Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ

 БЕЛАРУСЬ

Учреждение образования

«Гомельский государственный технический университет

Имени П.О.Сухого»

 

 

А.П. ПИНЧУК

 

 

ФИЗИКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Учебное пособие

 

Гомель 2004

 

 УДК 553.98:622.276

ББК.26.325.4

 П326

 

 

Рецензент: А.М. Гумен, кандидат геолого-минералогических наук, доцент, заведующий Гомельского отдела Центра геофизического мониторинга Национальной академии наук Беларуси.

Рекомендовано к изданию научно-методическим советом Учреждения образования «Гомельский государственный технический университет имени П.О.Сухого» ………….. 2004 года, протокол № …

Пинчук А.П.

П326 Физика нефтяных и газовых коллекторов: учебное пособие для специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» высших учебных заведений. – Гомель: учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П.О.Сухого», 2004. – 82 с.

В учебном пособии излагается материал по физическим свойствам пород нефтяных и газовых коллекторов; свойствам нефти, газа, конденсата и пластовых вод; фазовое состояние углеводородных систем и физические основы вытеснения нефти и газа из пористых сред.

Предназначено для студентов 2, 3 и 4 курсов дневной и заочной формы обучения.

                             ББК 26.325.4 

               П326

              © А.П.Пинчук, 2004

              © Учреждение образования

«Гомельский государственный технический университет имени П.О.Сухого», 2004

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение …………………………….…………..…..……..…. .4

1. Коллекторские свойства горных пород ……….…..….... 6

1.1. Гранулометрический состав пород ………………..…..…7

1.2. Пористость горных пород ………………..……….……..9

1.3. Проницаемость горных пород .………..………….……12

1.4. Зависимость относительной проницаемости от

насыщенности водой порового пространства ………….14

1.5.Удельная поверхность горных пород ……………………18

1.6. Трещиноватость и кавернозность горных пород………..20

1.7. Насыщенность порового пространства флюидами……..21

1.8. Исследование порового пространства ………………….22

2. Механические и тепловые свойства пород………..……24

2.1. Напряженное состояние пород………….……………….25

2.2. Деформация горных пород ……………………….……...26

2.3. Упругие изменения коллекторов…………….……..……28

2.4. Тепловые свойства горных пород ..………………….…..30

3. Свойства газа, конденсата, нефти и пластовых вод ….34

3.1.Состав нефти и природных газов.………………………...35

3.2. Свойства нефти …………………………………………...38

3.3. Свойства природных газов……………………………….47

3.4. Свойства пластовых вод …………………………………53

4. Фазовое состояние углеводородных систем ……….…..60

5. Вытеснение нефти и газа из пористых сред ………….. 68

5.1. Поверхностно-молекулярные свойства системы

пласт- вода-нефть-газ………………………………..……69

5.2. Вытеснение нефти водой и газом………………….....….72

5.3. Нефте-и газоотдача пластов………………..…………….76

5.4. Повышение нефтеотдачи…………………………………78

Литература  ………………………………………………...…83

Контрольные работы…………………………………….…….84

 

ВВЕДЕНИЕ

Учебное пособие по изучению дисциплины «Физика нефтяных и газовых коллекторов» предназначено для студентов специальности «Разработка полезных ископаемых», специализирующихся по разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. В пособии последовательно излагается материал по физическим свойствам пород нефтяных и газовых коллекторов; свойствам нефти, газа, конденсата и пластовых вод; фазовое состояние углеводородных систем и физические основы вытеснения нефти и газа из пористых сред. В конце каждой главы приводятся вопросы для самоконтроля степени усвоения материала. Учебное пособие предназначено и для студентов заочной формы обучения. В связи с этим разработаны варианты контрольных работ, которые приводятся в конце пособия.

Физика нефтяных и газовых коллекторов – наука, изучающая физические свойства пород нефтяных и газовых коллекторов, свойства пластовых жидкостей и газов, газоконденсатных смесей, методы их анализа и возможность воздействия на пласт.

