ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Sн - коэф-нт нефтенасыщенности

н - коэф-нт нефтеотдачи пласта,

ρ– плотность нефти,кг/м3

b – объемный коэф-нт

Методы измерения пористости г.п.

При измерении пористости используют следующие соотношения, вытекающие из выше приведенных формул:

m

Vnop

Vobp Vzep

1

Vzep

1

obp

zep

Vobp

Vobp

Vobp

obp

M obp

zep

M zep

;

;

Vobp

Vzep

отсюда: V

M

т.к.

M zep

M obp , то =

Vzep

M zep obp

o b p

obp

zep

obp

zep

где Vobp, Vzep, Vnop – соответственно объемы образца, зарен и пор, [м3]obp , zep - плотности образца и зерен, [кг/м3]

Существует много методов определения вышеуказанных параметров

а) по опр-ю объема образца Vобр:

1. метод погружения исследуемого образца в ртуть. По объему вытекаемой из пикнометра ртути или по увеличению Vрт в ней

определяют объем образца.

2. метод насыщения образца жидкостью под вакуумом с

последующим вытеканием той же жидкости в пикнометре. Метод Преображенского.

3.Путем покрытия образца породы парафином и вытеснения жидкости в пикнометре.

4.определение объема образца по его геометрическим размерам.

б) для определения объема пор Vпор:

1. метод сравнения сухого образца с его массой после вакуумного насыщения жидкостью (керосином). При этом объем пор определяют по следующей ф-ле:

Мнас ж-ти – Мсух. обр. = Мжид в обр.

ρж → Vпор →Vпор = Мжид / ρж , [м3]

10

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лекция № 4

2. как разность между объемом образца и объемом зерен.

Vобр. – Vзер = Vпор, m = Vпор / Vобр.

Объем зерен можно определить :

1)измерение Vзер с помощью пикнометра;

2)по массе сухого образца и средней плотность минералов:

Vзер = Мсух. обр / ρср. мин.

3.Проницаемость г. п.

Проницаемостью наз-ся способность г.п. пропускать сквозь себя ж-

ти и газы при наличии перепада давления или градиента давления. Все породы являются проницаемыми. Однако, при пластовых условиях многие породы практически непроницаемы, например, глины, доломиты, плотные сланцы, известняки.

Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси

V	Q		k P		k	grad P	(1)
	F L

P1 > P2 => P1 - P2 = ∆P, ∆P / L = gdad P

Q – расход жидкости или газа ч/з этот эл-нт пласта, [м3/ с] F – площадь сечения, [м2]

∆P – перепад давления, [Н/м2], [Па] L – длина пористой среды, [м]

μ – динамическая вязкость, [Н· с/ м2], [Па·с]

k – коэф-нт пропорциональности или коэф-нт проницаемости, [м2]

Формулу (1) запишем ч/з коэф-нт проницаемости и расход

				M 3		H c			M
	Q L										M 2
k				c		M 2
	F			M 2			H
							M 2
Ед.изм k: мкм2 1дарси ( 1Д ) → 1мД
1м2 = 1012мкм2 1м2 = 1012Д										1м2 = 1015мД

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Физический смысл коэф-та проницаемости: он как бы показвает суммарную площадь пор сквозь которую проходит фильтрация ж=тей и газов.

Различают следующие коэф-ты проницаемости:

1)коэф-нт абсолютной проницаемости: k

2)коэф-нт фазовой (эффективной) проницаемости: kн – по нефти, kг – по газу, kв- по воде.

3)коэф-нт относительной проницаемости: k’н, k’г, k’в

Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость г.п.,

которая определяется при фильтрации лишь одной фазы, инертной не взаимодействующей с пористой средой. Зависит только от свойств самой породы.

Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость г.п.

для одной из фаз движущейся в порах двухфазной или многофазной системы.

Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств фильтрующихся жидкостей, их

взаимодействия с породой, насыщенности породы каждой из фаз. Фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной проницаемости.

Причинами этому явл-ся:

1)адсорбция активных компонентов фаз (для нефти -асфальтены, смолы, парафины) пов-тью поровых каналов, что уменьшает проходное сечение пор.

