- •Физика нефтяного и газового пласта
- •Типы пород–коллекторов
- •Залегание нефти, газа и воды
- •1.3. Гранулометрический состав горных пород
- •1.4.1. Виды пористости
- •1.4.2. Структура порового пространства
- •.5. Проницаемость
- •1.5.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3. Классификация проницаемых пород
- •1.5.4. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
- •1.5.5. Зависимость проницаемости от пористости
- •1.6. Насыщенность коллекторов
- •1.7. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Удельная поверхность
- •1.10. Карбонатность горных пород
- •1.11. Набухаемость пластовых глин
- •1.12. Механические свойства горных пород
- •1.13. Тепловые свойства горных пород
- •2.1. Состав природных газов
- •2.2. Способы выражения состава
- •2.3. Аддитивный подход расчета физико-химических свойств углеводородных газов
- •2.5. Состояние реальных газов
- •Критические давления, температуры и коэффициенты сверхсжимаемости компонентов нефтяных газов
- •2.7. Растворимость газов в нефти и воде
- •3.2. Физико–химические свойства нефти
- •3.2.1. Плотность нефти
- •3.2.3. Реологические свойства нефтий
- •3.2.5. Давление насыщения нефти газом
- •3.2.6. Сжимаемость нефти
- •3.2.7. Объёмный коэффициент нефти
- •3.2.9. Электрические свойства нефтей
- •3.3. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •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
- •5.1. Химические свойства пластовых вод
- •5.1.1. Минерализация пластовой воды
- •5.1.2. Тип пластовой воды
- •5.1.3. Жесткость пластовых вод
- •5.1.4. Показатель концентрации водородных ионов
- •Величины ионного произведения воды при различных температурах
- •5.2.1. Плотность
- •5.2.2. Вязкость
- •5.2.3. Сжимаемость
- •5.2.4. Объёмный коэффициент
- •5.2.5. Тепловые свойства
- •5.2.6. Электропроводность
- •5.3. Характеристика переходных зон
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
1.5.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
Процесс притока пластовых флюидов из пласта в скважину описывается моделью радиальной фильтрации. В этом случае образец породы представляется в виде цилиндрического кольца с проводящими каналами в осевом направлении (рис. 1.16).
Рис. 1.16. Схема радиального притока жидкости в скважину
Фильтрация жидкости и газа в таком образце происходит в радиальном направлении, от наружной поверхности к внутренней. Если площадь боковой поверхности цилиндра обозначить через (F), то она оценивается как: F=2rh. Уравнение Дарси для радиальной фильтрации нефти (пластовой воды) будет иметь следующий вид:
. (1.18)
После интегрирования, дебит при радиальной фильтрации жидкости можно оценить выражением:
. (1.19)
Оценить коэффициент проницаемости горной породы при радиальной фильтрации жидкости можно по уравнению 1.20:
. (1.20)
А выражение для оценки коэффициента проницаемости горной породы при радиальной фильтрации газа запишется соответственно с учетом уравнений 1.17 и 1.19:
= . (1.21)
В выражениях 1.20-1.21 параметры характеризуют:
мж, мг– вязкость жидкости и газа;
Qж– расход жидкости;
rн и rв – наружный и внутренний радиусы кольца;
, Qг – расход газа при среднем и атмосферном давлениях в образце;
Рн, Рв – давления у наружной и внутренней поверхностей кольцевого образца;
h – высоту цилиндра.
1.5.3. Классификация проницаемых пород
По величине коэффициента проницаемости (мкм2) для нефтяных месторождений выделяют 5 классов коллекторов:
очень хорошо проницаемые (kпр > 1);
хорошо проницаемые (kпр ≈ 0,1-1);
средне проницаемые (kпр ≈ 0,01-0,1);
слабопроницаемые (kпр ≈ 0,001-0,01);
плохопроницаемые (kпр < 0,001).
Классификация коллекторов газовых месторождений по величине коэффициента проницаемости включает 1-4 классы.