Эксплуатация углеводородных месторождений предполагает знание свойств пористых сред коллекторов их взаимодействия с углеводородами различного фазового состояния, физики фильтрации углеводородов и воды в пористых средах, оптимальных условий извлечения углеводородов. Протекающие в пласте процессы рассматриваются на основании законов для идеальных жидкостей и газов. Однако компоненты системы пористая среда – жидкость - газ не являются идеальными, поэтому во всех случаях следует учитывать реальные условия, что значительно затрудняет анализ поведения системы

В природной системе пористая среда неоднородна. Твердая фаза представлена различными минералами в пределах одного месторождения. Жидкая и газовая фазы являются смесью различных химических компонент, находящихся в определенных термобарических условиях, непрерывно меняющихся при эксплуатации месторождения. В таких условиях многозначность поведения системы порода – углеводороды значительно возрастает. Отклонения поведения системы от идеального расчетного состояния может достигать десятков процентов. Это обусловлено многофакторностью связей компонент системы большого пространственного объема. Здесь незначительные в обычных условиях процессы, могут приобретать первостепенное значение.

Эксплуатация углеводородных залежей приводит к изменению их условий залегания в пласте (водонасыщенности, нефтегазонасыщенности, температуры, давления и других свойств). Изменяющиеся условия залегания углеводородов требуют корректировки режима эксплуатации залежей.

Чтобы успешно решать задачи эксплуатации месторождений углеводородов, следует ориентироваться в закономерностях поведения системы порода – углеводороды для идеализированной системы, предвидеть возможные отклонения ее поведения в реальной природной обстановке и уметь использовать свои знания для задания оптимального режима эксплуатации месторождения.

В мировой практике добычи углеводородов эксплуатируются месторождения с минимальными запасами, на грани рентабельности их разработки. Однако встречаются и месторождения гиганты. Так, месторождение Карачаганак в Казахстане в 150 км к востоку от г.Уральска характеризуется размерами 30х15 км с высотой газовой залежи 1450 м и нефтяной – 200 м, с запасами углеводородов в 1,2 трлн. м³ газа и 1млр. т жидких углеводородов. Тем не менее, месторождения любых размеров характеризуются своими особыми условиями, неоднородностями геологического строения и коллекторских свойств, составом углеводородов. Все это требует учета всего комплекса факторов при разработке месторождения. 

В нефтегазоносной провинции Беларуси «Припятский прогиб» открыто 66 месторождений, имеющих более190 залежей, добыто 104 млн. тон нефти, разведанные ресурсы составляют 47,7%. Из объема текущих разведанных запасов 44,5% трудно извлекаемые, а обводненность извлекаемой продукции составляет 70-90%. Приведенные цифры показывают сложность эксплуатации месторождений Беларуси, что требует глубоких знаний специалистами нефтяного профиля физики нефтяного и газового пласта.

Автор благодарен профессору Минееву Б.П. тщательно проанализировавшему и отредактировавшему рукопись, что значительно улучшило её содержание и позволило устранить многие недочеты.

 

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Наличие пустот в горной породе определяет ее пористость. Первичные поры возникают при образовании горной породы, вторичные поры возникают в результате механического, химического, тектонического, теплового и т.д. воздействия на породу.

По величине поровых каналов породы подразделяют: сверхкапиллярные – размер каналов больше 0,5 мм, капиллярные – 0,5 – 0,0002 мм (0,2 мкм), субкапиллярные – меньше 0,2 мкм. Чем меньше поровые каналы, тем большее оказывается сопротивление движению нефти, воде, газу. При субкапиллярных каналах даже при высокой пористости порода будет непроницаема для жидкости и газа (глина). Поровый состав несцементированных обломочных пород в основном зависит от гранулометрического состава. У грубо-, крупно-, среднезернистых слабосцементированных пород преобладают крупные близкие по размерам поры. У мелко- и тонкозернистых пород – мелкие поры. У карбонатных пород поровый состав разнообразен. Ракушечник, водорослевые известняки имеют крупные поры. Известняки и доломиты хемогенного происхождения – тонко-, мелко- и среднезернистые. При одинаковых размерах зерен, наименьшей пористостью обладают породы с окатанными зернами, наибольшей – с угловатыми и плоскими. Пористость также зависит от укладки зерен, при рыхлой укладке пористость может составлять 48, ромбической – 26, параллельной 12%. Пористость пород, а особенно глин и глинистых, может существенно зависеть и от давления в пласте. Извлечение пород на поверхность Земли приводит к изменению их пористости на 7 – 50%, что следует учитывать при сравнении пористости пород определенной в скважинных условиях и на поверхности Земли.

