- •1 КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •1.1 Типы пород–коллекторов
- •1.2 Залегание нефти, газа и воды
- •1.3 Гранулометрический состав горных пород
- •1.4 Пористость
- •1.4.2 Структура порового пространства
- •1.5 Проницаемость
- •1.5.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.2 Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3 Классификация проницаемых пород
- •1.5.6 Виды проницаемости
- •1.6 Насыщенность коллекторов
- •1.7 Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8 Удельная поверхность
- •1.9 Коллекторские свойства трещиноватых пород
- •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 и физико-химические свойства природных газов
- •2.1.1 Состав природных газов
- •2.1.2 Способы выражения состава
- •2.1.3 Аддитивный подход расчета физико-химических свойств
- •углеводородных газов
- •2.1.4 Уравнение состояния
- •2.1.5 Уравнение состояния реальных газов
- •2.1.6 Вязкость газов
- •2.1.7 Растворимость газов в нефти и воде
- •2.1.8 Упругость насыщенных паров
- •2.2 Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.2.1 Состав нефти
- •2.2.2 Физико–химические свойства нефти
- •2.2.2.1 Плотность нефти
- •2.2.2.2 Вязкость нефти
- •2.2.2.3 Реологические свойства нефти
- •2.2.2.4 Газосодержание нефти
- •2.2.2.5 Давление насыщения нефти газом
- •2.2.2.6 Сжимаемость нефти
- •2.2.2.7 Объёмный коэффициент нефти
- •2.2.2.8 Тепловые свойства нефти
- •2.2.2.9 Электрические свойства нефти
- •2.3 Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •3.1 Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •3.6 Фазовые переходы в воде, нефти и газе
- •4.1 Химические свойства пластовых вод
- •4.1.1 Минерализация пластовой воды
- •4.1.2 Тип пластовой воды
- •4.1.4 Показатель концентрации водородных ионов
- •4.2 Физические свойства пластовых вод
- •4.2.1 Плотность
- •4.2.3 Сжимаемость
- •4.2.4 Объёмный коэффициент
- •4.2.5 Тепловые свойства
- •4.2.6 Электропроводность
- •4.3 Характеристика переходных зон
- •5.1 Роль поверхностных явлений при фильтрации в пористой среде
- •5.2 Поверхностное натяжение
- •5.3 Смачивание и краевой угол
- •5.4 Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Таблица 4.1- Величины ионного произведения воды при
различных температурах
t,ºC |
Kb·10- |
t,ºC |
Kb·10- |
t,ºC |
Kb·10- |
t,ºC |
Kb·10 |
-14 |
14 |
14 |
14 |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
0,112 |
25 |
1,01 |
60 |
9,61 |
150 |
234 |
|
5 |
0,186 |
30 |
1,47 |
70 |
21,0 |
165 |
315 |
|
10 |
0,293 |
35 |
2,09 |
80 |
35,0 |
200 |
485 |
|
15 |
0,452 |
40 |
2,92 |
90 |
53,0 |
250 |
550 |
|
18 |
0,570 |
45 |
4,02 |
100 |
59,0 |
|
|
|
20 |
0,680 |
50 |
5,47 |
122 |
120,0 |
|
|
|
Решение. Находим ионное произведение (Kb) для температуры 33 °С:
Оценим концентрацию ионов водорода:
CH Kb 1,842 10 14 1,357 10 7
Рассчитаем показатель ионов водорода (pH), характеризующий реакцию воды:
Величина рН немного меньше 7, значит реакция пластовой воды слабокислая.
Поскольку константа диссоциации воды зависит от температуры и давления, то эти параметры влияют на величину рН. С возрастанием температуры рН уменьшается и это обстоятельство необходимо учитывать при закачке воды в пласт.
4.2 Физические свойства пластовых вод
Наиболее важными для промысловой практики являются следующие свойства пластовых вод.
