1-20_fizplast

14. Физическая сущность явлений адсорбции в нефтегазовых пластах; удельная поверхность и минералогический состав пласта; изотермы сорбции.

Адсорбция - Поглощение поверхностным слоем тела (адсорбентом) газа, жидкостей или растворенных в них веществ. Используется при очистке нефтепродуктов.

Внефтегазовых пластах, в основном, явление адсорбции наблюдается при фильтрации флюида:

Выпадение АСПО; Образование пленочной нефти на поверхности пор;

Образование пленок воды на поверхности гидрофильной породы.

Явление адсорбции наблюдается также в случае применения ПАВ в процессах вытеснения. В результате адсорбции ПАВ, изменяется гидрофильность породы, что положительно сказывается на коэффициенте вытеснения нефти из коллектора.

Втаких случаях наблюдается непрерывное замедление фильтрации со временем полной закупорки поровых каналов. А также, эффект затухания фильтрации нефти исчезает с увеличением перепадов давлений и повышение температуры до 65 С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит размыв образованных ранее слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде. Аналогичные явления наблюдаются в промысловой практике – дебиты скважин уменьшаются вследствие образования в пласте парафиновых отложений. Чтобы улучшить, прогревают призабойную зону или обрабатывают кислотами. Следует отметить, что явление затухания фильтрации со временем не свойственны большинству пластов и скважины эксплуатируются многие годы.

Под удельной поверхностью (Sуд.) горных пород понимают суммарную поверхность всех

еезерен в единице объёма породы или суммарную свободную поверхность частиц в единице объёма (Sуд. = F/V, м2/м3).

Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы, более обобщенно, чем гранулометрический состав. Величина её выражается одним численным значением, а не функцией распределения фракций.

Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости крупнозернистая с относительно небольшой удельной поверхностью, роль молекул жидкости, адсорбированных на поверхности зёрен и защемлённых в углах их контакта невелика. Число молекул жидкости, связанных с породой, соизмеримо мало с числом молекул жидкости, движущийся в порах породы.

Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости тонкозернистая и имеет большую удельную поверхность (например, глины), число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится соизмеримым с числом молекул жидкости, перемещающихся в объёме порового пространства. В этом случае молекулярно-поверхностные силы начинают играть значительную роль

С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Наибольшую удельную поверхность имеют глины. Чем больше мелких частиц пород в гранулярных коллекторах, а следовательно, и мелких пор, тем больше их удельная поверхность.

31

Основные черты строения коллекторов нефти и газа зависят от их происхождения, но происхождение в данном случае — лишь начало, которым обусловливаются многие свойства пород. В формировании коллекторов наряду с происхождением большое значение имеют вторичные процессы, а для терригенных пород, кроме того, их минералогический состав. Образование терригенных осадков схематически представляет собой процесс разрушения земной коры и концентрирование возникших в результате этого обломочных материалов. При этом в обломочные материалы могут входить обломки самой породы, частицы исходных минералов, а также продукты, прошедшие не только механическое дробление, но и химическую перестройку.

В процессе такой дезинтеграции первоначальный минералогический состав материнской породы нарушается, и вновь образованные осадочные породы имеют иной состав.

Минералогический состав пород влияет на их коллекторские свойства через гранулометрический состав, который при прочих равных условиях определяется неодинаковой прочностью минералов.

Изотерма сорбции — представленная графически зависимость концентрации вещества в неподвижной фазе от его концентрации в подвижной при постоянной температуре. Угол наклона изотермы сорбции определяет коэффициент распределения вещества между фазами.

Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта обычно применяют два вида изотерм сорбции — изотерму Лэнгмюра и изотерму Генри. Для первой из них

	A	c
		a bc

где а и b — коэффициенты, определяемые экспериментальным путем.

Вторую изотерму сорбции получаем из первой в том случае, если коэффициент b очень

мал.

A	c
	a
Благодаря		изотерме сорбции рассчитывают распределение водонасыщенности и

концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений.

Однако более просто это определить для поршневого вытеснения нефти водным раствором ПАВ. ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область координата границы сорбировавшегося в пласте ПАВ или фронта сорбции.

32

15. Виды остаточной нефти в заводненных пластах; механизмы капиллярного защемления тяжелых углеводородов.