Пористость породы может быть высокой, но часть пор может иметь замкнутый характер, что исключает возможность передвижения в них жидкости и газа. Возможность передвижения флюидов, в порах малого диаметра, зависит и от создаваемого градиента давления в породе. В связи с этим различают полную (абсолютную), открытую, эффективную и закрытую пористость.

 Полная пористость включает объем всех пор (пустот) в породе, как сообщающихся между собой, так и изолированных.

 Открытая пористость включает объем только связанных между собой пор. Разность между полной и открытой пористостью дает величину закрытой пористости.

Эффективная (динамическая) пористость включает объем только тех пор, по которым происходит движение флюида, без застойных зон при определенном градиенте давления. Динамическая пористость характеризует не только породу, но и физико-химические свойства насыщающих её углеводородов и воды. Величина динамической пористости характеризует извлекаемые запасы углеводородов при вытеснении их водой. Для однофазной системы динамическая и эффективная пористости тождественны.

Коэффициент пористости m  определяет отношение объема пор в образце породы V_пор  к объему образца. Коэффициент пористости определяется в процентах или долях единицы.

 

m=V_пор / V_обр.

 Соответственно можно определить коэффициент открытой пористости. Однако, не все пористое пространство, кроме закрытой пористости, может быть занято нефтью или газом. В связи с этим вводится понятие эффективной (полезной) пористости пласта. В этом случае при расчете коэффициента эффективной пористости от объема пористого пространства образца породы следует вычесть объем закрытой пористости и объем пор занятых остаточной водой.

При динамических нагрузках, создаваемых для движения нефти и газа в пласте в зависимости от перепадов давления, свойства нефти, двух или трехфазности системы, капиллярных свойств породы и других причин часть нефти может не перемещаться. Для учета и оценки условий, существующих в пласте, вводится понятие динамически полезной емкости коллектора и динамической пористости и рассчитывается коэффициент динамической пористости.

С увеличением глубины определения полная пористость все более и более превышает открытую пористость. Пористость зависит и от литологического состава горных пород. В песках полная и открытая пористость практически равны. В глинах полная пористость велика, а открытая незначительна или даже отсутствует.

Для определения коэффициентов пористости пород используется метод взвешивания в жидкости (обычно керосине) и воздухе образца насыщенного той же жидкостью.

 

m = ( V _пор / V _обр ) = ( P ₂ – P ₁ ) / ( P ₂ – P ₃ ),

 где P₁ - масса сухого образца в воздухе, P₂ - масса образца с заполненными керосином порами, P₃ - масса насыщенного керосином образца в керосине.

 

 Объем образца породы находится по объему вытесненной жидкости, если предварительно насытить образец этой же жидкостью. Иногда применяют парафирование образца или рассчитывают его объем при правильной геометрической форме.

Для определения пористого пространства породы применяются и другие разнообразные методы.

Пористая среда содержит поры различного размера. Важно определить изменение объема пор, приходящееся на единицу изменения их радиуса (рис. 1.2).

 

F(r) = dV / dr.

 

ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Проницаемость характеризует способность пласта пропускать воду, нефть и газ. Абсолютно непроницаемых пород нет. Но из-за малых размеров пор, вязкости воды, нефти и газа, адсорбционных свойств породы и других условий породы могут быть слабо проницаемы или непроницаемы. Проницаемость зависит от структурно-текстурных особенностей пласта. Вдоль напластования проницаемость может быть в 3-10 раз выше, чем поперек напластования.

Различают проницаемость абсолютную, эффективную (фазовую) и относительную.

Абсолютная проницаемость характеризует проницаемость породы для одной фазы, химически инертной к породе. Абсолютная проницаемость определяется пропусканием через породу газа (азота, гелия) или воздуха при известном давлении фильтрата на входе и выходе. Проницаемость одной и той же породы может быть различной для воды, нефти, газа, соответственно для разного фазового состава.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называется способность породы пропускать один флюид в присутствии другого. Эффективные проницаемости характеризуются коэффициентами для газа К_пр.г., воды К_пр.в., нефти К_пр.н. Их значения зависят от объемного соотношения компонентов газа, нефти, воды в фильтрующихся смесях.

