- •1. Коллекторские свойства горных пород
- •1.1 Классификация горных пород по происхождению
- •1.2 Гранулометрический состав пород
- •1.3 Пористость горных пород
- •1.4 Проницаемость горных пород
- •1.6 Распределение пор по размерам
- •1.7 Удельная поверхность
- •Нефте-, газо-, водонасыщенность горных пород
- •Методы определения количества остаточной воды
- •Влияние свойств поверхности на количество остаточной воды
- •Физико-механические свойства горных пород
- •Для упрощения формулы (6) и (7) запишем с другими постоянными в виде
- •Свойства пластовых жидкостей
- •1. Физическое состояние нефти и газа при различных условиях
- •Лекция 8 Растворимость газов в нефти
- •Давление насыщения нефти газом
- •Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •Плотность пластовой нефти
- •Вязкость пластовой нефти
- •Термодинамические свойства газов и нефтегазовых смесей
- •Лекция 10 Фазовые состояния углеводородных систем
- •Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Схемы фазовых превращений однокомпонентных систем
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •Влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •Фазовое состояние системы нефть - газ при различных давлениях и температурах
- •Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазового равновесия
- •Определение давления схождения констант фазового равновесия углеводородных смесей
- •2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания.
- •4. Кинетический гистерезис смачивания.
- •5. Свойства поверхностных слоев
- •6. Методы измерения поверхностного натяжения
- •7. Методы измерения угла смачивания
- •Лекция 12
- •1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи.
- •2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона Дарси.
- •3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •5. Общая схема вытеснения нефти водой и газом
- •6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежей
- •7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой
- •8. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •9. Факторы, влияющие на нефтеотдачу пласта при использовании энергии газовой шапки и газа, выделяющегося из нефти
- •Повышение нефтеотдачи пластов
- •1. Методы увеличения извлекаемых запасов
- •2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •4. Щелочное заводнение
- •5. Полимерное заводнение
- •6. Применение углекислоты для увеличения нефтеотдачи пластов
- •7. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •8. Вытеснение нефти из пласта растворителями
- •9. Вытеснение нефти газом высокого давления
- •Лекция 14 моделирование пластовых процессов
- •1. Использование лабораторных исследований
- •3. Условия подобия при моделировании двухфазной фильтрации
- •4. Приближенное моделирование
Влияние воды на фазовые превращения углеводородов
Природные газы и газоконденсатные смеси контактируют в пласте с остаточной водой, а также с краевыми и подстилающими водами. Вследствие этого некоторое количество влаги всегда присутствует в газе. Концентрация водяных паров в газе зависит от давления, температуры и состава газа. Как и в случае углеводородных компонентов при определенном давлении и температуре в единице объема газа может содержаться определенное максимальное количество воды. Газ при этом будет насыщенным парами воды. При повышении температуры этот газ при том же влагосодержании будет недонасыщен парами воды.
Отношение количества водяных паров, находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному их количеству при тех же условиях называется относительной влажностью газа. Эта величина характеризует степень насыщения газа водяными парами и измеряется в процентах или долях единицы. Количество водяных паров в единице объема или массы газа называют абсолютной влажностью и измеряют в г/м3 или г/кг. С повышением температуры влагосодержание газа возрастает. Повышение давления способствует снижению содержания влаги в газе.
Соли, растворенные в воде, понижают парциальное давление паров воды в газовой фазе и поэтому влагосодержание газа, находящегося в равновесии с рассолом, уменьшается с ростом концентрации солей в воде.
С увеличением молекулярной массы газа влагосодержание его уменьшается в пределах температур и давлений, встречающихся на практике, незначительно (на 3-5%).
Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. Давление однофазного состояния в присутствии воды увеличивается. Это свойство газоконденсатных систем, содержащих пары воды, необходимо учитывать при разработке месторождений. Причины повышения давления начала конденсации углеводородных систем в присутствии воды можно объяснить исходя из общей теории фазовых превращений. Смесь паров воды с углеводородами можно представить в виде бинарной системы, один из компонентов которой (углеводороды) обладает высокой летучестью паров, а другой (вода) - тяжелый компонент с меньшей летучестью. С повышением концентрации тяжелого компонента критическое давление системы всегда становится выше.
Фазовое состояние системы нефть - газ при различных давлениях и температурах
Критические точки в системах нефть - газ обычно расположены справа от крикоденбары. Нефть в пласте недонасыщена газом, если пластовые условия соответствуют точке D. Когда пластовое давление ниже критического давления углеводороды в пласте находятся в двухфазном состоянии. Газовая фаза обычно залегает в виде газовой шапки, находящейся в равновесии (в условиях точек росы) с подстилающей нефтью, а жидкость, прилегающая к газовой шапке, в условиях начала кипения. В зависимости от состава газа и нефти, пластового давления и температуры, а также от геологических условий залегания газ в газовой шапке может быть сухим, жирным или конденсатным.
Исследования фазового состояния и состава фаз системы нефть - газ нефтегазоконденсатных месторождений показали, что с повышением давления при постоянной температуре газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти. При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастает, а температурные пределы их кипения увеличиваются.
С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увеличение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления. Содержание его в газе при одних и тех же условиях уменьшается, если в исходном конденсатном газе меньше тяжелых фракций и если в нем содержится азот. Более тяжелые нефти и нефти, содержащие большое количество ароматических углеводородов растворяются в газе в меньшем количестве.
С ростом температуры и давления фракционный состав конденсата приближается к составу нефти. В газовом конденсате почти не содержится смол и асфальтенов.
Различные газы как растворители нефти обладают неодинаковыми свойствами. Растворяющая способность газов растет в последовательности: метан - этан - этилен - пропан. Метан в смеси с этими газами повышает их растворяющую способность.
Критические параметры нефтегазовых смесей значительно выше, чем критические давление и температура для газоконденсатных систем. На величину критического давления существенное влияние оказывает порода, слагающая пласт. Снижение его иногда до 40% под влиянием пористой среды объясняется адсорбцией асфальто-смолистых компонентов нефти на поверхности каналов фильтрации. Таким образом происходит обогащение жидкой фазы легкими фракциями, которые могут переходить в газовую фазу при меньших давлениях. Остаточная вода способствует увеличению критического давления на 10-15%. Данные о фазовом состоянии нефтегазовых смесей при различных давлениях и температурах используются для разработки некоторых технологий повышения нефтеотдачи пластов, связанных с закачкой в пласт газов высокого давления или газов, обогащенных тяжелыми компонентами.