2)закупоривание мелких пор каплями несмешивающихся ж-тей и

пузырьками газов.

3)присутствие либо появление в порах воды ведет к набуханию глинистых включений и следовательно к уменьшению диаметра поровых каналов.

4)Степень насыщенности пласта различными фазами (нефть, вода и газ) уменьшают их фазовую проницаемость.

kн = ( Qн ·μн ·L ) / ( F ·∆P )
kг = ( Qг ·μг ·L ) / ( F ·∆P )	(2)
kв = ( Qв ·μв ·L ) / ( F ·∆P )

Относительной проницаемостью наз-ся отношение фазовой

проницаемости к абсолютной проницаемости.

= > k’н = kн / k, k’г = kг / k, k’в = kв / k

проницаемость пород меняется 0,001...3 – 5 мкм2 Наибольшее распр-еи имеют породы с проницаемостью 0,2...1 мкм2

12

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Породы с проницаемостью менее 0,2 мкм2 относятся к категории низкопроницаемых пород; от 0,2...0,6 мкм2 – средне проницаемые породы; более 0,6 мкм2 – высоко проницаемые породы.

Породы, имеющие проницаемость менее 0,03...0,05 мкм2 –

слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процессе разработки при существующих град. давления и применяемых технологиях разработки.

Проницаемость г.п. изменяется в широких пределах, изменяется хаотично по всей залежи, но известны определенные закономерности её изменения:

1)проницаемость пород вдоль напластования выше перпендикулярно напластованию

2)при наличии вторичных пор и пустот ( трещин, каверн) коэф-нт

проницаемости выше.

3)С увеличением глубины залегания продуктивного пласта из-за

уплотнения нижележащих пород вышележащими проницаемость уменьшается.

4)При наличии глин в составе породы в силу их набухаемости проницаемость уменьшается.

Факторы, влияющие на проницаемость г.п.:

Влияют различные факторы: температура, давление, взаимодействие фильтрующихся жидкостей и газов с породой, но главным образом проницаемость зависит от размеров поровых каналов. Покажем влияние размеров пор на проницаемость, используя идеальный грунт.

рис. 1

Расход жидкости в капилляре радиусом r при ламинарном режиме определяется по формуле Гагена - Пуазейля:

	Q	n r 4 F P	(4)
		8 l

Q – расход жидкости, [м]

n – кол-во трубок на ед. площади фильтрации, [1/м2]

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

r – радиус трубок, [м]

F – площадь фильтрации, [м2] ∆Р – перепад давления, [Па] l – длина трубок, [м]

μ – динамическая вязкость жидкости, [Па·с]

Формула (4) справедлива для трубной гидравлики, а мы имеем дело с пористой средой, что подразумевает введение в формулу коэф-та пористости, который опр-ся по формуле:

	m	Vnop		n r 2 F l	n r 2	(5)
		Vobp		F l

Подставляя (5) в (4) получим:

	Q	m r 2 F	т.к. скорость фильтр. V	Q
		8 l		F

, то V Q m r 2
F	8 l

Согласно закону фильтрации Дарси, скорость фильтрации V k , тогда

l

с учетом ф-лы (6) V	k	=	m r 2
	l		8 l
Выразим ч/з коэф-нт проницаемости k:					k	m r 2	(7)
					8

Связь проницаемости с радиусом капилляров.

Проницаемость в квадратной степени зависит от радиуса пор и прямопропорциональна пористости.

Для реальных г.п. связь м/у m и k статическая и как правило, чем выше

пористость (а следовательно и размер пор), тем больше проницаемость.

Лекция № 5

Однако, полагаться всегда на такую закономерность, что с увеличением m k увеличивается, НЕЛЬЗЯ.

Например, глины имеют высокие значения пористости, но обладают очень малой проницаемостью.

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Трещиноватые породы, имеют малую пористость, но обладают значительной проницаемостью.