Исследования показали:

1) При водонасыщенности до 20-50 % , К_пр.в для жидкости близок к нулю; вода удерживается и не участвует в фильтрации, а относительная проницаемость для газа будет 0,9-0,98. Из скважины можно добывать чистый газ;

2) При водонасыщенности больше 75-90 %, К _пр.г. близко к нулю

3) В зависимости от степени водонасыщенности возможен двух и однофазный поток;

4) Фильтрация нефти, как однофазной жидкости, возможна только при водонасыщенности меньше 10 %;

5) Значение К_пр.в. в основном определяется К_в. и практически не зависит от соотношения в породе-коллекторе нефти и газа;

6) При газонасыщенности песчаных пород до 10%, а известняков до 30% газ остается неподвижным, ухудшаются условия и для фильтрации нефти и воды. Выделяющийся в пласте газ при снижении давления оказывает отрицательное влияние на фильтрацию нефти.

Относительная проницаемость пористой среды определяется отношением ее эффективной проницаемости к абсолютной, для данной фазы.

Проницаемость горных пород определяют по закону Дарси. Скорость фильтрации n пропорциональна коэффициенту проницаемости породы К, градиенту давления D p и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости m  и длине пористой среды  L :

n = К × 1/ m × D p/ L = Q / F

Скорость фильтрации определяется также отношением объема расхода жидкости в единицу времени Q  к площади фильтрации F.

Единица проницаемости - дарси (Д), ее тысячная доля – миллидарси (млД). Пористая среда обладает проницаемостью 1 дарси для однофазного флюида с вязкостью 1 сантипуаз, полностью насыщающего пористую среду при фильтрации через нее со скоростью 1 см/с (расход 1 см³/с) при площади поперечного сечения 1 см² и градиенте давления 1 атм. (1 Д = 10^-12 м² ).

В системе СИ за единицу проницаемости принимают 1м². При фильтрацию через образец площадью 1м², длиной 1м и перепаде давления 1Па расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1м³/с.

Линейный закон фильтрации жидкости является идеальным случаем из общей закономерности фильтрации. Он нарушается в связи с изменением скорости фильтрации, размеров и конфигурации пор, зерен, состава породы, свойств жидкости и других условий. Для нефти и газа нарушение линейного закона фильтрации обычное явление, которое обусловлено различным фазовым составом потока, его физическими свойствами, свойствами пористой среды, насыщенностью среды водой и т.д. Для анализа проницаемости среды пользуются зависимостями относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами. По таким зависимостям делают выводы о притоках нефти, воды и газа в скважину, определяют дебит скважины и решают технические задачи эксплуатации месторождений.

ГОРНЫХ ПОРОД

 

Трещиноватость горных пород оказывает значительное влияние на их нефте-газосодержание и фильтрационные свойства. Во многих случаях запасы нефти определяются объемом трещин в породе, а не ее пористостью. Трещиноватые и кавернозные коллекторы подразделяют:

1. Коллекторы кавернозного типа, развитые в карбонатных породах. Каверны связаны системой микротрещин.

2. Коллекторы трещиноватого типа, развитые в карбонатных породах, а также песчаниках, гранитах, метаморфических породах.

3. Смешанные трещиновато-кавернозные коллекторы. Они широко распространены.

Трещины в породах имеют преимущественную ориентировку, обусловленную напластованием, системой складкообразования тектоникой, свойствами породы. Трещиноватость характеризуется направленностью, раскрытостью, объемной и поверхностной плотностью, густотой. Наиболее информативным параметром является объемная плотность  Т трещин, которая равна отношению половины площади поверхности всех трещин к объему породы V. Объемная плотность трещин может изменяться в широких пределах до 60 и более 1/м . Проницаемость трещиноватых пород зависит от преимущественного простирания системы трещин и направления фильтрации.

Карбонатные породы в силу своих физико-химических свойств подвержены растворению, выщелачиванию, перекристаллизации, трещинообразованию и поэтому формируют сложную систему пустотного пространства. Возникает трещинно-кавернозно-поровое пространство. В связи с этим в таких коллекторах при эксплуатации развивается два типа фильтрации: по матрице и по трещинам и кавернам. Это следует учитывать при подсчете запасов углеводородов и планировании технологии разработки месторождений.

Трещиноватости и кавернозности пород всегда сопутствует пористость. Поры и каверны связаны между собой системой трещин. Поэтому коллекторы нефти и газа в этом случае называют трещиновато-кавернозно-пористыми. Порядок слов в этом названии зависит от последовательного преимущественного преобладания вида свойства коллекторского пространства. Трещиноватость изучается по кернам и шлифам, геофизическими, гидродинамическими методами. Геофизическими методами трещиноватость определяют по зависимости величин удельного электрического сопротивления, скорости распространения волн, плотности породы от трещиноватости.

