1-20_fizplast

Параметры трещиноватости находятся также по керновому материалу и по шлифам. Параметры трещиноватых пород подсчитываются по следующим формулам: т = А*(b3l/F), mt = bl/F, P=l/F.

Здесь т- трещинная проницаемость, мкм2; А – численный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе; l- протяженность трещин в шлифе, см; F –площадь шлифа, см2; mt = трещинная пористость, доли единицы; Р – поверхностная плотность трещин.

Для этой цели используют также геологические, геофизические и гидродинамические методы.

При геологических методах получают достоверные сведения о плотности трещин и их ориентированности по данным исследования трещиноватости пород в их обнажениях на дневной поверхности, а также в шахтах и других горных выработках. Раскрытость же поверхностных трещих подвержена влиянию эрозии.

Геофизические методы исследования трещиноватых коллекторов основаны на зависимости свойств потенциальных полей (электрических, гравитационных, упругих и т.д.) от параметров трещиноватости. Эти методы находятся на стадии развития и становления. Все более широко применяют гидродинамические методы, основанные на использовании результатов исследования скважин. Показатели работы скважин (зависимость дебита от забойного давления, скорость восстановления давления в остановленной скважине и т.д.) зависят от параметров трещиноватости коллектора.

11

6.Деформация нефтегазового пласта; физическая сущность; коэффициенты и способы их определения.

Деформации бывают: линейные и объемные, упругие и пластичные.

Упругие характеристики – упругость, пластичность, прочность на сжатие и разрыв и др. Большая часть г/п выдерживает высокие нагрузки при всестороннем сжатии. Значительно

меньшие разрушение напряжения при изгибе и растяжении.	Если нагружение и
разгрузка г/п происходит в короткий промежуток времени,	при значит диапазоне

напряжений справедлив закон Гука. Если сжимающая нагрузка, составляющая иногда 1015% от разрущающей (т. е. не превышающей предел упругости), действует длительно, в породах могут возникать явление ползучести с образованием остаточных деформаций. В отличии от явления ползучести пластичная деформации происходят при быстром нагружении пород за пределами их упругости. Явления ползучести и пластической деформации способствует частичной разгрузке продуктивных пластов призабойной зоны от воздействия горного Р – вследствие — «течения» части пород в скважину при ее строительстве под влиянием высоких нагрузок в вертикальном направлении. Поэтому давление ГРП часто оказывается значит ниже горного (до 20-40%). Со снижением пластового Р, эффективное напряжение возрастает и поэтому уменьшается объем пор вследствие упругого расширения зерен, их переукладки и более плотной упаковки. Вначале происходят упругие деформации, а при значительном снижении пластового Р, возможны остаточные деформации пород, которые не восстанавливаются в полной мере даже в процессе заводнения залежи и при увеличении Р , пластового до первоначального.

Так как большинство м/р разрабатывается заводнением, то		значительного снижения Р
пластового не происходит.	Поэтому в большинстве	случаев возникают процессы

упругих деформаций пористых сред. Расширяющиеся при этом г/п и пластовые жидкости находящиеся в зоне пластового Р, обладают упругим запасом, равным сумме объемов расширения пород и пластовых жидкостей.

Количественно упругие изменения объема пор оценивают коэффициентом объемной упругости пласта. βс=(1/V)*(dVпор/dP), где V - объем образца породы; dVпор - изменения V пор при уменьшении или увеличении Р пластового на dP. Значение βс зависит от состава, строения и свойств г/п, а также от Р (сжимаемость сокращается с ростом P). При изменении Р, изменяется и объем жидкости, коэффициент сжимаемости которой (βж характеризуется соотношением βж=(1/V)*(dV/dP), где V - V жидкости; dV - изменение объема ж-ти при изменении Р на dP.

Коэффициент сжимаемости нефтей βн, зависит от количества растворенного газа и изменяется в пределах (4 - 140)*10-10 Па-1. Для учета суммарной сжимаемости пор и жидкостей введен комплексный параметркоэффициент упругоемкости β;

ββ βж.

