ФИЗИКА ПЛАСТА ФИЗИКА ПЛАСТА Физика пласта

ФИЗИКА ПЛАСТА

ФИЗИКА ПЛАСТА Физика пласта — наука, изучающая физические свойства пород нефтяных и газовых коллекторов; свойства пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей; методы их анализа, а также физические основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов.

ФИЗИКА ПЛАСТА ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ В ЗАЛЕЖИ СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ СОСТАВ И СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД МОЛЕКУЛЯРНО-ПОВЕРХНОСТНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ НЕФТЬ–ГАЗ–ВОДА–ПОРОДА

ФИЗИКА ПЛАСТА Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник. Изд. 2, перераб. и доп. М. , «Недра» , 1971, 312 с. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М. , «Недра» , 1977, 287 с. Гиматудинов Ш. К. , Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. М. Недра, 1982, 311 с. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 606 стр. (NEW YORK TORONTO LONDON Mc. GRAW-HILL BOOK COMPANY, INC 1949) Желтов Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта. М. , «Недра» , 1975, 216 с. Сваровская Н. А. Физика пласта: Учебное пособие. – Томск: ТПУ, 2003. – 156 с.

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать: 1) гранулометрический (механический) состав пород; 2) пористость; 3) проницаемость; 4) капиллярные свойства; 5) удельную поверхность; 6) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформаций); 7) тепловые свойства (теплоемкость, теплопроводность); 8) насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях.

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая способностью аккумулировать (накапливать) углеводороды и отдавать (фильтровать) пластовые флюиды: нефть, газ и воду. Горные породы по происхождению (генезису) разделяются на осадочные (пески, песчаники, доломиты, алевролиты, известняки), магматические (изверженные) и метаморфические.

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА Подавляющая часть месторождений нефти и газа приурочена к осадочным породам, являющимся хорошими коллекторами нефти. 60% запасов нефти в мире Многие залежи нефти и газа приурочены к коллекторам, сложенным в основном карбонатньми породами — известняками, доломитами и др. 39% мировых запасов Метаморфические и изверженные породы - 1%

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА ОСАДОЧНЫЕ ПОРОДЫ ТЕРРИГЕННЫЕ пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты и другие осадки обломочного материала ХЕМОГЕННЫЕ каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др. (химические, биохимические, термохимические реакции) ОРГАНОГЕННЫЕ мел, известняки органогенного происхождения и другие окаменелые останки животных и растительных организмов Осадочные породы сформировались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и на поверхности Земли с последующим их уплотнением и изменением. Мельчайшие частицы, полученные в результате размельчения водой и ветром изверженных пород, а также останки животных и растительных организмов при осаждении образовали слои и пласты.

Осадочные горные породы По условиям накопления выделяют две основные группы отложений: терригенные (обломочные) и осажденные. Схема образования и распределения осадочного материала [1]

Осадочные горных пород Терригенные или Обломочные (от латинского «порожденные сушей» ) отложения образуются за счет накопления обломочного материала (гравия, песка, глины и др. ) – продуктов разрушения ранее существовавших горных пород (рис. справа). В основе названий и классификаций терригенных пород лежит диаметр зерен и размер обломков основного осадочного материала. В таблице на следующем слайде будет представлена традиционная российская гранулометрическая классификация терригенных пород, в которой от наибольших к наименьшим обломки делят на валуны, галки, гравий, песок, алеврит и глину. Схема образования и распределения осадочного материала

100 50 50 10 10 5 5 2 2 1 1 0, 5 0, 25 0, 1 0, 05 0, 01 0, 001 Менее 0, 001 Средняя Мелкая Крупный Мелкий Неокатанные несцементированные (сцементированные) глыбы (глыбовая брекчия) крупный Дресва Щебень (дрес (брекчия) вяник) 200 100 Гравий Галька (граве (конгло лит) мерат) Более 200 Окатанные Несцементированные (сцементированные) Валуны (валунный конгломерат) Крупная Алеврит Песок (алевро (песчаник) лит) Размер зерен, мм Традиционная российская гранулометрическая классификация терригенных пород Грубозернистый Крупнозернистый Среднезернистый Мелкозернистый Тонкозернистый Крупнозернистый Мелкозернистый Глина (аргиллит) средний мелкий крупная мелкая

Осадочные горные породы Осажденные осадки отличаются от терригенных тем, что их образование происходило непосредственно в водном бассейне (океаны, моря, реки и тр. ), подразделяют на биогенные, биохемогенные и хемогенные. Биогенные или органогенные породы состоят из останков животных организмов. Основной объем этих пород образуется в морях. По составу среди них преобладают известняки, образующиеся в основном из останков морских организмов, сложенных карбонатом кальция [Са. СО 3, т. е. кальцит]. Биохемогенный осадок также образуется живыми организмами, но не из их скелетов, а как побочный продукт жизнедеятельности. В биохемогенном осадконакоплении участвуют микроорганизмы, в том числе разнообразные бактерии. Хемогенные породы образуются прямо из вод бассейна в результате взаимодействия растворенных веществ или при испарении воды. Взаимодействие растворенных веществ обычно происходит в областях смешивания вод разного состава, в местах впадения рек в моря. Резкий контраст солености и химического состава вод приводит к выпадению из коллоидных растворов соединений кремнезема, гидроксидов железа, алюминия, марганца и др. При испарении воды также образуются хемогенные отложения в местах засушливых районов. По мере испарения морской воды, сначала выпадает в осадок кальцит, затем карбонат магния-кальция [Са. Мg(CO 3)2, т. е. доломит], гипс, а потом – каменная соль и легкорастворимые хлориды и сульфаты калия и магния.

Осадочные горные породы Наиболее распространенными осажденными осадками являются кальцит и доломит. Превращенный в камень (процесс литифицирования) кальцит образует осадочные породы, называемые известняками, литифицированный доломит образует осадочные породы, называемые доломитами. Известняки и доломиты относят к карбонатным породам. Анализ показывает, что из открытых мировых запасов углеводородов, около 20 % находится в карбонатах, 35 % в песчаниках, и 45 % глинистых сланцах. Большая часть углеводородов находится в сланцах, однако добыча в них является не рентабельной (темпы добычи слишком малы и не приносят прибыли). Поэтому промышленная мировая добыча ведется примерно на 60 % из карбонатных пород, 35 % из песчаников. ОАО «Сиб. НАЦ»

Осадочные горные породы Карбонатные породы Образуются в мелководных морских условиях. На мелководье обитает много животных, растений и бактерий, имеющих известковый (Са. О) скелет. Их скелеты и раковины образуют многие карбонатные породы. Кроме того, кальцит может осаждаться химически: кальцит растворим в воде, содержащей двуокись углерода (углекислоту); однако, если количество растворенной кислоты уменьшается при изменении окружающей среды или при подъеме на меньшие глубины, растворенный кальцит будет осаждаться, так как он очень слабо растворим в воде, не содержащей углекислоту.