Выделяют следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1)капиллярно удержанная нефть;

2)нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

3)нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых

водой;

4)нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

5)нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минералами, размером удельной поверхности пород.

Капиллярно удержанная нефть находится в узких порах коллектора, в местах контакта зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных в пористой среде. Капиллярно удержанная нефть находится в порах под влиянием капиллярных сил и ограничивается менисками на поверхности раздела нефть-вода или нефть-газ. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная нефть находится в виде капель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах повидимому содержится в мелких капиллярах в местах контакта зерен.

В природных условиях кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные

ееколичества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.

Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда отдельных составляющих.

В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки.

Капиллярно-защемлённая остаточная нефть.

Разветвлённые капли – ганглии – капли остаточной нефти. Они занимают размеры от размера пор до нескольких десятков и даже сотен размеров пор. 40-200 мкм. Форма капель возможна 3 видов: синглеты (преобладающая), дуплеты, триплеты.

Рассмотрим свойства этого типа нефти.

Эта нефть не представляет из себя сплошной фазы, она прерывиста. Её количество зависит от:

структуры порового пространства, причём, чем более разветвлена структура порового пространства, тем больше капиллярно-защемлённой остаточной нефти.

смачиваемости.

Смачиваемость проявляется преимущественно в гидрофильных пластах. В гидрофобных пластах присутствует иной тип.

Оценка количества капиллярно-защемлённой нефти осуществляется следующими параметрами:

Распределение количества ганглий по размерам; Диапазон размеров капель широк и исчисляется сотнями мкм.

Количественно эффекты защемления характеризуются отношением перепада капиллярного давления к перепаду гидродинамического давления ( Рк/ Рг).

Если мы будем увеличивать гидродинамический перепад, то крупные капли начнут дробиться и интегральная кривая измениться:

33

В результате появится единичный для всех размер – синглет (средний размер пор). Как только все поры раздробятся и займут средний размер пор, произойдёт уменьшение размера капиллярно-защемлённой нефти и, затем, довытеснение.

Рк/ Рг еа Величина, характеризующая отношение перепадов, получила название капиллярного

числа ( еа).

Взависимости от еа мы имеем различные режимы вытеснения капиллярнозащемлённой нефти:

I режим – чисто капиллярный режим образования остаточной нефти. Капиллярные силы полностью контролируют защемление нефти. Гидродинамического перепада недостаточно, чтобы протолкнуть защемлённую нефть в порах. Всё определяется структурой порового пространства и структурой смачиваемости. Так происходит до некоторого критического значения.

II режим - капиллярный напорный режим. Гидродинамического перепада достаточно, чтобы протолкнуть наиболее крупные ганглии нефти и вывести их из системы.

III режим - автомодельный режим. Начиная с некоторого критического значения вся защемлённая нефть вытесняется и остаётся только прочно связанная со скелетом нефть.

Все три режима зависят от отношения капиллярного давления к гидродинамическому. Поведение на месторождении таково:

Вобласти, удалённой от стенки скважины, реализуется I режим. Т.о. область реализации режима зависит от технологии извлечения. В частности, от плотности сетки. Причём, чем больше расстояние между скважинами, тем больше область, где реализуется I режим, следовательно там самая низкая степень вытеснения, т.к. содержание остаточной нефти наибольшее. Сгущая сетку, можно доизвлечь нефть. Но можно взять и горизонтальную скважину или произвести гидроразрыв.

Также, можно заменить нагнетательные скважины эксплуатационными и таким образом заменить действующий градиент давления.

Действующий градиент давления можно изменить форсированным отбором жидкости. При этом часть защемлённой нефти увлекается на вытеснение.

Но, начиная с определённого градиента, пласт разрушается, идёт деформация. Зато мы можем изменять Рк. Для этого, например, в пласт закачиваются ПАВ, различные мицеллярные растворы.

Среднее значение капиллярно-защемлённой нефти составляет 30-40%. Если общее нефтенасыщение колеблется от 90 до 40%, то можно видеть, что количество данного типа остаточной нефти значительно. Поэтому ищутся различные подходы к её извлечению.