Породы, залегающие в недрах земли, находятся под влиянием горного давления. Горное давление – механические силы, которые действуют в пласте как в его

природном состоянии, так и в техногенном изменении пласта.

В результате действия на породу комплекса сил (веса вышележащих пород, тектонических сил, напора подземных вод, тепловых и электрических полей) порода может находиться в общем случае в условиях сложного напряжённого состояния, характеризующегося тем, что результирующие векторы напряжений не перпендикулярны поверхностям воздействия.

Все вышеназванные силы обуславливают горное давление, т.е.

Рг= fi,

12

где fi – силы, действующие на пласт. Рассмотрим реальный пласт:

Н	Р= g Н, dР= g dr

Под действие сил на поверхность в пласте возникнут напряжения: =dF/dS. Напряжение – реакция пласта на приложенную нагрузку.

Выберем из массива породы эллипсоидный элемент и рассмотрим реакции:

Если напряжения действуют в одном направлении, то мы получим одноосное напряжённое состояние.

Если напряжения действуют в плоскости в разных направлениях, мы получим плоское напряжённое состояние.

Если у нас происходит изменение напряжения в объёме, возникает объёмное напряжённое состояние.

При реализации эксперимента модель даёт нам одноосное напряжение, тогда как в пласте объёмное напряжённое состояние.

В зависимости от того, как действует напряжение, оно подразделяется на:

					Нормальное ( )			Касательное ( )
	z
	z
	zу				zх
	хz
	уz				х х
	ух ху
	у
	z
	х		ху хz
	Sij			ух у		уz	= Рik,
	zх			zу z

где - главное (нормальное) напряжение, Рik – совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i k.

Напряжённое состояние приводит к тому, что пласт подвергается деформации. Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений. Напряжения можно подразделить на:

первичные – напряжения, связанные с образованием пласта;

вторичные – напряжения, связанные с деятельностью человека.

Напряжённое состояние может меняться с изменением температуры, электрического, магнитного поля пласта и других факторов.

Деформация зависит от вида напряжённого состояния, т.о. можно выделить: линейные деформации; сдвиговые деформации; объёмные

13

деформации.

Вслучае линейной деформации можно записать относительно продольную

деформацию: = 1/1. Нормальные составляющие напряжения обычно		вызывают
деформации сжатия или растяжения х, у, z.
Касательные напряжения вызывают деформации сдвига ху,	уz, хz	(деформация

сдвига обычно измеряется углами сдвига, т.к. из-за малости их величины tg = ).

Суммарная деформация ху, уz, хz – величина, на которую уменьшается прямой угол между соответствующими гранями выбранного нами из массива пласта куба в результате сдвига.

Деформации удлинения и сдвига можно разложить на составляющие по осям координат и на их основе написать тензор деформаций:

х 1/2 ху 1/2 хz [Тд]= 1/2 ух у 1/2 уz

1/2 zх 1/2 zу z

Типичные графики зависимости ( ) выглядят следующим образом: Упруго-хрупкий тип деформации

Упруго-пластичный тип деформации Пластичный тип деформации

Для пород, слагающих пласты, нарушается закон Гука:

V/V=(3 (1 - 2 )/Е )р,

р=( х+ у+ z)/3

Рассмотрим фиктивную модель пористой среды:

V0= 3 D3

Под воздействием давления пористая среда начинает деформироваться.

V= 3 (D- 1)3 3 D3 - 3 3 D3 1,1=(3 F (1 - 2)/(D1/2 Е))2/3,

где F – сосредоточенная сила, возникающая на контактах шаров. - коэффициент Пуассона.

При этом напряжение можно рассчитать по следующей формуле:

Р= 2 F/( 2 D2)=F/D2,

где D – диаметр шара.

Теперь рассмотрим объёмную деформацию.