Магматические горных пород Ø Магматические (изверженные или вулканические) породы образовались в результате застывания и кристаллизации на поверхности Земли или в ее недрах силикатного расплава – магмы. Магма – это расплав горных пород, который может: Ø или прорваться к поверхности Земли через жерло вулканов, образуя плохо или нераскристаллизованные вулканические породы: лавы (эффузивные породы, представляющие собой изливающиеся расплавы) и туфы (пирокластические породы, представляющие собой выбросы пепла и обломки пород), Ø или медленно застывать на глубине, в периферическом или глубинном очаге, превратившись в интрузивные породы. ОАО «Сиб. НАЦ»

Магматические горных пород • Магма поднимается на поверхность и вырывается через главное жерло действующего вулкана. Из слоев пепла и лавы получается вулканический конус • Вулкан постепенно затухает, и магма застывает в его жерле, превращаясь в твердую магматическую породу • Склоны погасшего вулкана разрушаются эрозией и выветриванием.

Метаморфические горных пород Метаморфические породы образовались в результате изменения осадочных или магматических пород при метаморфизме (влияние высоких температур, давлений и горячих водно-газовых растворов) с полным или значительным изменением первичного минералогического состава, структуры и текстуры. К метаморфическим породам относят сланцы, филлиты, роговики, кварциты, мрамор и др. ОАО «Сиб. НАЦ»

Пример метаморфизма по действием сильного сжатия Вначале осадочные породы залегающие плоскими слоями В результате сильного тектонического сжатия сланцевая глина преобразовалась в сланец, песчаник в гнейс, известняк в мрамор.

процесс метаморфизма за счет нагрева магма поднявшаяся к поверхности, нагревает окружающую породу, в результате чего сланцевая глина преобразуется в роговик, песчаник в кварцит, известняк в мрамор

ВИДЫ КОЛЛЕКТОРОВ ГРАНУЛЯРНЫЕ (терригенные, обломочные) ТРЕЩИННЫЕ СМЕШАННЫЕ Трещинные коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяются на подтипы: трещинно-пористые, трещинно-каверновые, трещинно-карстовые. коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов Коллекторы трещинного типа сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство которых состоит из микро- и макротрещин.

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА ГАЗ ГЛИНА НЕФТЬ ВОДА Промышленные запасы нефти и газа приурочены к тем коллекторам, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм: антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости. Условия формирования нефтеносных толщ включают наличие коллекторов с надежными покрышками практически непроницаемых пород.

ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА Основные коллекторские свойства горных пород, определяющие их способность вмещать и пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления, называются фильтрационноёмкостными свойствами (ФЕС).

гранулометрический (механический) состав породы

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОДЫ Гранулометрический состав – содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в % от массы или количества зерен исследуемого образца. Диапазон размеров частиц в нефтесодержащих породах 0, 01 – 1 мм Изучаемый диапазон размеров: 0, 001 - 5 мм Методы анализа гранулометрического состава горных пород Ситовой анализ Седиментационный анализ Микроскопический анализ шлифов d > 0, 05 мм 0, 01< d < 0, 1 мм 0, 002 < d < 0, 1 мм

Гранулометрический состав Определение гранулометрического (механического) состава пород-коллекторов ситовым методом. Для проведения ситового анализа берется образец керна весом 50 грамм, хорошо проэкстрагированного и высушенного при температуре 1070 С до постоянной массы. Далее собирается конструкция из набора сит. Верхнее сито имеет наиболее крупные размеры отверстий, а каждое нижнее меньшее. Такая конструкция позволяет просевать породу оставляя крупные зерна на верхних ситах, а более мелкие оседают на нижних. Просеивание проводят в течении 15 мин. Увеличение или уменьшение продолжительности просева может привести к неправильным результатам. Затем оставшиеся на каждом сите частички взвешивают на технических весах с точностью до 0, 001 г, а результаты записывают в таблицу для дальнейшего вычисления процентной доли каждого размера частиц. При этом сумма всех фракций после просеивания не должна отличаться от первоначальной массы образца более чем на 2 %. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОДЫ СИТОВОЙ АНАЛИЗ Ситовой анализ сыпучих горных пород применяют для определения содержания фракций частиц размером от 0, 05 до 6 - 7 мм, а иногда и до 100 мм. В лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0, 053; 0, 074; 0, 105; 0, 149; 0, 210; 0, 227; 0, 42; 0, 59; 0, 84; 1, 69 и 3, 36 мм.

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОДЫ СИТОВОЙ АНАЛИЗ Интегральное распределение частиц по размерам Гистограмма распределения зерен породы по размерам Результаты ана лизамеханического состава пород изображаются в виде таблиц, или графиков суммарного состава и распределения зерен по родыпо размерам , а также в виде гистограмм (ступенчатый график 2) и циклограмм. Для построе нияпервого графика по оси ординат откладывают массовые доли фракции в процентах, а по оси абсцисс — диаметр частиц d или lgd. При построении второго графика по оси абсцисс отклады вают диаметры d частиц, а по оси ординат — изменения массы зерен, приходящиеся на единицу изменения их диаметра. На циклограмме, площадь круга которой принимается за 100%, величина секторов пропорциональна содержанию фракций.

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОДЫ Седиментационный анализ Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы C глубины h через время tx в пипетку проникнут только те частицы, диаметр которых меньше d 1 так к этому времени после начала их осаждения более крупные зерна расположатся ниже кончика пипетки. v-кинематическая вязкость жидкости

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОДЫ Седиментационный анализ Наиболее совершенный метод седиментационного анализа — взвешивание осадка. Осадок в процессе седиментации Степень неоднородности песка характеризуется отношением d 60/d 10, где d 60 — диаметр частиц, при котором сумма масс взвеши вается с помощью весов Фигуровского (рис. 1. 1) или фракций с диаметрами, начиная от нуля и кончая данным автома тическихседиментационных весов (например, модели ВСД диа метром, составляет 60 % от массы фракций (точка 2 на рис. 1/50 мкм). В приборе Фигуровского в качестве элемента, 1. 2), a d 10— аналогичная величина для точки кривой суммар ного восприни мающего нагрузку, используется стеклянный кварцевый гранулометрического состава (точка 3. на рис. 1. 2). По диаметру стер жень (коромысло). Хорошо переме шанную суспензию соответствующему точке 1, подбирают размеры отверстий вливают в цилиндрический сосуд 3, в который опускают тонкий нефтяных скважин. стеклянный диск 4, подвешенный на плечо весов Фигуровского. Выпадающие частицы суспензии отлага ютсяна стеклянном диске. По мере отложения осадка равно весие весов нарушается и для восстановления его требуется дополнительная нагрузка. Регистрируя время и нагрузки, по лучают данные,

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОДЫ Весовой седиментометр ВС - 3 для автоматизированного анализа гранулометрического состава порошков металлов, сплавов, органических и неорганических соединений ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Диапазон измеряемых размеров частиц. . 2 – 300 мкм Время анализа одной пробы. . 10 – 120 мин Вес анализируемой пробы…… 20 – 40 м. Г Количество анализируемых проб …до 20 (без смены седиментационной жидкости) Чувствительность системы измерений 0, 1 м. Г Объем седиментационной жидкости… 2 Л (дистиллированная вода) Вес прибора (без компьютера). . . до 6 к. Г Задание: Выполните лабораторные работы № 1 и 2 из Лабораторного практикума.