По характеру проницаемости (классификация Теодоровича Г.И.) различают следующие виды коллекторов: равномерно проницаемые; неравномерно проницаемые; трещиноватые.
В реальных условиях редко встречаются пласты, однородные по проницаемости на всём протяжении. Нефтяной пласт неоднороден и состоит, как правило, из продуктивных пропластков разной проницаемости. Коллекторы нефти и газа меняются по минералогическому составу, физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Линзы песчаников, пропластки песка иногда без каких–либо закономерностей переходят в глинистые породы. Поэтому коэффициент средней проницаемости пласта ( ) оценивается с учётом проницаемости пропластков и направления фильтрации.
1.5.4. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
Рассмотрим случай линейно-горизонтальной фильтрации жидкости в пласте, состоящем из нескольких изолированных слоев или пропластков пористой среды (рис. 1.17), разделенных между собой бесконечно тонкими непроницаемыми перегородками, различной мощности и проницаемости.
Рис. 1.17. Линейная фильтрация в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости
Средняя величина коэффициента проницаемости пласта будет оцениваться с учетом мощности продуктивных пропластков, через которые идет фильтрация флюидов:
, (1.22)
где – средняя проницаемость пласта; ki – проницаемость i-го пропластка; hi – мощность (высота) i-го пропластка.
Рассмотрим пример. Рассчитать величину среднего коэффициента проницаемости пласта, состоящего из нескольких изолированных пропластков для условий:
Дано: № уч-ка hi, м ki, мД
1 6 100
2 4,5 200
3 3 300
4 1,5 400
Найти средний коэффициент проницаемости ( ) пласта?
Решение. = (100 · 6 + 200 · 4,5 + 300 · 3 + 400 · 1,5)/(6 + 4,5 + 3 + 1,5) = 200 (мД).
При горизонтально-линейной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько параллельно последовательно расположенных изолированных зон пористой среды различной проницаемости (рис. 1.18), средняя величина коэффициента проницаемости такого пласта рассчитывается с учетом протяженности (длины) фильтрации флюидов по уравнению:
, (1.23)
где – средняя проницаемость пласта; ki – проницаемость i-го пропластка; Li – длина i-го пропластка; Lобщ = ∑Li – общая длина пласта.
Рис. 1.18. Линейная фильтрация через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости
Лекция 5.
Рассмотрим пример. Рассчитать средний коэффициент проницаемости пласта для горизонтально-линейной фильтрации жидкости, имеющего несколько параллельно последовательно расположенных изолированных зон различной проницаемости с учетом условий:
Дано: № уч-ка Li, м ki, мД
1 75 25
2 75 50
3 150 100
4 300 200
Найти средний коэффициент проницаемости ( ) пласта?
Решение. = (75 + 75 + 150 + 300) / (75 /25 + 75 / 50 +150/100 + 300 /200) = 600 / 7,5 = 80 (мД).
При радиальной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости (рис. 1.19), средняя величина коэффициента проницаемости пласта оценивается с учетом радиуса контура радиальной фильтрации флюидов через продуктивные пропластки по выражению:
, (1.24)
где – средняя проницаемость пласта; ki – проницаемость зон; ri – радиус i-той зоны; rc – радиус скважины; rk – радиус контура питания.
Рис. 1.19 Радиальная фильтрация через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости
Рассмотрим пример. Рассчитать средний коэффициент проницаемости пласта для случая радиальной фильтрации жидкости с учетом условий:
Дано: № уч-ка ri,м ki, мД
1 75 25
2 150 50
3 300 100
4 600 200
rc = 0,15 м, rk = 600 м.
Найти средний коэффициент проницаемости ( ) пласта?
Решение. = lg (600 / 0,15)/{[lg (75 / 0,15)]/25 + [lg (150 / 75)] /50 + [lg (300 / 150)] / 100 + [lg (600 / 300)] / 200} = 30,4 (мД).