Практическое занятие № 1. Определение коэффициентов нефте-, водо- и газонасыщенности породы, коэффициента растворимости газа, пористости и проницаемости нефтесодержащих пород.

Цель занятия

Основной целью занятия является изучение и решение задач аналогического характера с другими исходными данными для способствования более глубокому освоению по эксплуатации нефтяных и газовых скважин, определение коэффициентов нефте-, водо- и газонасыщенности породы, коэффициента растворимости газа, пористости и проницаемости нефтесодержащих пород.

План практического занятия.

План занятия и порядок его проведения заключается в следующем:

- цель практического занятия;

- краткое описание теоретической части;

- решение задач;

- результаты вычислений задач;

- письменные ответы на вопросы самоконтроля.

Краткие теоретические сведения.

Процесс добычи нефти и газа включает три этапа. Первый – движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторождений. Вто­рой этап - движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых сква­жин. Третий этап - сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собирают­ся, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направ­ляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно-активные (сероводород) и бал­ластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинети­ческую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается:

- напором краевых (контурных) вод;

- напором газовой шапки;

- энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления;

- энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода;

- силой тяжести, действующей на жидкость.

Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного кон­такта, создают давление в нефти и газе, заполняющие поры продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находя­щийся в газовой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта.

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть нахо­дится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состоя­ния не будет успевать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пласто­вые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных час­тей пласта в пониженные, где расположены забои скважин.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энер­гия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капилляр­ные силы.

Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяются их пористостью, т.е. наличием в них пустот (пор). Отношение суммарного объема пор к общему объему образца породы называется коэффициентом полной пористости.

Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющем размерность «метр в квадрате».

Характерный признак осадочных горных пород - их слоистость. Данные породы сложены, в основном, из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга составом, структурой, твердостью и окраской. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, а сверху - кровлей.

Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок, образовавшихся в ходе колебательных, тектонических и горообразовательных процессов. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью, а выпуклостью вниз - синклиналью. Соединение антиклиналь и синклиналь в совокупности образуют полную складку.

В России почти 90 % найденных нефти и газа находятся в антиклиналях, за рубежом - около 70 %.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы) и непроницаемые (покрышки). Коллекторы - это любые горные породы, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя при наличии перепада давления. Встречаются следующие типы коллекторов:

1) поровые, состоящие из зернистых материалов (пески, песчаники и др.), пустотами в которых являются межзерновые поры;

2) кавернозные, пустоты в которых образованы полостями-кавернами различного происхождения (например, образованными в результате растворения солей проникающими в породу поверхностными водами);

3) трещиноватые, образованные из непроницаемых опор, но вмещающие в себя жидкости или газ за счет многочисленных микро-и макротрещин (трещиноватые известняки и др.);

4) смешанные (кавернозно-трещиноватые, трещиновато-паровые, кавернозно-норовые или кавернозно-трещиновато-поровые).

Наилучшими коллекторским и свойствами обладают поровые коллекторы. Неплохими способностями вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя могут обладать и другие типы коллекторов. Так, на некоторых месторождениях Саудовской Аравии взаимосвязанные системы трещин создают каналы длиной до 30 км. К трещиноватым коллекторам за рубежом приурочено более 50 % открытых запасов нефти, а в России - 12 %.

Покрышки - это практически непроницаемые горные породы. Обычно ими бывают породы химического или смешанного происхождения, не нарушенные трещинами. Чаще всего роль покрышек выполняют глины: смачиваясь водой, они разбухают и закрывают все поры и трещины в породе. Кроме того, покрышками могут быть каменная соль и известняки.

Задачи для самостоятельного решения.

Объемы содержащейся в образцах породы воды и нефти определяются в лабораторных условиях при помощи аппарата Закса. Используя эти данные, вычисляют коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности (в долях единицы) по следующим формулам:

коэффициент нефтенасыщенности

S_н = V_нρ_п / mG

коэффициент водонасыщенности

S_в = V_вρ_п / mG

коэффициент газонасыщенности

S_г = 1- (S_нb_н + S_вb_в)

В этих формулах V_н,V_в – соответственно объемы содержащейся в образце нефти и воды, см³; ρ_п - плотность породы, г/см³; m- коэффициент пористости, доли единицы; G- масса жидкости, содержащейся в образце, г; b_н, b_в- объемные коэффициенты соответственно нефти и воды, доли единицы.

Задача 1. Определить коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности породы, в образце которой содержится нефти Vн = 4,44 см³, воды Vв = 4 см³; содержащаяся в образце масса жидкости G = 92г; плотность породы ρ_п=2 г/см³; коэффициент пористости m= 0,25; объемные коэффициенты нефти и воды

bн =1,2; bв =1,03.

Необходимые коэффициенты определить, пользуясь формулами. Ответ записать в долях или %.

Задача 2. Определить коэффициент растворимости газа α, если в объеме нефти при абсолютном давлении p = 20 МПа растворенный газ имеет объем V_г =1810⁴ м³, приведенный к нормальным условиям.

Приближенно приняв растворимость газа изменяющейся по линейному закону Генри, получим α = V_г / pV_{н ;} (м³/м³МПа).

Задача 3. Определить коэффициент общей пористости образца породы m, если объем образца Vo = 2,42 см³, а объем зерен в образце Vз = 2,02 см³.

Коэффициент пористости определяется по формуле

m = (Vo - Vз) / Vo; (см³ )

Задача 4. Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания воздуха через образец. Длина образца l =2,8 см, площадь его поперечного сечения F=5,1см². Давление перед и за образцом соответственно p₁=1,3·10⁵ Па и p₂=10⁵ Па. Вязкость воздуха (в условиях опыта) μ =0,018 мПас; объем воздуха (при атмосферном давлении), прошедшего через образец за время t =180 с, Vв =3600 см³.

Коэффициент абсолютной проницаемости k определяют по формуле

Задача 5. Определить удельную поверхность слабосцементи­рованного песчаника с проницаемостью k= 2,510^-12 м² и пори­стостью т = 0,25.

Приближенно удельная поверхность S_уд определяется расчет­ным путем в зависимости от k и т по формуле

(м²/м³)

где с — коэффициент, зависящий от разнородности частиц песка, с = 0,353.

Вопросы для самостоятельного контроля.

1. Сколько этапов в процессе добычи нефти и газа? Какие?

2. Что отделяют в ходе подготовки природного газа?

3. Как создается запас потенциальной энергии?

4. Как вычисляют коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности?

5. Как определить коэффициент растворимости газа?

6. Что называется коэффициентом полной пористости?

7. Что такое проницаемость горных пород?

8. Что такое коллекторы?

9. Что такое покрышки?

10. Что является характерным признаком осадочных горных пород?

11. На какие виды делятся по проницаемости горные породы?

12. Как определить коэффициент абсолютной проницаемости породы?

13. Как определить коэффициент общей пористости образца породы?