Относительное изменение объёма упаковки из шаров можно записать следующим образом:

V/V=-3 [3 (1 - 2тв)/Етв]2/3 Р2/3.

Модуль объёмного (всестороннего) сжатия, или коэффициент сжимаемости породы, выражает связь между давлением и относительным изменение объёма материала:

(р)=1/V (dV/dр)=2 [3 (1 - тв2)/Е)2/3 Р-1/3

Можно видеть, что зависимость деформаций от напряжений нелинейная.

Для описания изменения горных пород используются понятия деформационных сред. Деформация в многофазной среде связана с деформацией всего пласта и пор. Vпл=Vск=Vп+Vтв

При изменении и пластового давления происходит изменение Vп и Vтв:

-dV/V= ск d + тв dр,

где - напряжение.

14

-dVп/Vп= п d + тв dр -dVтв/Vтв=(1/(1-kп)) тв d + тв dр

15

7. Физика процессов вытеснения нефти и газа водой, обобщенный закон Дарси. Функции относительных фазовых проницаемостей, характеристика и способы определения.

В процессе разработки нефтяный и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей – совместное движение нефти, воды и газа, воды и нефти, нефти и газа или только нефти либо газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды в зависимости от количественного и качественного состава фаз будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость – свойство породы, и она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюида с породой.

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорцианальна динамической вязкости:

		Q	k	P	,
		F		L

Где - скорость линейной фильтрации; Q – объемный расход жидкости в единицу времени; F – площадь фильтрации; - динамическая вязкость жидкости; р – перепад давлений; L – длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется

коэффициентом пропорциональности k, который называют коэффициентом проницаемости.

k Q L .pF

При измерении проницаемости пород по газу в формулу следует подставлять средний расход газа в условиях образца:

k Qг г L ,pF

Где Qг – объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца. Среднее давление по длине керна:

p p1 p2 , 2

16

Где P1 и P2 – давление газа на входе в образец и на выходе из него соответственно. Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит

изотермически по законам идеального газа, используя закон Бойля-Мариотта, получим

k	2Q p L					.
			0 0		г
	( p	2	p	2	)F
	1		2

Здесь Q0 – расход газа при атмосферном давлении p0.

Физический смысл размерности k (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

При определении проницаемости образца при радиальной фильтрации жидкости и газа, т.е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину, образец породы имеет вид цилиндра с отверстием в осевом направлении - «скважиной». Фильтрация в нем происходит в радиальном направлении от наружной поверхности к внутренней.

Фазовая проницаемость определяется в основном степенью насыщенности пор разными фазами

Относительная фазовая проницаемость.

fн=kн/kа fв=kв/kа

Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается.

Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом:

kпф=kп kн.н. kвф=kп (1 – kн.н.)

Они зависят от степени нефтенасыщенности:

kн.н.=1 – kв(Sв)

Фазовая проницаемость зависит от степени водонасыщенности:

fв= (Sв)

Каждая фаза движется по своей системе пор и не влияет на другую.

Условия совместной фильтрации.

S – точка, где вода теряет свою сплошность

(fн+fв)1

(образуются капли). В ней минимальная насыщенность

водой. Проницаемость от 0 до S равна 0.

Начиная с S водяная фаза преодолевает порог

перколяции, образуя фазу.

S* - точка, где нефть/газ перестаёт двигаться. В ней максимальная водонасыщенность. Нефть в объёме пор находится в связанном состоянии.

Sос=(1-S*) – характеризует долю нефти/газа, которые неподвижны – остаточная нефтенасыщенность.

В обоих случаях f 1.

0 – точка равенства проницаемостей по нефти и по воде.

Факторы, влияющие на фазовую проницаемость: 1. геометрия структуры пор 2. градиент давления

3. характер смачивания пористой среды данной фазы

17

Чем сложнее конфигурация пор, тем сильнее выражена сила сопротивления. Фазовые проницаемости трещинной среды выглядят следующим образом:

Обнаружено, что наибольшее влияние имеет изменение структуры пор по воде, затем по нефти и ещё меньше по газу.