Академик Дерягин, изучая свойства жидкости в маленьких капиллярах, где толщина соизмерима с радиусом, обнаружил аномальные явления. Например, вода, помещённая в такой маленький капилляр, приобретает такие свойства, как замерзание при температурах, отличных

от 0 , изменяют также плотность и вязкость. Что касается свойств нефти, они меняются ещё сильнее.

34

16. Физические принципы повышения нефтеотдачи пластов; основные свойства пласта и пластовых жидкостей, используемые при повышении нефтеотдачи пласта.

При вытеснении нефти водой из модели пласта поступает сначала чистая нефть, а затем нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно безводной и водной.

Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физ.-хим. взаимодействие воды с породой и нефтью.

Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ. Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения порового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.). Вода лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому необходимо создавать искусственный или использовать естественный водонапорный режим вытеснения. Эффективность заводнения повышается при добавлении в нагнетаемую воду спец веществ, улучшающих ее нефтевытесняющие свойства. Т. к. маловязкие нефти лучше вытесняются из пласта, некоторые МУН основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пласт нефти. Бензин и жидкий пропан способны удалять из пористой среды практически всю нефть (нагнетение в пласт сжиженных газов). Явление + тяжелых УВ в газовой среде высокого давления используют для разработки методов уменьшения остаточной нефтенасыщенности путем искусственного перевода части нефтянных фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления. Также применяются: нагнетание в пласт загущенных вод, вытеснение нефти пенами, стабилизированными ПАВ, внутрипластовое горение нефти и др. изучаются также: электрические, ультразвуковые, вибрационные способы воздействия.

35

17. Неоднородность нефтегазовых пластов; структурнолитологическая и фазовая неоднородность пласта.

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности макронеоднородность и микронеоднородность.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов обычно в разном количестве на различных участках залежей вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостнофильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. 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.

Изучение микронеоднородности позволяет:

определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;

прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом;

оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.

Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же пласта так же не всегда остаются постоянными. Изменение свойств нефти зависит, в основном, от глубины залегания пласта. В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевыми водами, плотность нефти и количество смол увеличиваются с глубиной залегания. Плотность нефти увеличивается от свода к крыльям залежи. В сводовой части залежи всегда больше газа. Ближе к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что увеличивает плотность нефти в приконтурных зонах.

36

Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объёма нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объёмный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.

Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно на 2 %, чем в крыльях. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях.

Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения светового потока (колориметрические свойства нефти) зависят от содержания асфальтосмолистых веществ. Вместе с изменением содержания последних, в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее параметров. Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин, оценивать продуктивность отдельных пропластков

37

18. Волновые процессы в нефтегазовых пластах; параметры, влияющие на эффективность передачи волновой энергии.

Под влиянием вибраторов, работающих в скважине, в пласте распространяются продольные и поперечные упругие волны. Первый вид волн характеризуется продольным распространением в несцементированной породе и жидкой среде деформации попеременно объемного сжатия и растяжения. В твердых телах вибраторы вызывают поперечные деформации сдвига - в виде поперечных упругих волн.

Несцементированные пески обладают слабым внутренним трением и оказывают небольшое сопротивление сдвиговым усилиям. Поэтому в них, как и в жидкой среде, возникают только продольные волны. Скорость распространения упругих волн практически не зависит от их частоты. С ростом модуля Юнга Е скорости продольных и поперечных волн увеличиваются. Возрастание коэффициента Пуассона сопровождается ростом скорости продольных волн и уменьшением скорости поперечных. Поэтому скорость упругих волн в пористых породах значительно меньше, чем в плотных. Интенсивность упругих волн по мере их распространения в пласте уменьшается вследствие рассеивания их энергии в разных направлениях в зонах неоднородного строения и расхода на преодоление сил трения частиц в процессе деформации пород.

Амплитуда упругих колебаний А=А0е-Θх, где А-текущая амплитуда колебаний, А0- начальная амплитуда колебаний, Θ-коэффициент поглощения, расстояние от источника излучения.

Коэффициент поглощения зависит от упругих характеристик породы и частоты колебаний. С увеличением пористости пород Θ возрастает.

Произведение плотности пород на скорость упругой волны принято называть удельным волновым сопротивлением z = ρν (удельным акустическим импедансом). Эта величина связана со способностью материала горных пород отражать и преломлять упругие волны.