Из уравнения (7) можно радиус порового канала

	r 2,82	k	(8)
		m

Котяхов, путем обработки множества экспериментальных данных на естественных образцах гранулярного типа уточнил эту формулу, приблизив ее к реальным породам, введя безразмерный коэф-нт φ:

rср =		2		k		(9)
		105		m
7

φ - структурный коэф-нт, хар-щий форму, размеры, площадь сечения,

извилистость поровых каналов, их неоднородность и т.д. Котыхов предложил ф-лу для опр-ия коэф-та φ:

		0,5035	(10)
		m1,1

На практике, как соотношение м/у коэф-ом проницаемости и пористости часто используют ф-лу Козени-Кармана:

k = m3 / 5 · Sуд · (1-m2)

(11)

k – коэф-нт проницаемости

m – коэф-нт открытой пористости

Sуд – удельная поверхность г.п. [м2 /м3]

Определяя зависимость коэф-та проницаемости от размеров

поровых каналов, нельзя не подчеркнуть его зависимость и от др факторов.

Коэф-нт проницаемости зависит от :

1)давления: в пластах г.п.; находятся под действием высоких давлений вышележащих г.п. При извлечении их на поверхность происходит упругое расширение пород во всех направлениях и проницаемость породы возрастает. Это возрастание мжет доходить до 60%. В связи с этим определение коэф-та проницаемости в лаб. Условиях необходимо

вести путем моделирования условий всестороннего сжатия на образец породы.

2)взаимодействия жидкостей с породой; жидкости, реагирующие с породой изменяют внутр. геометрию порового пространства. Так

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

разбухание глин в присутствии воды может существенно снижать проницаемость породы вплоть до затухания фильтрации.

3)температуры; изменение температуры самой породы оказывает не столь существенное влияние на проницаемость породы по сравнению с изменением вязкости фильтрующихся жидкостей, а известно, что с увеличением температуры вязкость жидкостей уменьшается, улучшаются их фильтрационные хар-ки, повышающие фазовые

проницаемости для этих жидкостей.

Измерение проницаемости г.п.:

Для любого определения проницаемости обычно используют образец пористой среды правильной геометрической формы (чаще всего цилиндр). Перед проведением эксперимента образец экстрагируется, очищается от воды, нефтепродуктов и мех. примесей, промывается дистиллированной водой от содержания солей, высушивается при температуре 1050 – 1070 С и доводится до постоянного веса и затем

определяется его проницаемость.

Конструкций, приборов и установок достаточно много и они классифицируются по группам следующим образом:

1) по давлению в системе установок:

а) приборы работающие при высоком давлении Р → 30...60 МПа ИПК – 1М, УИПК – 1У

б) приборы для определения коэф-та проницаемости при низких

давлениях Р → 0,2...0,3 МПа ГК – 5

в) приборы, работающие при вакууме. Прибор Товарова

2)по используемому рабочему агенту:

а) на установки, где рабочим агентом является воздух или газ (озон) б) установки с использованием многофазной ж-ти (систем)

в) установки однофазной жидкости

Не смотря на большое разнообразие установок по определению коэф-та

проницаемости все они обязательно содержат:

1.кернодержатель

2.устройство для питания установки раб. агентом (емкости, болоны,

компрессоры)

3.приборы для измерения давления (манометры, пьезометры, барометры)

4.устройство для измерения расхода жидкости или газа (газовые расходомеры, счетчики, устройство поддерживающее постоянные расходы )

5.приспособления для регулирования расхода и контроля расхода раб. агента и перепада давления.

6.устройство для измерения температуры.

7.осушающий агент при исп-ии устройства газа.

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Приведем принципиальную схему простейшей установки для определения коэф-та проницаемости:

1 – компрессор для сжатия и негнетания газа ч/з эту установку

2– манометры, изм. давления

3– фильтр, очищающий газ от капель воды и мех. примесей

4– осушитель газа

5– редуктор для регулирования перепада давления на установке

6– кернодержатель с исследуемой поверхностной средой

7– расходомер (опр. V газа за ед. времени)

4. Удельная поверхность г.п.

Под удельной поверхностью г.п. понимают суммарную поверхность частиц или поровых каналов содержащихся в ед. объема образца.