4.2.1 Плотность
Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды
128
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
изменяется в диапазоне: 1010–1210 кг/м3, однако встречается и исключение - 1450 кг/м3. Пластовые воды месторождений нефтей и
газоконденсатов Томской области имеют небольшую плотность: для мезозойских месторождений → 1007–1014 кг/м3; для палеозойских → 1040–1048 кг/м3; сеноманские воды → 1010–1012 кг/м3.
4.2.2 Вязкость Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от
температуры и минерализации. С возрастанием минерализации вязкость возрастает. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды по сравнению с гидрокарбонатными и они приблизительно в полтора-два раза
больше вязкости чистой воды (рис. 4.1). С возрастанием температуры вязкость уменьшается. От давления вязкость зависит двояко: в области низких температур (0-32о С) с возрастанием давления вязкость
уменьшается, а в области температур выше 32 о С возрастает.
Рисунок 4.1 – Зависимость вязкости различного типа вод от температуры (по В.И. Сергеевич и Т.П. Жузе): 1 – вода Каспийского моря при 29,4 Мн/м2; 2,3 –
хлоркальциевый тип воды Туймазинского месторождения при 19,6 Мн/м2 и 29,4 Мн/м2; 4 – чистая вода при 29,4 Мн/м2
129
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
4.2.3 Сжимаемость
Коэффициент сжимаемости пластовой воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:
β в |
ΔV |
. |
(4.6) |
|
|||
|
ΔP V |
|
Коэффициент сжимаемости воды изменяется для пластовых условий от 3,710-10 до 5,010-10 Па-1. При наличии растворённого газа он
увеличивается, и приближённо может оцениваться по формуле |
|
вг = в (1+0,05 S), |
(4.7) |
где S – количество газа, растворённого в воде, м3/м3.
4.2.4 Объёмный коэффициент
Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:
bп.в. |
v |
пласт |
|
||
|
|
. |
(4.8) |
||
v |
с.у. |
||||
|
|
|
|
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.
Рассмотрим пример. Определить объёмный коэффициент пластовой воды, которая содержит 6 % солей. Пластовое давление (Рпл) равно 350 атм, пластовая температура (Тпл) равна 120 °С.
Решение. Объёмный коэффициент пластовой воды (bпл) равен объёмному коэффициенту дегазируемой воды (bдег) в пластовых условиях с учетом поправок на содержание газа и минеральных солей. Пользуясь зависимостями, представленными на рисунке 4.2, определим объёмный коэффициент для дегазированной воды (bдег) в пластовых условиях:
bдег = f (Рпл, Тпл.) = 1,042 (м3/м3).
130
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рисунок 4.2 – Зависимость объёмного коэффициента пластовой воды от
давления и температуры
Объёмный коэффициент воды насыщенной газом (bг) так же находим из рисунка 4.2:
bг = f (Рпл, Тпл) = 1,052 (м3/м3).
Влияние растворенного в воде газа оцениваем по формуле (2.37):
пл = пр · (1 – k · М), пл = 3,8 · (1 – 0,033 · 6) = 3,05 м3/м3,
а величину k – поправочного коэффициента на минерализацию в зависимости от температуры (табл. 2.5) – 0,033.
Объёмный коэффициент пластовой воды равен:
b = bг + (bг – bдег) · пл / пp = 1,052 + (1,052 – 1,042) · 3,05 / 3,8 = |
|||
|
|
|
1,05 (м3/м3). |
|
|
|
4.2.5 Тепловые свойства |
Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом |
|||
теплового расширения: |
|
||
E |
V |
. |
(4.9) |
|
|||
|
V t |
|
Из формулы (5.9) следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды (∆V) при
изменении её температуры (∆T) на 1 С (К). На основании
экспериментальных данных известно, что в пластовых условиях величина
теплового расширения воды колеблется в пределах (18-90) 10-5 1/С. С
увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает,
сростом пластового давления – уменьшается.
4.2.6Электропроводность
131