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин). В зависимости от происхождения различают следующие виды пор 1. Первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопле-ния. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород. Вторичные поры 2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД 3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. При доломитизации (превращение известняка в доломит) идет сокращение объемов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объема пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита. 4. Пустоты и трещины, образованные за счет эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, перекристаллизации. 5. Пустоты и трещины, образованные за счет тектонических процессов, напряжений в земной коре.

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Различают физическую или абсолютную (общую) пористость, которые не зависят от формы пустот, открытую, а также динамическую или эффективную пористость, зависящих от формы пустот. Коэффициент пористости – отношение объема пор в породе к видимому объему образца V Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Открытую пористость характеризует отношение объема порового пространства, включающего сообщающееся между собой поры(открытые поры- Vоп), к общему объему образца-Vобр. Часть этого порового пространства занята связанной водой.

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Динамическую или эффективную пористость характеризует только объем тех поровых пространств, через которые возможно движение жидкости (воды, нефти) или газа под воздействием сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. где Vэп – объем эффективных поровых каналов; Vобр – общий объем образца; Sв – насыщенность образца остаточной водой.

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы: 1) сверхкапиллярные — размеры больше 0, 5 мм; 2) капиллярные — от 0, 5 до 0, 0002 мм (0, 2 мкм) 3) субкапиллярные — меньше 0, 2 мкм (0, 0002 мм).

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Фиктивный грунт воображаемый грунт, состоящий из шарообразных частиц одного и того же размера.

Пористость горных пород Средняя пористость коллекторов терригенного типа некоторых месторождений Тюменской области Месторождение Салымское Мамонтовское Самотлорское Коголымское Федоровское Индекс пласта БС 6 АС 4 БВ 11 БС 16 БС 10 Глубина залегания пласта, м 2430 1920 2150 2597 2270 Пористость % д. ед. 15 18 0, 15 0, 18 22 0, 22 21 26 0, 21 0, 26 16 21 0, 16 0, 21 24 0, 24

Пористость горных пород Факторы, определяющие величину пористости обломочных осадочных пород: Ø Однородность зерен по размеру; Ø Степень цементации и консолидации; Ø Степень уплотнения с глубиной погружения.

Однородность зерен по размеру Если гранулометрический состав породы будет представлен однородными зернами, то теоретически такая порода будет имеет достаточно высокие значения пористости до 47, 6 % для фиктивного грунта по Слихтеру И наоборот, как это обычно бывает, если гранулометрический состав представлен зернами различного размера, когда мелкие алевритовые или глинистые частицы смешаны с более крупными песчаными зернами, то эффективная пористость такого песчаника значительно меньше.

Степень цементации и консолидации Хорошо сцементированные породы обладают более низкой пористостью, чем рыхлые несцементированные песчаники. Цементация зерен происходит в результате того, что во время седиментации и последующих процессов, межзерновое пространство заполняется различным цементирующим материалом, таким как карбонат кальция, карбонат магния, карбонат железа, лимонит, гематит, доломит, сульфат калиция, глинистые минералы, а также другие минералы, включая их комбинации

Степень уплотнения с глубиной погружения С глубиной погружения породы происходит уплотнения осадка за счет возрастающего давления со стороны вышележащих масс. Таким образом, пористость по мере погружения породы будет уменьшаться. Как правило, пористость у глубже залегающих, более древних пород, ниже, но нередки и исключения из этого общего правила. Уплотнение имеет большее значение для литификации аргиллитов, глин и тонкозернистых карбонатов, тогда как для плотно упакованных песчаников или конгломератов его роль незначительна.

Классификация горных пород по величине пористости По большому числу исследованных образцов керна, статистически определяется пористость пласта на больших участках. По этому усредненному значению горные породы с пористостью Øболее 20 % относятся к высокопористым, Øот 15 до 20 % к повышенно-пористым, Øот 10 до 15 % к среднепористым, Øот 5 до 10 % к понижено-пористым, Øменее 5 % к низкопористым. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Решить задачу № 1 Общий объем образца, см 3 Объем эффективных пор, см 3 Объем несвязанных и изолированных поровых каналов, см 3 Остаточная водонасыщенность, % Определить Абсолютный объем пор, см 3 Абсолютную пористость, % Изолированную пористость, % Эффективную пористость, % 15 3 0, 75 6 Ответы в конце презентации Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Определение пористости в лабораторных условиях Пористость обычно измеряется в лабораторных условиях на небольших образцах горных пород цилиндрической формы, более или менее равномерно выпиливаемых из керна. В основном методики по определению пористости горных пород основаны или на экстракции флюида из образца породы, или на закачке флюида в поровый объем. В основе и тех и других, предусматривается очистка, производящаяся путем экстракции соответствующим растворителем, и просушка кернового материала, позволяющая удалить фрагменты жидкости, содержащиеся в образце. Другие виды анализа, основанные на вычислении объема образца, измельченного до размеров отдельных зерен, позволяют измерить общую пористость, используя следующее выражение: где Vзер – объем зерен.

Определение пористости в лабораторных условиях Методы экстракции предполагают использование приборов, основанных на законе Бойля-Мариотта. Наиболее часто применяемыми флюидами являются газы, имеющие пренебрежимо малую адсорбирующую способность, такие как гелий или азот. Перед тем как проводить измерения, образцы необходимо очистить и высушить, но их также можно использовать и для дальнейших анализов. Эти методы применяются уже около полу века и до сих пор они являются, пожалуй, самыми распространенными. Как правило, они позволяют получить достаточно достоверные результаты и могут использоваться для измерений в пластовых условиях.

Пример решения задачи № 2 Для определения объема образца часто пользуются, по Преображенскому, методом взвешивания насыщенной жидкости (обычно керосином) породы в той же жидкости и в воздухе (при этом для расчета объема образца используется закон Архимеда) . Объем породы можно найти по объему вытесненной жидкости при погружении в неё образца, насыщенного той же жидкостью. ЗАДАЧА № 2: Определить открытую и полную пористости г/п, объёмы образца г/п, открытых и закрытых пор и твёрдой фазы, если порода исследовалась методом Преображенского. Данные опыта представлены в табл. Масса образца горной породы г. Насыщенного и Насыщенного взвешенного Высушенного жидкостью М 0 г в этой же М 1 г жидкости М 2 г (кг) 25 28 14 Плотность жидкости насыщения кг/м 3. (г/см 3) Истинная плотность горной породы г/см 3 1000 (1, 000) 2, 70

Точность и репрезентативность определения пористости по керну Значения пористости полученные в результате кернового анализа в лабораторных условиях обычно считаются эталонными, по отношению к результатам полученным по другим методикам, которые проводят непосредственно в скважинах. Однако важно понимать, что не всегда полученные лабораторные результаты соответствуют реальной пористости всего продуктивного пласта. Далее будут отмечены ряд моментов, которые необходимо учитывать при оценке точности данных кернового анализа.

