- •1. Коллекторские свойства горных пород
- •1.1 Классификация горных пород по происхождению
- •1.2 Гранулометрический состав пород
- •1.3 Пористость горных пород
- •1.4 Проницаемость горных пород
- •1.6 Распределение пор по размерам
- •1.7 Удельная поверхность
- •Нефте-, газо-, водонасыщенность горных пород
- •Методы определения количества остаточной воды
- •Влияние свойств поверхности на количество остаточной воды
- •Физико-механические свойства горных пород
- •Для упрощения формулы (6) и (7) запишем с другими постоянными в виде
- •Свойства пластовых жидкостей
- •1. Физическое состояние нефти и газа при различных условиях
- •Лекция 8 Растворимость газов в нефти
- •Давление насыщения нефти газом
- •Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •Плотность пластовой нефти
- •Вязкость пластовой нефти
- •Термодинамические свойства газов и нефтегазовых смесей
- •Лекция 10 Фазовые состояния углеводородных систем
- •Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Схемы фазовых превращений однокомпонентных систем
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •Влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •Фазовое состояние системы нефть - газ при различных давлениях и температурах
- •Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазового равновесия
- •Определение давления схождения констант фазового равновесия углеводородных смесей
- •2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания.
- •4. Кинетический гистерезис смачивания.
- •5. Свойства поверхностных слоев
- •6. Методы измерения поверхностного натяжения
- •7. Методы измерения угла смачивания
- •Лекция 12
- •1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи.
- •2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона Дарси.
- •3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •5. Общая схема вытеснения нефти водой и газом
- •6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежей
- •7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой
- •8. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •9. Факторы, влияющие на нефтеотдачу пласта при использовании энергии газовой шапки и газа, выделяющегося из нефти
- •Повышение нефтеотдачи пластов
- •1. Методы увеличения извлекаемых запасов
- •2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •4. Щелочное заводнение
- •5. Полимерное заводнение
- •6. Применение углекислоты для увеличения нефтеотдачи пластов
- •7. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •8. Вытеснение нефти из пласта растворителями
- •9. Вытеснение нефти газом высокого давления
- •Лекция 14 моделирование пластовых процессов
- •1. Использование лабораторных исследований
- •3. Условия подобия при моделировании двухфазной фильтрации
- •4. Приближенное моделирование
4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
Вследствие адиабатического расширения жидкостей и газов при прохождении через пористые среды и влияния дроссельного процесса наблюдаются термические эффекты.
Адиабатическое расширение жидкостей и газов, сопровождающееся понижением температуры, значительно влияет на температурные изменения внутри пласта и в призабойной зоне действующих скважин из-за большой теплоемкости горных пород. При этом интенсивность изменения температуры характеризуется величиной коэффициента Джоуля-Томсона, который представляет собой частную производную от температуры по давлению при постоянной энтальпии
Величина температурных изменений при фильтрации через пористые среды жидкостей и газов зависит от перепада давлений между пластом и забоем и определяется как
где Рп и Рз - пластовое и забойное давление.
Величина интегрального коэффициента () для нефти изменяется от 0,4 до 0,6 С/МПа, для воды - 0,235 С/МПа. Повышение температуры нефтей при дроссельном процессе достигает 5-6 С на 10 МПа депресси. Для углеводородных газов величина дифференциального коэффициента изменяется в пределах от -3 до -6 С/МПа.
Дроссельный эффект используется в промысловой практике для установления зон притока пластовых жидкостей. При поступлении нефти и воды наблюдается разогрев работающего интервала, а при поступлении газа - охлаждение.
5. Общая схема вытеснения нефти водой и газом
В природных условиях наиболее распространены залежи с напорными режимами. Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами- краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или нагнетаемым с поверхности. Нефть и вытесняющий агент движутся в пористой среде одновременно. Однако полного вытеснения нефти никогда не происходит, т.к. ни газ ни вода не действуют на нефть словно поршни. Вследствие неоднородности каналов фильтрации менее вязкие жидкости всегда опережают более вязкие. Перемещение нефти и воды или газа в пористой среде представляет собой крайне неравномерный процесс, когда в отдельных каналах фильтрации движение то происходит, то прекращается, то вообще может произойти изменение направления движения. Характер движения пластовых жидкостей описывается зависимостями относительных фазовых проницаемостей, являющихся функцией объема движущихся фаз, структуры каналов фильтрации и свойств их поверхности.
6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежей
Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной нефтенасыщенностью отнесенную к начальной. В лабораторных условиях измеряется коэффициент нефтевытеснения, который характеризует потенциальные возможности исследуемой системы при условии полного охвата процессом заводнения всей залежи, чего на самом деле никогда не происходит. Если коэффициент вытеснения нефти в лабораторных условиях может достигать 0,6-0,8 то коэффициент нефтеотдачи редко превышает 0,3-0,4.
Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшая ее величина отмечается при вытеснении нефти водой. В залежах с активным напором пластовых вод и характеризующихся простым геологическим строением и высокими коллекторскими характеристиками нефтеотдача может достигать 0,6. Примером могут служить залежи в терригенном девоне на территории Башкирии, где в условиях естественного водонапорного режима без какого-либо поддержания пластового давления конечная нефтеотдача некоторых объектов разработки близка к 0,6. То же можно ожидать и на Архангельском месторождении в Удмуртии.
На величину нефтеотдачи влияют многочисленные факторы. Среди основных геологическая макро- и микронеоднородность, смачиваемость поверхности, свойства пластовых жидкостей и вытесняющих агентов. Поскольку процесс нефтедобычи, как правило, управляем, технологию заводнения можно улучшить выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти. При этом огромное значение имеет квалификация специалистов, проектирующих систему разработки, т.е. расположение скважин, уровни добычи, способы поддержания пластового давления. Все расчеты должны основываться на лабораторных экспериментах, способных дать ответы на большинство вопросов.