуса порового канала

Капиллярное давление удерживает воду в капилляре над водо-нефтяным контактом Степень гидрофильности Нефть Вода (water-oil contact) h – высота поднятия (при смачивании) или опускания (при несмачивании) жидкости в капиллярах

Покрышка Рв - давление вытеснения - плотность воды и нефти h -высота над уровнем свободной - воды - ускорение силы тяжести ВНК Условие вытеснения воды нефтью Рв>Рк

- экран коллектор Н Н+В В - зона предельного нефтенасыщения (выход – нефть) - переходная зона (выход – нефть + вода) - водоносная часть коллектора (выход – вода) - неколлектор

Капиллярное давление (размер пор) влияет на положение ВНК и мощность переходной зоны Зона предельного нефтенасыщения Водоносная зона Переходная зона 1 2 3 Зона предельного нефтенасыщения Уровень свободной воды 4 ВНК, Кв=100% 1: 2: 3: 4: Кп=15%, Кпр=40 м. Д Кп=25%, Кпр=190 м. Д Кп=10%, Кпр=5 м. Д Кп=30%, Кпр=200 м. Д

8 По результатам гранулометрического анализа: По результатам порометрического анализа:

9 Поверхностная активность Высокая Умеренная Пониженная монтмориллониты, вермикулит гидрослюды, хлориты каолиниты Емкость катионного обмена, мг-экв/100 г 80 -150 10 -40 3 -15 Удельная м 2/г поверхность, 70 -800 30 -180 8 -10 Сорбционная емкость по H 2 O, г/100 г 12 -20 12 -13 1, 5 -2 Химический показатель гидрофильности: Y=Si. O 2/(Al 2 O 3+Fe 2 O 3) >4 4 -2 <4 Минералы, минералов группы

КТ_1 КТ-1 Измерения диэлектрической проницаемости промывочной жидкости по оси скважины нефтяного месторождения показало, что, начиная с глубины 2420, 5 м, диэлектрическая проницаемость уменьшилась с 80 до 77 и выше практически не изменялась. Что можно сказать о характере насыщения двух пластов месторождения, выделенных по данным ГИС как нефтенасыщенные, перфорация (вторичное вскрытие) которых была произведена в интервалах 2460. 0… 2454, 2 и 2420, 0… 2415, 0? Сколько нефти в промывочной жидкости выше глубины 2420, 5?

В разделе «Смачивание» была приведена форма капли жидкости на контакте с воздухом и твердым телом. 1. Если жидкость – это вода, то поверхность гидрофильная или гидрофобная? 2. Для случая « 1 -нефть, 2 -вода)» перепишите уравнение для косинуса угла смачивания и нарисуйте картину для гидрофобной поверхности. КТ-2 2 1 2 θ 1 – воздух 2 – жидкость 3 – твердое тело 2 2 3 2 краевой угол θ -смачивания

Крапивинское нефтяное месторождение