- •Физика нефтяного и газового пласта
- •1. Природные коллекторы нефти и газа и их физические свойства
- •1.1. Газонефтяное месторождение
- •1.2. Виды неоднородности строения нефтяных залежей
- •1.3. Геометрические параметры горных пород-коллекторов
- •1.4. Фильтрационно-ёмкостные параметры коллекторов.
- •Параметры трещинной среды.
- •1.5. Насыщенность коллекторов
- •1.6 Проницаемость
- •1.7. Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Методы определения относительной проницаемости
- •2. Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.1. Состав нефти
- •2.2. Классификация нефтей
- •2.3. Физико–химические свойства нефти
- •2.3.1. Плотность нефти
- •2.3.2. Вязкость нефти
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
- •2.4. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •Классификация природных газов
- •3.2. Основные параметры
- •2.2.1.Газовые законы
- •3.2.2. Параметры газовых смесей
- •3.2.3. Критические и приведённые термодинамические параметры
- •3.3. Уравнения состояния
- •3.3.1. Уравнения состояния природных газов
- •3.3.2. Обобщённое уравнение состояния
- •3.4. Физико-химические и теплофизические свойства природных газов
- •3.4.1. Вязкость
- •3.4.2. Качественная зависимость вязкости газов и жидкостей от температуры.
- •3.4.3. Теплоёмкость
- •3.4.4. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона
- •3.4.5. Влажность природных газов
- •4. Фазовые состояния углеводородных систем
- •4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
- •4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •5 Пластовые воды
- •5.1. Физическое состояние воды в горных породах
- •1) Природы воздействующих на воду сил;
- •5.2 Физические свойства пластовых вод
- •5.3 Минерализация пластовой воды
- •5.4 Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.3. Смачивание и краевой угол
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
- •7. Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •7.1. Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта
- •7.2. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •7.3. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •2.3.3. Сжимаемость нефти
Параметры трещинной среды.
Коллекторские свойства трещинных горных пород характеризуются густотой и раскрытостью трещин, которые определяют трещинную пористость и проницаемость, обусловленную наличием в породе трещин.
Трещиноватость - отношение объёма трещин Vт ко всему объёму V трещинной среды.
. (1.14)
Коэффициент густоты трещин равен отношению суммарной протяженности трещин к поверхности фильтрации
(1.15)
где а – суммарная протяженность трещин; F – площадь фильтрации.
Трещинная пористость mт (ее иногда по аналогии с коэффициентом пористости обычных коллекторов называют коэффициентом трещиноватости) определяется отношением объема трещин к объему образца породы:
, (1.16)
где b – раскрытие трещины.
Для трещинно-пористой среды вводят суммарную (общую) пористость, прибавляя к трещиноватости пористость блоков.
Из (1.16) следует, что для идеализированной трещинной среды
mт=тαbт, (1.17)
где bт - раскрытость; т - безразмерный коэффициент, равный 1,2, 3 для одномерного, плоского и пространственного случаев, соответственно.
Для реальных пород значение коэффициента зависит от геометрии систем трещин в породе.
Для квадратной сетки трещин (плоский случай) αт=1 / lт, где lт - размер блока породы. Средняя длина трещин l* равняется среднему размеру блока породы и равна
l*=1 / αт . (1.18)
Трещинный пласт - деформируемая среда. В первом приближении можно считать
, (1.19)
где bт0 - ширина трещины при начальном давлении р0 ; *т=п l/bт0 - сжимаемость трещины; п - сжимаемость материалов блоков; l - среднее расстояние между трещинами. Для трещинных сред l/ bт >100 .
Проницаемость трещиноватых сред равна
(1.20)
Для трещиновато-пористой среды общая проницаемость определяется как сумма межзерновой и трещинной проницаемостей.
1.5. Насыщенность коллекторов
Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте–, газо– и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.
Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью и характеризует водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).
Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов. Из капиллярных пор и микротрещин вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Она может удерживаться молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Таким образом, в пласте находится остаточная (погребенная) вода. Количество остаточной воды (Sв.ост.) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа. Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и других.
Обычно, для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (SН), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта, считается хорошим показателем.
Однако, эта закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и др.
В пределах нефтяных залежей, большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур, к зоне водонефтяного контакта (ВНК) ее величина, как правило, может значительно снижаться. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.
Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы водой, нефтью и газом.
Водонасыщенность (SВ) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (SН) и газонасыщенности (SГ):
, (1.21)
где VВ, VН, VГ – соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы.
От объёма остаточной воды зависит величина статической полезной ёмкости коллектора.
Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма остаточной воды:
Пст = Vсоб. пор – Vв. ост.. (1.22)
В зависимости от перепада давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей, поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость) не движется в порах. Её величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора.
Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S = 1) или 100 %. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:
SН + SВ = 1. (1.23)
Для газонефтяных месторождений соответственно:
SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 – (SB + SH). (1.24)
На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.