S =

T

(1)

уд

V

Sуд → м2 / м3

T- суммарная поверхность частиц, либо поровых каналов в образце, [м2] V – объем образца, [м3]

Чем больше удельная поверхность, тем больше площадь контакта нефти с породой, тем большая доля нефти сосредоточена на границе раздела нефть-порода.

Гранично-связанная нефть прочно удерживается адсорбционными силами и обладает структурно-механическими свойствами, что значительно

затрудняет ее фильтрацию по сравнению с объемной нефтью.

Чем больше удельная поверхность, тем меньше радиус поровых каналов, тем больше капиллярное давление на границе раздела нефть – вода, а следовательно, хуже условия вытеснения нефти. Все это влияет на полноту извлечения нефти из пласта.

По результатам многочисленных исследований удельная поверхность породы может изменяться в пределах от 38,0...390 тыс [м2 / м3]

Приведем примеры значений удельной поверхности для пород отдельных месторождений :

1) песчаники Ромашкинское мест-е Sуд → 70...110 тыс м2 / м3

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2)песчаники Туймазинское мест-е Sуд → 40...90 тыс м2 / м3

3)Ташкала (Узбекистан) Sуд → 60...330 тыс м2 / м3

			Связь м/у				удельной поверхностью горных пород	и др
параметрами г.п.
			Исследования показали, что удельная поверхность связана со
многими физическими параметрами г.п.
	6 1		Например, с гранулометрическим составом г п					Sуд =
			n	Pi
						(2)
	P	2	d		i
1			i 1

Sуд – удельная поверхность ρ1 – плотность породы, [кг/м3]

ρ2 – плотность скелета породы, [кг] P1 – масса навески породы, [кг]

Рi – масса i-ой фракции, [кг]

di – средний диаметр частиц i-ой фракции, [м] n – кол-во фракций в составе породы

	т.к. пор-ть m 1	1	или	1	1 m
		2		2

формулу (2) можно записать в следующем виде:

		6(1 m)	n	Pi
	Sуд =					(3)
		P
			i 1	d	i
	1

Лекция № 6

Коэф-нт удельной поверхности можно представить ч/з эффективный

диаметр породы, если

	P			dэ
1					(4)
		Pi
		d i
Sуд = 6 ·(1-m) / dэ					(5)

Согласно исследованиям Козени удельную поверхность можно выразить ч/з гидравлический радиус

S =

m

(6)

уд

σ – гидравлический радиус, представляет собой отношение площади сечения порового канала к периметру его сечения.

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	f	r 2		rcp	формулу (6) выразим ч/з удельный радиус пор
	l	2 r	2
					S =	2m	(7)
					уд
						rcp

или представляя в ур. (7) значение rср , получим ф-лу для удельной
поверхности
S =	2m				m m					(8)
уд
		8k				2k

m

Вывод: из ур. (7) и (8) => , что чем меньше радиус порового каналов и

проницаемость породы, тем больше удельная поверхность. Выражение (8) является одним из ф-лы Козени – кармана, которая имеет следующий вид:

K = m3 / ( f · Sуд· T2 )

(9)

K – коэф-нт проницаемости

f – коэф-нт, учитывающий форму поровых каналов от 2 до 3

T – извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической

длины каналов к длине керна)

Т → 6 и более, определяется электрометрическими и др способами

Методы определения удельной поверхности.

Sуд может быть определена расчетным и экспериментальным методами.

Расчетные методы:

-по гранулометрическому составу пород

-по проницаемости и пористости

-формулы определения указаны выше

Более точны результаты экспериментальных методов:

1)фильтрационный

2)адсорбции меченных атомов

3)адсорбции красителей

Первый метод основан на исп-ии ф-лы Дерягина. В соответствии с этой ф-лой расход разряженного газа при кнудсеновском режиме подчиняется

следующему закону.

Кнудсеновский режим – это режим, когда длина свободного пробега мол. газа при фильтрации соизмерима с диаметром порового канала

Q	24		2			m 2		dP	(10)
	13 M R T S yq							dx

Q – расход газа, [м3/с]

19