Места встречи пластовых флюидов Первичная нефть или газ

Места встречи пластовых флюидов Первичная нефть или газ в месте образования. Состояние не известно. Вторичная нефть или газ на путях миграции – всплывающая струя. Нефтяная или газовая залежь – большое скопление на границе пород. Залежи Характер контакта Название вод Внутренние воды – скопления внутри продуктивных пластов. По всему периметру Остаточные воды – физически связанные рассеянные (стыковые, подвешенные капиллярные и и др. ). Подошвенные воды под ВНК или ГВК неполнопластовых (водоплавающих) залежей. С одной стороны Контурные воды под ВНК или ГВК (между внешним и внутренним кон турами) полнопластовых залежей.

Отсутствует Законтурные расположены за пределами внешнего контура продук тивности данного пласта, Краевые законтурные воды, залегающие вдали от контура продуктивности. Верхние воды – выше залежи Нижние воды ниже залежи

Гетерогенные процессы Общие особенности , 1. На поверхности раздела. 2. В поле действия трех сил: адсорбционных, электростатических и гидродинамических: a) Ван дер ваальсовы силы (Сорбция , физическая и химическая адсорбция, физическая абсорбция и десорбция). b) Электростатические силы (знак и величина заряда). c) Гидродинамические силы (скорость фильтрации) 3. Скорость процесса определяется: • площадью поверхности раздела и • скоростью потока через поверхность раздела – поступление реагентов раствора к поверхности раздела; – их взаимодействие с посторонней средой; – удаление продуктов реакции в раствор. 4. Гетерогенное равновесие – равенство скоростей массообмена ↔. Равенство не концентраций, а парциальных давлений или термодинамических концентраций:

5. Две основные системы гетерогенного взаимодействия: а подземная вода вмещающие породы • ионы, • хорошо взаимодействуют и растворяются, • вне воды образуют минералы, • процессы: гидратация, гидролиз, ионный обмен, диссоциация, ассоциация и комплексообразование. б подземная вода гидрофобные растворы • неполярные соединения, • плохо взаимодействуют и растворяются, • вне воды подземный газ или флюид, • физическая абсорбция и десорбция. Физическое взаимодействие флюидов на границе раздела (массообмен отсутствует) Химическое взаимодействие флюидов – массообмен через границу раздела.

Физическое взаимодействие Когезия силы внутренних межмолекулярных связей в подземных флюидах, действует во всем их объеме. Самые большие в воде, слабее в нефтях и очень слабые в подземных газах. Адгезия характеризует взаимодействие разных сред на границе раздела. Зависит от характера взаимодействующих сред и их состава. Гравитационные силы зависят от плотности сред: тяжелые выталкивают легкие. Взаимодействие подземных флюидов зависит от их любви к породе: литофилы или литофобы

угол смачивания (краевой угол), градусы; пж поверхностное (межфазовое) натяжение на границе жидкости с породой (Н м 1); пг поверхностное натяжение породы (Н м 1); жг поверхностное натяжение жидкости (Н м 1) Поверхностное натяжение: вода-газ 30 72 дин см 1 (30 10 3 72 10 3 Н м 1), вода-нефть 5 35 дин см 1 (5 10 3 35 10 3 Н м 1) углеводородные газы-нефть не более 2 дин см 1 (менее 2 10 3 Н м 1). воздух – нефть = 26 дин см 1 ( 26 10 3 Н м 1) вода-порода – низкое и зависит от состава породы. газ или нефть –порода кто первый занял место

. , Поверхностное натяжение нефти Эмпирическое правило Антонова: межфазное натяжение двух жидкостей sав определяется соотношением sав=sа sв, где sа и sв поверхностное натяжение контактирующих жидкостей на границе с их паром (с воздухом). Таким образом, если sа и sв изменяется от температуры и давления примерно одинаково, то sав мало зависит от РТ условий. Повышение температуры сопровождается ухудшением растворимости газа и увеличением коэффициента сжимаемости нефти. Поэтому ее поверхностное натяжение на границе с водой с повышением температуры должно уменьшаться. Sав зависит от ориентацией молекул на поверхности раздела фаз (например, с собственным паром), а также от присутствия даже ничтожных количеств третьего компонента. Работа адгезии: Уравнение Джирифалько и Гуда: где Ф – параметр взаимодействия контактирующих фаз.

Влияние температуры и давления на повехностное натяжение. Контакт нефть -газ Рост давления действует на растворимость газа в противоположном направлении и поэтому не следует ожидать больших изменений поверхностного натяжения для контакта нефть вода при одновременном возрастании давления и температуры и в случае газонасыщенных нефти и воды.

Контакт нефть – газ: st=s 0 × (1 gt),

Зависимость поверхностного натяжения от плотности смолистых нефтей (от содержания смол)

Одна среда Гравитационная (свободная) вода Гигроскопическая, или адсорбированная ("квазитвердая") плотностью Две среды 1, 84 г см 3, температура замерзания падает до 78 o (Физически Пленочная или осмотическая удерживаемая силами адсорбции на связанная) некотором удалении от скелета. Капиллярная вода –вода хрупкого равновесия трех сил: когезии, адгезии Три среды и гравитации.