Точность и репрезентативность определения пористости по керну Объем керна. Отбор образцов горных пород осуществляется в результате бурения специальными колонковыми долотами. Далее из этих отобранных кернов параллельно и перпендикулярно напластованию вырезают образцы цилиндрической формы, с диаметром 3 см или более и длинной 2, 5 см или более. Объем этих образцов может составлять 17, 7 см 3 или более. И хотя на некоторых месторождения отбирается и исследуется сотни, а иногда даже тысячи образцов, это все равно остается несоизмеримо малым по сравнению с объемом всего продуктивного пласта. Это ставит под сомнение достоверность полученных значений. Если бы образец был отобран немного в другом месте, для того же самого объема керна было бы получено другое значение пористости, в особенности при наличии мелкомасштабных неоднородностей. Например, наличие каверн и пустот растворения в кернах, которые имеют гораздо больший размер, чем межгранулярные поры означает, что эти пустоты могут иметь пространственную изменчивость в масштабе, значительно превышающем размеры образцов керна. Данные кернового анализа, полученные в таких случаях не могут считаться достаточно точными. В таких ситуациях измерения, проведенные на полноразмерных образцах керна, будут отличаться большей достоверностью, так как объем исследуемого материала больше.

Точность и репрезентативность определения пористости по керну Условия измерения. Замеры пористости производятся в лабораторных условиях, т. е. после подъема керна на поверхность, где на него действуют поверхностные условия с меньшими давлениями и температурой. Это может привести к небольшому увеличению пористости вследствие декомпрессии. Для частично несцементированных пород или несцементированных вообще должна применяться поправка на уплотнение. Также еще одним чрезвычайно важным моментом, связанным с изменением пористого пространства с момента его извлечения и до прибытия в лабораторию, наличие трещин, объем которых неизбежно изменяется, в особенности это касается проводящих трещин (наиболее важных). Задание: Выполните лабораторные работы № 3, 4, 5 и 6 из Лабораторного практикума.

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Поверхность одной песчинки равна Объем Для фиктивного грунта число песчинок в единице объема породы равно Суммарная поверхность всех песчинок в единице объема породы равна Для песчинок радиусом г = 0, 1 мм, удельная поверхность будет равна (если пористость m = 0, 26) В 1 м 3 песка общая поверхность частиц с радиусом 0, 1 мм составит 22000 м 2. Удельная поверхность частиц с радиусом 0, 05 мм составит уже 44 000 м 2/м 3

Насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях

Насыщенность Если пористость показатель доли емкостного пространства, то флюидонасыщенность относительная степень заполнения этих пор тем или иным конкретным флюидом. Параметры насыщения: нефтенасыщенность (Sн), газонасыщенность (Sг), водонасыщенность (Sв), выраженные в долях или в процентах. Отношение общего объема всех пустот в горной породе, заполненных нефтью Vнефти, газом Vгаза или водой Vводы, к суммарному объему всех пустот в породе Vпор называется коэффициентом насыщения:

Насыщенность В нефтегазонасыщенных залежах помимо нефти или газа, всегда содержится некоторое количество воды, которая называется остаточной (связаной или реликтовой). Природа связанной воды. Вода может находиться не только в подошвенной части залежи или ее законтурных областях. Некоторое количество воды, может содержаться в любой точке коллектора, насыщенного углеводородами и даже в значительном удалении выше от водонефтяного (ВНК) или газоводного (ГВК) контакта. Связано это с тем, что поровая структура осадочного материала во время его отложения и литификации, первоначально была пропитана морской водой, но на последующих этапах погружения породы и формирования определенной структуры ловушки, происходит накопление углеводородов, и вытеснение воды в пониженные части залежи. При этом не вся вода может быть вытеснена при этих процессах из нефтегазонасыщенных коллекторов, и поэтому в продуктивных пластах также всегда содержится некоторое количество воды, которая и называется остаточной.

Источники данных насыщенности По данным керна Насыщенность флюидом может определятся по данным керна или путем измерения количества флюидов, экстрагируемых из образца керна, или за счет замеров капиллярного давления. По данным ГИС Водонасыщенность можно измерить косвенно в пластовых условиях при помощи 2 -х типов каратажных приборов, а именно каротажа сопротивлений и импульсного нейтронного каротажа.

Практическое использование пористости и насыщенности Пористость и насыщенность используются для оценки пластовых запасов углеводородных месторождений. Наиболее простейшей методикой оценки объема (G) нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях является объемный метод. Для подсчета используется следующее математическое выражение: где Vн. . з – объем нефтегазонасыщенной части залежи, м 3 Объем нефтегазонасыщенной залежи определяют по результатам геологического анализа и анализа пластовых давлений. Для этого геологи строят структурные карты по кровле и подошве залежи, на которых показаны линии равной глубины залегания (изогипсы). Определяют эффективную мощность и уровень положения водонефтяного (ВНК) или газоводного контакта (ГВК). После чего рассчитывают объем нефтегазонасыщенной породы над этим уровнем.

Практическое использование пористости и насыщенности Задача: Определить балансовые и извлекаемые запасы круговой залежи нефти, если известны: Диаметр залежи – 10 км. (10 000 м); Средняя толщина продуктивных пластов ( )– 20 м. ; Коэффициент открытой пористости (m)– 0, 15. ; Коэффициент начальной водонасыщенности (Sв) – 0, 25. ; Объемный коэффициент нефти (b) – 1, 2 ( =1/b=0, 83); Проектный коэффициент нефтеотдачи – 0, 3. Qбал=Vзал m (1 -Sв) =(3, 4 50002) 20 0, 15 (1 -0, 25) 0, 83=1, 47 108 м 3 Qизв= Qбал kн. отд=1, 47 108 0, 3=4, 4 107 м 3

ЛАБОРАТОРНЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Образец породы взвешивают на технических весах с точностью до 0, 001 г. , определяя его массу Мдо экс и помещают в воронку Шотта (отмечена цифрой 3 на рисунке). В колбу (4) наливают до половины растворитель, в качестве которого можно использовать толуол С 7 Н 8 (плотность 867 кг/м 3, температура кипения 111 ºС).

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Подключают холодильник (1) к воде, которая поступает снизу вверх и включают электропечь, на которой стоит колба (4). Необходимо чтобы стеклянный цилиндр (воронка Шотта), в котором находится исследуемый образец, был погружен в растворитель и вместе с тем растворитель не переливался через его края.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА При кипячении растворителя вода испаряется из образца и вместе с растворителем поступает в холодильник (1), где охлаждаясь стекает в градуированную колбу (2). После того как увеличение объема воды перестает наблюдаться, процесс перегонки можно считать законченным. Так как вода тяжелее углеводородных растворителей, она занимает нижнюю часть ловушки (2), избыток растворителя же стекает обратно в колбу.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Если в трубке холодильника задерживаются капли воды, то их сталкивают в ловушку стеклянной палочкой, после чего отсчитывают объем воды (Vводы, см 3). Цилиндр с образцом извлекают и высушивают в термостате до постоянной массы Мпосле экс.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Для оценки объема нефти в образце можно использовать следующее выражение: где Ø Vнефти – объем нефти в образце, см 3; Ø Мдо экс – масса образца до экстрагирования насыщенного нефтью и водой, г; Ø Мпосле экс – масса экстрагированного и высушенного образца (высушивание производят в специальном сушильном шкафу в течении 12 часов, при температуре 102 – 105 ºС), г; Ø Vводы – объем воды выделившийся из образца, см 3; Ø ρв – плотность воды, г/см 3; Ø ρн – плотность нефти, г/см 3.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Далее производится измерение пористости на проэкстрагированном и высушенном образце и рассчитывается водонасыщенность (Sв) и нефтенасыщенность (Sн) как доля порового пространства, следующим образом: где mоб – коэффициент общей (полной или абсолютной) пористости, д. е. ; Vобр – видимый (кажущейся) объем образца где dк – диаметр керна, см; hк – длина керна, см.