Фазовые проницаемости зависят от степени смачиваемости.

Для гидрофобного пласта «0» сдвигается в сторону уменьшения водонасыщенности.

– гидрофобный пласт

– гидрофильный пласт

Для гидрофобных пластов фазовая проницаемость по воде выше, чем для гидрофильных, следовательно: не следует заводнять гидрофобные пласты (они лучше проводят воду). В них присутствует эффект смазки. Жидкость встречает меньше сопротивления, т.к. поверхность не оказывает влияния на движение.

Целесообразнее рассматривать нормированные фазовые проницаемости. kф(S)/kфf(S) kф/kо=kоf(S)

1 f(S) f(S*)

fн,в

S S*

Чтобы рассматривать насыщенность только в области, где существуют обе фазы, берут приведённую насыщенность.

=(Sв–S)/(1–S–(1-S*))=(Sв-S)/(S*-S)

Нормированные фазовые проницаемости имеют более универсальный характер.

fн,в

1

0

1

Рассмотрим условия совместного движения трёх фаз.

Чем больше удельная поверхность, тем сильнее твёрдая фаза влияет на движение жидкости и газа.

18

Сужается диапазон фазовой проницаемости.

19

8. Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры, характеризующие свойства пласта; тепловые поля.

Тепловые процессы в нефтегазовых пластах. Причины:

В естественном состоянии пласты находятся на большой глубине, а, судя по геотермическим ступеням, температура в этих условиях близка к 150 , поэтому можно утверждать, что породы изменяют свои свойства, ведь при проникновении в пласт мы нарушаем тепловое равновесие.

Попадая в пласт, вода начинает охлаждать пласт, что неминуемо приведёт к различным неблагоприятным явлениям, например парафинизации нефти.

Высоковязкие нефти.

Для их разжижения используют теплоноситель: горячую воду, перегретый пар, а также внутренние источники тепла. Так в качестве источника используют фронт горения: поджигают нефть и подают окислитель.

Механизмы теплопередачи.

кондуктивный перенос тепла - осуществляется вследствие соударения молекул, электронов и агрегатов элементарных частиц друг с другом. (Теплота переходит от более нагретого тела к менее нагретому). Или в металах: постепенная передача колебаний кристаллической решётки от одной частицы к другой (упругие колебания частиц решётки – фононная теплопроводность).

конвективный перенос - перенос связан с движением частиц флюидов и обусловлен перемещением микроскопических элементов веществ, его осуществляет свободное или вынужденное движение теплоносителя.

Теплообмен, связанный с излучением.

Коэффициенты, характеризующие тепловые свойства пласта.

Тепловыми свойствами являются:
Коэффициент теплоёмкости	с
Коэффициент теплопроводности
Коэффициент температуроппроводности		а

Теплоёмкость:

с – количество теплоты, необходимое для повышения температуры вещества на один градус при заданных условиях (V, Р=соnst).

с=dQ/dТ

Удельная массовая теплоёмкость [Дж/(кг град)]: Удельная объёмная теплоёмкость [Дж/(м3 К)]:

Сv=dQ/(V dТ)= Сm,

Удельная молярная теплоёмкость [Дж/(моль К)]:

С =dQ/( dТ)=М Сm,

Теплоёмкость является аддитивным свойством пласта:

Теплопроводность.

[Вт/(м К)] характеризует свойство породы передавать кинетическую (или тепловую) энергию от одного элемента к другому.

Коэффициент теплопроводности – количество тепла, проходящее за единицу времени через кубический объём вещества с гранью единичного размера, при этом на других гранях поддерживается разница температур в один градус ( Т=1 ).

Коэффициент теплопроводности зависит от:минерального состава скелета.

20