Pк=hк g, R радиус кривизны мениска (см или м), r радиус капилляра (см или м), в поверхностное натяжение воды (кг с 2 или Н м 1), угол между мениском и стенкой капилляра

Водо-нефтяной контакт переходная Литофобные зона от воды к нефти. нефть или газ В проницаемых песчаниках ее мощность n∙ 10 1 м. В мелкозернистых песчаниках до 6 8 м. или нефть Литофильная вода

Пендулярное остаточное насыщение смачивающегофлюида → Инсулярное остаточное насыщение несмачивающего флюида

Поверхностное натяжение на границе нефть газ зависит от термодинамических условий и при высоких температурах и давлениях, на глубинах 2000 3000 м, снижается до нескольких дин/см. Это означает, что переходная зона нефть газ имеет небольшую мощность. На контакте нефть вода поверхностное натяжение зависит от термодинамических условий в значительно меньшей степени и определяется содержанием полярных компонент в нефти и величиной р. Н пластовых вод. В зависимости от свойств контактирующих нефти и воды наиболее вероятные пределы изменения поверхностного натяжения 30 10 дин/см, а на контакте с нещелочными водами 30 20 дин/см.

Контакт нефть-вода

Коэффициенты пересчета капиллярных давлений, измеренных в лабораторных условиях, к пластовым. • К=Ркпл/Рклаб = пл/ лаб, где σпл и σлаб поверхностное натяжения на границе флюидов для пластовых и лабораторные условий; Предполагают независимой от условий измерений насыщенность и среднюю кривизну поверхности раздела фаз (cos θ 12). Ссылка Рклаб/Ркпласт Дж Амикс с соавторами [ ] 0. 33 C. Д. Пирсон [ ] 0. 375 Фирма Core Laboratory (проспект1991 г) 0. 361 Ю. Я. Большаков [ ] 0. 29 -36

Фильтрационные свойства Расход воды Q=VS Скорость действительная Скорость объемная или фиктивная V объемная скорость фильтрации, которую обычно назы ваю просто скоростью фильтрации (см 1); с Q расход флюида (см 3 с 1); 2 S площадь поперечного потоку сечения по роды (см); d. P/d. L градиент давления (Па см 1); коэффициент динамической вязкости (Па с); Kп коэффициент пропорциональности

1 Дарси = проницаемость любого однородного флюида при полном насыщении породы при вязкостью 1 Па с (0, 01 дин с см 2), при градиенте давления в 1 Па м 1 при скорость фильтрации 10 9 см∙с 1 (10 12 м с 1). Скорость фильтрации зависит от: 1 Дарси = 9, 87 10 11 м 2 или 9, 87 10 9 см 2. Свойств породы: проницаемость и Породы Kп дарси пористость. хорошо проницаемые > 0, 1 Свойств воды: плотность и вязкость. слабо проницаемые от 0, 01 до 0, 1 Градиента напора. плохо проницаемые < 0, 01 дарси

Кинематическая вязкость: Динамическая вязкость Газовые компоненты 0, 0182 0, 02 м. Па·с Воды 1, 002 1, 6 м. Па·с Нефтей, как правило, менее 200 м. Па·с. В пластовых условиях находятся в интервале 0, 4 1000 м. Па·с. При вязкости более 1000 м. Па·с жидкости фактически неподвижны. Жидкость (o. C) с. Ст (мм 2·с 1) Беназин а Бензин б Бензин с Бензол Вода нефть 48 o API нефть 40 o API нефть 32, 6 o API Асфальт 15, 6 20 20 15, 6 25 0, 88 0, 64 0, 46 0, 74 1, 0038 3, 8 9, 7 23, 2 159 324

Проницаемость эффективная или фазовая Проницаемость относительная

Угол установившийся после растекания капли – угол натекания (наступающий краевой угол) θнаст. Угол установившийся после сокращения капли – угол отекания (отступающий угол) θотст. Обычно θнаст > θотст. Разность между θнаст и θотст – порядковый гистерезис. Кроме адгезии и когезии присутствует сила ψ (в м. Н/м) похожая на силу трения. При наступлении эта сила равна ψнаст, при отступлении – ψотст Сила ψ включает силы статического (начала движения) и динамическое ( скольжения) трения. Причиной является шереховатость и гетерогенность поверхности.

Две фильтрации: Несмачивающая вытесняет смачивающую жидкость: кривая дренажа (осушения); Смачивающая вытесняет несмачивающую: кривой поглощения (смачивания). Разность между этими кривыми гистерезис смачивания.

Гравитационные силы Распределяют пластовые флюиды в зависимости от их плотности: • подземный газ , • подвижные гидрофобные жидкости и • неподвижное органическое вещество. Подвижные гидрофобные жидкости и неподвижное органическое вещество. Гидрофобные жидкости – жидкие растворы неполярных плохо растворимых в воде органических соединений. Подвижны относительно пород и воды. Вязкость от 0, 012 0, 55 см 2/с и выше. Плотность 0, 7 2, 0 г·см 3