Решить задачу № 3 Задача. Определить объем нефти в образце (Vнефти), коэффициент нефтенасыщенности (Sн) и коэффициент водонасыщенности (Sв). Результаты исследования представлены в таблице ниже. Параметры исследований Значение Масса образца до экстрагирования насыщенного нефтью и 50 водой (Мдо экс), г Масса экстрагированного и высушенного образца (Мпосле экс), г 46, 545 Объем воды выделившийся из образца (Vводы), см 3 0, 424 Плотность воды (ρв), г/см 3 1, 04 Плотность нефти (ρн), г/см 3 0, 79 Коэффициент общей пористости (mоб), д. е. 0, 24 Диаметр керна (dк), см 3 Длина керна (hк), см 2, 5 Найти Видимый (кажущейся) объем образца (Vобр), см 3. Объем нефти в образце (Vнефти), см 3. Коэффициент нефтенасыщенности (Sн), д. е. или % Коэффициент водонасыщенности (Sв), д. е. или % Ответы в конце презентации

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Задание: Выполните лабораторную работу № 7. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление

Капиллярное давление Между капиллярным давлением и водонасыщенностью имеется связь, которая заключается в том, что остаточная вода удерживается в поровом, углеводородонасыщенном пространстве коллектора, за счет капиллярных сил. Зная распределение капиллярного давления в пласте, можно получить функцию вертикального распределения для водонасыщенности. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление Капиллярным давлением называют разницу давлений на границе двух несмешивающихся флюидов. Если соприкасаются две несмешивающиеся жидкости, например нефть и вода, то на разделяющей их поверхности будет иметь место скачек давления, который главным образом зависит от разности плотностей данных двух флюидов. В пластовых условиях капиллярное давление представляет собой функцию свойств флюида (поверхностное натяжение), свойств породы (радиус капилляров) и свойств взаимодействия породы и флюида (угол смачиваемости, или смачиваемость). Теоретически капиллярное давление выражается следующим образом: где Рк – капиллярное давление, Па; σ – поверхностное натяжение, Н/м; θ – угол смачивания; R – радиус пор, м. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление Поверхностное натяжение – это сила, которая действует вдоль поверхности капли жидкости стремящаяся сократить площадь ее поверхности. Связано это с тем, что на молекулы которые располагаются на поверхности капли, действуют более значительные силы притяжения молекул находящихся внутри капли, чем силы притяжения молекул газа, окружающих каплю. Именно поэтому в условиях невесомости капля жидкости принимает форму шара, т. к. из геометрии известно, что шар обладает минимальной поверхностью при заданном объеме. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление Поверхностное натяжение В условиях же земного тяготения только очень маленькие капли жидкости принимают форму шара. Все дело в том, что с ростом объема капли увеличивается и ее масса, пропорционально которой и увеличивается сила тяжести действующая на нее. Хорошей иллюстрацией проявления поверхностного натяжения служат небольшие ртутные шарики. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление Смачиваемость Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то она растечется по поверхности принимая форму, которая зависит от поверхностных натяжений σ1, 3, σ1, 2 и σ2, 3 на разделах фаз 1 -3, 12, и 2 -3 (см. рисунок ниже). Угол θ всегда измеряется в направлении от жидкости к твердой поверхности и называется краевым углом (или углом смачивания). Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление Смачиваемость Если угол θ меньше 70º, то жидкость смачивает поверхность твердого тела, а поверхность, которую смачивает жидкость, называется гидрофильной. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление Смачиваемость Когда угол θ близок к 90º, и находится в диапазоне от 70º до 110º, то твердая поверхность, называется нейтральной, т. к. имеет смешанную смачиваемость. Это может быть, когда на твердой поверхности соприкасаются две капли жидкости с одинаковым поверхностным натяжением, в этом случае капиллярное давление равно нулю. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление Смачиваемость Полное несмачивание твердого тела имеет место, когда угол θ находится в диапазоне от 110º до 180º и чем больше угол в этом диапазоне, тем больше степень несмачивания, а поверхность, которую смачивает в этом случае такая жидкость, называется гидрофобной. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление Смачиваемость породы играет огромное значение в распределении флюидов в поровом пространстве на капиллярном уровне. ØВо-первых смачивающая фаза (вода) более предрасположена к оккупации маленьких пор, а несмачивающая (нефть) больших. ØВо-вторых, воде свойственно в виду ее доминирования в смачивании покрывать тонкой пленкой некоторую поверхность и больших пор Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление Влияние смачиваемости на нефтеотдачу На коэффициент извлечения нефти первичными методами влияет смачиваемость системы. Гидрофильная система обычно характеризуется более высокой нефтеотдачей при первичной добыче, однако количественной зависимости между коэффициентом извлечения нефти первичными методами и смачиваемостью породы-коллектора не выявлено. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление На рисунке ниже показан сосуд, содержащий воду и нефть. Внутри сосуда имеются капилляры с различными радиусами R 1, R 2, R 3, R 4 и R 5. Видно, что чем меньше капилляр, тем на большую высоту поднимается вода внутри капилляра. В этом случае, капиллярное давление можно записать в следующем виде: где Рк – капиллярное давление, Па; ρводы, ρнефти – плотности воды и нефти, кг/м 3; g – ускорение свободного падения, равное 9, 8 м/с2; Н – высота подъема воды в капилляре, м. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление В виду того, что вода в поровом пространстве удерживается капиллярными силами, существует внутренняя связь между капиллярным давлением и водонасыщенностью. Что дает возможность приблизительно оценить значение водонасыщенности, которое зависит от вертикального распределения капиллярного давления в коллекторе. при одной и той же высоте подъема от уровня свободной воды, для пород с мелкими порами свойственна большая водонасыщенность, чем для пород с крупными порами Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление Под уровнем свободной воды понимается, горизонтальна плоскость в коллекторе, где капиллярное давление равно нулю. Этот уровень может быть как на линии ВНК, в случае, когда коллектор гидрофобен и способен впитывать нефть уже при нулевом капиллярном давлении, так и ниже уровня ВНК, когда необходимо некоторое пороговое капиллярное давление для пропитывания нефти в пористую среду горной породы. При одной и той же высоте подъема от уровня свободной воды (при одном и том же капиллярном давлении), для небольшой разницы в плотностях, когда в пористом пространстве присутствует тяжелая нефть и вода, свойственна большая водонасы-щенность, чем для большой разницы в плотностях, когда в пористом пространстве присутствует газ и вода. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Капиллярное давление Водонасыщенность практически не изменяется в газонасыщенной части залежи, а ниже уровня ГНК начинается ее постепенный рост до уровня ВНК, ниже которого поровое пространство на 100 % насыщенно водой Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Лабораторные методы определения и построения зависимости капиллярное давление – водонасыщенность • Для определения капиллярного давления и построения зависимости капиллярное давление – водонасыщенность, в лаборатории на кернах используют различные методы, наиболее часто используемые из которых метод центрифугирования, полупроницаемой мембраны и ртутная порометрия.