Отражение и преломление волн при возбуждении колебательных процессов в скважинах наблюдаются при переходе упругой волны из жидкой среды, заполняющей скважину, в пласт и далее на границах пористых сред с различными акустическими свойствами. Коэффициентом отражения принято называть отношение Кот≈ Эо/Эп, где Эп и Э0 - соответственно энергия падающей и отраженной волн. С увеличением разницы в волновых сопротивлениях двух сред z1 и z2 возрастает в коэффициент отражения

Кот={(z1-z2)/(z1+z2)}2

Волновые свойства нефтегазовых пластов.

Упругие колебания – процесс распространения в породе знакопеременных упругих деформаций.

v2 2U= 2U/ t2,

где v – скорость распространения упругих колебаний, U – упругое смещение.

По частоте упругие колебания подразделяются на:

	инфразвуковые	до 20Гц;
	гиперзвуковые	> 1010Гц;
	звуковые	от 20 до 20000 Гц;

ультразвуковые >20000Гц; Эти колебания, как и сейсмический диапазон частот, используются в нефтегазовом деле.

Сейсмические колебания быстро затухают, но распространяются на длительное расстояние от центра.

38

Деформации бывают продольные поперечные и сдвиговые, в соответствии с этим, волны делятся на:

продольные – характеризуются продольными деформациями попеременного сжатия и растяжения (свойственны газу, воде, нефти и др.)

поперечные – связаны с деформацией сдвига (характерны для твёрдой фазы, т.к. для жидкостей и газов сопротивления сдвигу не существует).

Оба типа волн распространяются по всему объёму пласта и поэтому называются объёмными.

Кроме объёмных волн, существуют волны, связанные с поверхностями раздела – это поверхностные волны. В них движения частиц происходят неравномерно и по разным направлениям.

Если движение происходит в горизонтальной плоскости, то образуются волны, именуемые волнами Лява. Эти поверхностные волны присущи только для твёрдых тел.

Для горных пород, если известны коэффициенты, такие как модуль Юнга и коэффициент Пуассона: vр= 3(1- )/( (1+ )) - (продольные)

где - коэффициент сжимаемости,

- плотность

vS= 3(1-2 )/(2 (1+ ))= G/ - (поперечные)

где G – модуль сдвига, - плотность.

Скорость распространения волны зависит от упругих ссвойств пласта. Параметры зависимости скорости распространения упругих волн:

Коэффициент пористости (посмотреть через зависимость упругих свойств от пористости) Зависимость от минерального состава На скорости в таких породах, как песчаник, известняк и т.п., оказывает влияние

пористость, а не минералы.

Интервальное время – время, в течение которого волна проходит определённый интервал. Оно выражается следующим образом:

=1/v

Важным обстоятельством является то, что скорость распространения волны не зависит от частоты. Но от частоты зависят затухания волны (амплитуда со временем затухает по мере удаления от источника).

Затухание обусловлено:

Поглощением части волновой энергии породой и трансформацией этой энергии в тепло;

Рассеянием акустической энергии на элементах фрагментарности (границах зёрен,

порах) в различных направлениях.

Для продольных и поперечных волн зависимости от характера насыщения различны и претерпевают инверсию.

Это происходит по следующим причинам:

Проникновение продольных и поперечных волн в пласт различно;

Содержание глины в пласте оказывает существенную роль;

С ростом коэффициента глинистости растёт коэффициент поглощения.

Влияет трещиноватость.

Вывод: поперечные волны более чувствительны к неоднородности пласта.

Слоистое строение нефтегазового пласта приводит к различию скоростей упругих волн при прохождении вдоль и поперёк пласта, причём vII>v .

Также оказывают влияние такие факторы как:

39

Размер зёрен (чем больше объём, тем выше соотношение d60/d10, тем ниже скорость; для тонкозернистых пород скорость выше)

Рыхлые породы практически слабо оказывают сопротивление сдвигу vр>vs. Вид пористости: гранулярные, трещинные или трещинно-кавернозные.

Пласт, на который производят воздействие имеет собственные частоты, которые имеют минимальные коэффициенты поглощения.

На частотах w: 7, 12, 15, 25 Гц – возникает эффективная энергия воздействия на пласт. Эта энергия передаётся на километры.

Если энергия передаётся с поверхности, то, подбирая коэффициенты поглощения (w), можно подобрать минимальную потерю энергии.

40