Лабораторная работа Выполнение работы • Образец керна экстрагируется и высушивается в сушильном шкафу до постоянного веса (М 1). • Далее образец керна насыщается дистиллированной водой в вакуумной установки до полного прекращения выделения пузырьков воздуха, после чего вновь взвешивается (М 2). • После чего образец помещается в центрифугу для 5 минутного вращения на первой скорости (например, 1000 оборотов в минуту). • Образец извлекается из центрифуги и взвешивается (Мn). Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Лабораторная работа Определяется текущий коэффициент водонасыщенности по следующей формуле: где Sт. в – коэффициент текущей водонасыщенности, д. е. ; Мn – масса образца после каждого режима центрифугирования, г; Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Лабораторная работа Определяется давление центробежных сил возникающее межу фазами, равное капиллярному давлению, значение которого определяется формулой: [МПа], где R – радиус вращения оси центрифуги (расстояние от центра оси центрифуги до середины длинны образца), м; n – число оборотов ротора центрифуги в минуту; h – длина образца, м; ρводы, ρвоздуха – плотность воды насыщающей образец и плотность воздуха, как вытесняющей фазы, соответственно, кг/м 3. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Лабораторная работа Образец помещается в центрифугу для вращения на следующей скорости, а расчеты вычислений заносятся в следующую таблицу: Параметры исследований Масса сухого образца (М 1), г Масса полностью насыщенного образца (М 2), г Скорость Масса Коэффициент вращения образца после текущей центрифугир водонасыще (n), ования (Мn), г нности (Sт. в) об/мин 1000 62 2000 54 3000 50 4000 49, 1 5000 49 Тюм. ГНГУ Значение Капиллярное давление (Р), МПа Саранча А. В.

Решить задачу № 3 По результатам опыта строится графическая зависимость «капиллярное давление – коэффициент текущей водонасыщенности» . Задание. Построить графическую зависимость «капиллярное давление – водонасыщенность» . Масса сухого образца 46 грамм, а масса полностью насыщенного образца 65 грамм. Радиус вращения оси центрифуги R = 30 см. Длина образца h = 3 см. Плотность воды ρводы = 1000 кг/м 3. Плотность воздуха при давлении 0, 1 МПа и температуре 20 ºС равна 1, 2046 кг/м 3. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Задание: Выполните лабораторную работу № 8. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

ПРОНИЦАЕМОСТЬ П р о н и ц а е м о с т ь коллектора — параметр, характеризующий его способность пропускать жидкость или газ. Как и пористость проницаемость не постоянная величина и изменяется по площади пласта и по пластованию. Абсолютной называется проницаемость при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды. Фазовой или эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.

Проницаемость Количественной характеристикой проницаемости служит коэффициент проницаемости, являющийся коэффициентом пропорциональности в линейном законе фильтрации – законе Дарси. Закон Дарси: скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления (перепаду давления, действующему на единицу длины) в пористой среде и обратно пропорциональна динамической вязкости фильтрующегося газа или жидкости где Q – объемный расход жидкости через песчаный фильтр; L – длина песчаного фильтра; F – площадь поперечного сечения фильтра; ∆h=h 1 -h 2 – разность гидравлических напоров воды над фильтром и у его основания; Kф – коэффициент фильтрации (пропорциональности).

Проницаемость Физический смысл размерности коэффициента проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов. За единицу проницаемости в 1 м 2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м 2 , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м 3 /с. За единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см 2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 к. Г/см 2 расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см 3/сек. Величина, равная 0, 001 Д, называется миллидарси (м. Д). Учитывая, что 1 к. Г/см 2 = ~105 Па, 1 см 3 = 10 -6 м 3, 1 см 2 = 10 -4 м 2, 1 спз = 10 -3 Па • сек, получим следующее соотношение:

Система единиц измерения проницаемости и переводные коэффициенты В нашей стране используется Международная система единиц СИ, которая является когерентной системой, т. е. системой уравнения которой не содержат переводных коэффициентов. Проницаемость в системе СИ измеряется в м 2 или мкм 2, однако очень часто на практике приходится иметь дело с другими единицами измерения, так например, наиболее часто используемой нефтепромысловой единицей измерения проницаемости является миллидарси (м. Да). В таблице ниже представлены переводные коэффициенты, используемые при переводе из одних единиц измерения в другие. Перевод из → в м 2 → м. Да м 2 → Да м. Да → Да м 2 → мкм 2 → см 2 мкм 2 → м. Да мкм 2 → Да см 2 → м. Да см 2 → Да Да → фут2 м. Да → фут2 умножить на 1, 01325∙ 1015 1, 01325∙ 1012 10 3 1012 104 1, 01325∙ 103 1, 01325∙ 1011 1, 01325∙ 108 1, 06232∙ 10 11 1, 06232∙ 10 14 Перевод из → в м. Да → м 2 Да → м. Да мкм 2 → м 2 см 2 → м 2 м. Да → мкм 2 м. Да → см 2 фут2 → Да фут2 → м. Да умножить на 9, 86923∙ 10 16 9, 86923∙ 10 13 10 12 10 4 9, 86923∙ 10 4 0, 986923 9, 86923∙ 10 12 9, 86923∙ 10 9 9, 41340∙ 1010 9, 41340∙ 1013

Проницаемость ФИЛЬТРАЦИЯ ГАЗОВ Газ – сжимаемая система и при уменьшении давления по длине образца объёмный расход газа непостоянный. Закон Бойля-Мариотта Q 0 — расход газа при атмосферном давлении р0 , м 3.

Проницаемость РАДИАЛЬНАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ h При фильтрации жидкости При фильтрации газа

Проницаемость Зависимость проницаемости от пористости Закон Пуазейля для пористой среды из трубок одинакового сечения где n – число пор на единицу площади фильтрации; r – радиус порового канала; F – площадь фильтрации; Р – перепад давления; L – длина порового канала; – вязкость жидкости.

Проницаемость Зависимость проницаемости от пористости Закон Пуазейля Пористость Закон Дарси – структурный коэффициент, учитывающий извилистость порового пространства (1, 7 – 2, 6)

Насыщенность Водонасыщенность (Sв) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы Нефтенасыщенность Газонасыщенность Sв + Sн + Sг = 1, Для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Нефтенасыщенность (Sн), равная 65 % и выше (до 90 %) пласта считается хорошим показателем залежи.

Проницаемость Эффективная и относительные проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей. При содержании воды в несцементированном песке до 26– 28 % относительная проницаемость для неё остается равной нулю. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной водонасыщенности, как неподвижной фазы, еще выше. При возрастании водонасыщенности до 40 % относительная проницаемость для нефти резко снижается, почти в два раза. При достижении величины водонасыщенности песка около 80 % , относительная фазовая проницаемость для нефти будет стремиться к нулю k – абсолютная проницаемость

Проницаемость ФИЛЬТРАЦИЯ СМЕСИ ЖИДКОСТИ И ГАЗА песок песчаник известняки и доломиты Вода с увеличением её содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. При водонасыщенности до 60 % из пласта можно добывать чистый газ.

Проницаемость При газонасыщенности меньше 10 % и нефтенасыщенности меньше 23 % в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10 % движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33– 35 % фильтроваться будет один газ. При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть. Область существования трёхфазного потока (совместного движения в потоке всех трёх систем) для несцементированных песков находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 33 %.

Общие классификации проницаемости Проницаемость также как и пористость подразделяют на первичную и вторичную. Ø Первичная проницаемость это проницаемость матрицы (блока или минерального каркаса) породы, которая образуется во время отложения и литификации (консолидации) осадочных пород. Ø Вторичная проницаемость, является результатом изменения матрицы породы благодаря уплотнению, цементации, образованию трещин и выщелачиванию. Уплотнение и цементация обычно уменьшает проницаемость, тогда как образование трещин и выщелачивание имеют тенденцию увеличивать ее. В некоторых коллекторских породах, особенно в низкопористых карбонатах, именно за счет вторичной пористости происходит фильтрация флюидов.

Факторы влияющие на величину проницаемости Проницаемость может изменяться в широком диапазоне не только по одному и тому же пласту по горизонтали, но по вертикали пласта в одной и той же скважине. Факторы влияющие на величину проницаемости осадочных пород следующие: ØФорма и размер зерен; ØСлоистость; ØЦементация; ØТрещиноватость и выщелачивание.

Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние формы и размера зерен Порода сложенная крупными и плоскими зернами, расположенными равномерно, причем их самая длинная ось ориентирована горизонтально, как показано на рисунке, будет иметь горизонтальную проницаемость более высокую по сравнению с вертикальной составляющей.

Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние формы и размера зерен Порода сложенная в основном крупными и округлыми зернами, как показано на рисунке, будет иметь близкие значения проницаемости в обоих направлениях.

Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние формы и размера зерен ØПорода сложенная мелкими зернами неправильной формы, как показано на рисунке, будет иметь более низкие значения проницаемости и особенно в вертикальном направлении. ØКоллекторы с проницаемостью, зависящей от направления, называются анизотропными.

Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние слоистости на проницаемость Нефтяные и газовые пласты чаще всего имеют в своем разрезе глинистые прослои, которые действуют как барьеры препятствующие вертикальной фильтрации. В таких породах вертикальная составляющая проницаемости будет значительно ниже горизонтальной.

Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние цементации на проницаемость Содержание цементирующего эффективную проницаемость. материала уменьшает

Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние трещиноватости и выщелачевания на проницаемость В песчаных породах трещиноватость не играет большой роли в образовании вторичной проницаемости, за исключением случаев, когда песчаники переслаиваются с глинами, известняками и доломитами. В карбонатах растворение минералов просачивающимися поверхностными и подземными кислыми водами, фильтрующимися по первичным порам, микро- и макротрещинам, а также вдоль плоскостей напластования, увеличивает проницаемость породы-коллектора.

Зависимость проницаемости от направления Принято, что в однородных коллекторах проницаемость одинакова во всех направлениях. Однако в неоднородных пластах проницаемость в направлении горизонтальной оси (х) отличается от проницаемости вдоль другой горизонтальной оси (у). распределение проницаемостей и называется анизотропией. Коэффициент анизотропии определяется из соотношения: Горизонтальная (kг) и вертикальная (kв) проницаемости определяются по стандартным методикам при анализе керна, также значения kг могут быть определены более точно при помощи испытаний скважин на интерференцию.

Ориентация цилиндрических образцов керна, вырезанных для измерения горизонтальной и вертикальной проницаемости Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Измерение абсолютной проницаемости с использованием жидкости 1. Для исследования вырезаются цилиндрический образец определенного размера, определяемого требованиями кернодержателя; 2. Образец слегка промывают, чтобы удалить частицы, возникшие при резании керна, и высушивают в сушильном шкафу при 100 ºС. 3. Высушенный образец вакуумируют для удаления воздуха и насыщают углеводородной жидкостью, которую далее будут прокачивать через образец.

Измерение абсолютной проницаемости с использованием жидкости 4. Далее образец вставляют в кернодержатель. Кернодержатель с манжетой конструкции Хасслера для исследования движения флюидов (нефти и воды в разных соотношениях) и измерения абсолютной и относительной проницаемости пород

Измерение абсолютной проницаемости с использованием жидкости 5. Устанавливают желаемое входное давление (Рвх) и открывают выпускной клапан, также с этого момента начинается отсчет времени t. Регистрируют выходное давление (Рвых). Через некоторое время эксперимент останавливают и определяют объем жидкости, прошедшего через образец (V). Также регистрируют температуру жидкости.

Измерение абсолютной проницаемости с использованием жидкости Абсолютную проницаемость по жидкости определяют по формуле: Задание № 5. Определить проницаемость в м. Д по результатам значений представленных в таблице. Обозначение и размерность Вязкость жидкости µ, с. Пз Объем жидкости V, см 3 Длина образца L, см Площадь поперечного сечения образца А, см 2 Перепад давления на образце Pвх-Рвых, атм Время прохождения объема жидкости t, c V через образец Значение 0, 895 10 1, 9 2, 83 2 30

Измерение абсолютной проницаемости с использованием газа

Схема установки Конструкция установки, предназначенная для измерения абсолютной газопроницаемости для различных газов, предусматривает наличие источника давления или разряжения, регулятора давления, кернодержателя и измерителей давления и расхода газа

Схема установки Сжатый газ из баллона (1) поступает через редуктор высокого (2) и низкого (3) давлений. Далее газ очищают от паров воды с помощью хлористого кальция (4) и загрязняющей пыли с помощью фильтра (5), измерителями давления служат технические пружинные манометры (7), в качестве расходометра (10) используется градуированная стеклянная трубка.

Выполнение работы 1. Для исследования берется цилиндрический образец диаметром около 30 мм и длиной не менее 25 мм. Штангенциркулем измеряют диаметр и длину образца в пяти сечениях с точностью до 0, 02 см и определяют среднеарифметические величины. 2. Цилиндрический образец помещают в резиновую манжету кернодержателя (8) таким образом, чтобы зазор между боковой поверхностью образца и стенками манжеты был минимальным. 3. Исследования будут проводиться для трех различных газов, с начала по Гелию (Не), потом по Воздуху (О 2+N 2) и Углекислому газу (СО 2) на нескольких депрессиях по каждому. Дальнейшая экстраполяция полученных кривых в бесконечное обратное среднее давление позволит получить эквивалентную гидравлическую проницаемость или проницаемость по жидкости. Сначала подключается баллон с Гелием. Тюм. ГНГУ Саранча А. В.

Выполнение работы 4. Создают давление бокового обжима, обеспечивающее отсутствие проникновения (проскальзывания) газа между образцом и манжетой не выше 2, 5 МПа (оптимальное 1, 3 – 1, 5 МПа) с помощью предусмотренной в аппарате пневмосистемы (9). Давление обжима заносят в таблицу результатов. 5. С помощью редуктора (3) устанавливают рабочий перепад давления, контролируемый манометрами. 100 ºС 6. Измерение расхода газа производится с помощью отсчета времени прохождения мыльного пузыря через определенный объем градуированной трубки (10), установленной на выходе из образца и соединенной с атмосферным давлением. Оптимально одно измерение должно продолжаться около 30 – 90 секунд, что обеспечивает минимальную погрешность замеров. Однако в случае сильно проницаемых или непроницаемых пород временной интервал может быть сдвинут, соответственно, в ту или иную сторону, что должно быть отражено в результирующей таблице.

Выполнение работы 7. Измерение расхода газа через образец выполняются 3 раза при различных перепадах давления в пределах 0, 1 – 0, 2 МПа. По окончанию измерений кран на баллоне (1) закрывают, а баллон отсоединяют. Подключают следующий баллон с Воздухом и повторяют пункты с 4 по 7. После чего проводят эксперимент для Углекислого газа, после чего закрывают все краны на аппаратуре и извлекают образец керна из кернодержателя.

Выполнение работы Для каждого газа и на каждой депрессии определяется коэффициент абсолютной газопроницаемости пород по формуле, которая определяется в соответствии с линейным законом фильтрации Дарси: где k – коэффициент газопроницаемости, м. Д; V – объем газа, прошедшего через образец, см 3; t – время прохождения газа, с; μ – вязкость газа в рабочих условиях, м. Па∙с; ∆Р – перепад давления на образце между входом и выходом; МПа; Ратм – атмосферное давление, 0, 1 МПа; L – длина образца, см; А – площадь поперечного сечения образца, см 2.

Поправка на эффект Клинкенберга Это эффект был открыт Клинкенбергом в 1941 году и назван в его честь. Он заключается в том, что газы, в особенности низкомолекулярные, в отличие от жидкостей, при фильтрации в пористой среде, на границе пористая среда – газ имеют ненулевую скорость. Это приводит к более высоким объемным скоростям потока, так как газ проскальзывает по поверхности зерен. Клинкенбергом было также обнаружено, что чем меньше молекулярная масса газа, чем больше проявляется влияние этого эффекта (больше скорость на границе газ – поровый канал).

Поправка на эффект Клинкенберга Для каждого газа и на каждой депрессии рассчитывается обратное среднее давление по формуле: где Рср =(Рвх+Рвых)/2 – среднее давление эксперимента. Из-за эффекта Клинкенберга измеренные значения проницаемости образцов по газу выше абсолютных значений по жидкости. Клинкенберг обнаружил, что если измерить проницаемость по газу на нескольких давлениях и построить график зависимости проницаемости от обратной величины среднего давления, то экспериментальные точки лягут на прямую. Если эту линию экстраполировать на точку 1/Робр. ср=0 (бесконечное давление), отсекаемый ею на оси ординат отрезок будет представлять собой абсолютную проницаемость, эквивалентную гидравлической проницаемости по жидкости.

Результаты исследования Задание. Рассчитать проницаемость на всех депрессиях для трех газов. По расчетным данным проницаемости и обратного среднего давления построить график зависимости «проницаемость – обратное среднее давление» , на котором путем экстраполяции полученных кривых найти точку kж, которую называют эквивалентной гидравлической проницаемостью или проницаемостью по жидкости Параметры исследований Диаметр образца, см Высота образца, см Площадь поперечного сечения образца, см 2 Атмосферное давление, МПа Давление на выходе из образца, МПа Давление обжима, МПа обозначение D L А= πd 2/4 Ратм Рвых Роб значение 3 2, 5 7, 065 0, 1

Результаты исследования Параметры исследований Молекулярная масса Вязкость при атмосферном температуре 20 ºС, м. Па∙с давлении Гелий, Не 4, 003 и 0, 0196 Газ Воздух, (О 2+N 2) 28, 96 0, 0182 1 эксперимент Время прохождения газа через образец, с 30 30 Объем газа, прошедшего через образец, см 3 200 140 Давление на входе Рвх, МПа 0, 2 Проницаемость, м. Д Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа 2 эксперимент Время прохождения газа через образец, с 30 30 3 Объем газа, прошедшего через образец, см 440 330 Давление на входе Рвх, МПа 0, 3 Проницаемость, м. Д Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа 3 эксперимент Время прохождения газа через образец, с 30 30 3 Объем газа, прошедшего через образец, см 730 560 Давление на входе Рвх, МПа 0, 4 Проницаемость, м. Д Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа Обозначение Проницаемость по жидкости, м. Да kж Углекислый газ, СО 2 44, 01 0, 0144 30 100 0, 2 30 260 0, 3 30 480 0, 4 Значение

Результаты исследования Корректировка проницаемости по жидкости по Задание: Выполните лабораторную работу № 9. газу для получения

Карбонатность горных пород

Карбонатность горных пород Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – Са. СО 3, доломита – Са. СО 3· Мg. СО 3, соды – Na 2 СО 3, поташа – K 2 СО 3, сидерита – Fe. СО 3 и других. Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт. Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом. Са. СО 3 + 2 HCl = Cа. Cl 2 + CO 2↑ + H 2 O По объёму выделившегося газа (CO 2) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (Са. СО 3).

Карбонатность горных пород Задача: Обработать данные эксперимента по определению коэффициента карбонатности горных пород объемным методом на приборе Кларка и определить карбонатность и тип горной породы. Масса навески горной породы мг. 175 Начальный объем жидкости в измеритель ном цилиндре (V 2) мл. 5 Конечный объем жидкости в измерител ьном цилиндре (V 1) мл. 45 Объем соляной кислоты (Vк) мл. Температу ра опытов град С. Барометри ческое давление опыта мм. рт. ст 10 19, 5 766 т при условиях опыта находим по таблице =1, 893 мг/см 3 Объем V выделившегося во время реакции газа равен: V = (V 1 – V 2) – Vк= (45 -5)-10=40 мл. Карбонатность рассчитывается по формуле:

Задача 1 (Ответы) Общий объем образца, см 3 Объем эффективных пор, см 3 Объем несвязанных и изолированных поровых каналов, см 3 Остаточная водонасыщенность, % Определить Абсолютный объем пор, см 3 Абсолютную пористость, % Изолированную пористость, % Эффективную пористость, % Тюм. ГНГУ 15 3 0, 75 6 3, 75 25 5 14 Саранча А. В.

задача № 3 (ответы) Параметры исследований Значение Масса образца до экстрагирования насыщенного нефтью и 50 водой (Мдо экс), г Масса экстрагированного и высушенного образца (Мпосле экс), г 46, 545 Объем воды выделившийся из образца (Vводы), см 3 0, 424 Плотность воды (ρв), г/см 3 1, 04 Плотность нефти (ρн), г/см 3 0, 79 Коэффициент общей пористости (mоб), д. е. 0, 24 Диаметр керна (dк), см 3 Длина керна (hк), см 2, 5 Найти Видимый (кажущейся) объем образца (Vобр), см 3. Объем нефти в образце (Vнефти), см 3. Коэффициент нефтенасыщенности (Sн), д. е. или % Коэффициент водонасыщенности (Sв), д. е. или % 17, 66 3, 82 0, 90 0, 10