Вопросы для самоконтроля к теме 1

1. Методы определения гранулометрического состава пород.

2. Определение коэффициентов полной, открытой, закрытой, эффективной и динамической пористости.

3. Абсолютная и эффективная (фазовая) проницаемость, единица

измерения.

4. Характер влияния водонасыщенности горных пород на коэффициент относительной проницаемости. Диаграмма трехфазного потока.

5. Удельная поверхность горных пород и её влияние на параметры

пористой среды.

6. Влияние трещиноватости и кавернозности на параметры

пористой среды.

7. Водо-, нефте- и газонасыщенность пород.

8. Методы исследования пористого пространства: лабораторные, геофизические, скважинные

 

 

МЕХАНИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕ

 СВОЙСТВА ПОРОД

 

Неустойчивость скважины развивается, когда силы горного давления или взаимодействие породы и бурового раствора создают выдавливающие, растягивающие или любые другие перемещения стенок скважины. Последствия неустойчивости скважины - прихваты бурильных труб, потери раствора, инструмента, плохие условия для каротажа и цементирования скважин.

Урон, наносимый неустойчивостью скважин по всем промыслам мира, составляет один млрд долларов ежегодно. В расчете на одну скважину – 1,5 млн долларов.

Наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на процессы, происходящие в пласте при разработке и эксплуатации месторождений – упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность. Учет этих свойств при бурении скважины может предотвратить различные возможные аварийные ситуации. С этой целью задаются оптимальные скорости бурения, подбираются необходимые плотности и состав бурового раствора, проводятся специальные технологические операции по укреплению опасно-аварийного отрезка бурящегося ствола скважины.

 

 

НАПРЯЖЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПОРОД

 

Напряженное состояние, зависящее от глубины залегания и характера самих пород, уравновешивает вес вышележащей толщи. Поле напряжения можно рассчитать:

 по вертикали  б_z = ρ g H,

по горизонтали б_y  = б_x  = n ρ g H,

 где  б_z, б_y,  б_x  - вертикальные и горизонтальные составляющие напряжений, ρ – плотность пород, g - ускорение силы тяжести, Н – глубина залегания пласта, n – коэффициент бокового распора.

 

Коэффициент бокового распора, для пластичных и жидких пород, равен единице, а для плотных и крепких – доли единицы. В верхней зоне земной коры соотношение между вертикальной и горизонтальной составляющими напряжений находится в пределах σ_х=0,43σ_z. На значительных глубинах происходит выравнивание напряжений, так как за длительное геологическое время породы испытывают пластические деформации. Однако тектонические процессы могут вызвать значительные горизонтальные напряжения, превышающие вертикальные в 2-3 раза.

Напряжения в плотной и пористой породе под действием одних и тех же сил будут различны. На площади занятой порами напряжения не возникают. Они концентрируются только в области контакта минеральных зерен. С увеличением пористости, трещиноватости, кавернозности напряжения в породе возрастают.

В любом кубике горной породы можно выделить девять компонент напряжения – на каждой грани кубика два касательных и одно нормальное. Напряжения в породах могут возникнуть не только под действием внешних сил, но и под действием физических полей: термического, электрического, усадочные, остаточные и др.

Бурение скважин приводит к изменению естественного поля напряжений пород. В горном массиве возникает сложное поле напряжений. Вдали от скважины породы всесторонне сжаты, а при приближении к скважине они находятся в условиях одноосного сжатия. В результате этого пластичные породы частично выдавливаются в скважину. Наиболее сложным является интервал прохождения глинистых пород. Возникающая при бурении релаксация механических напряжений ведет к осыпям, обвалам, ползучести пород. Уменьшение размера частиц глин ведет к значительному изменению энергетических характеристик их поверхности, увеличивает их способность к образованию адсорбционных слоев.

 Аномальная зона, возникающая при бурении, в несколько раз превосходит размер горной выработки, поэтому для скважины она относительно невелика, но оказывает существенное влияние на техническое состояние ствола скважины и фильтрационные свойства. На стенки скважины окружные сжимающие напряжения могут достигать двойного горного давления, что может вызвать разрушение пород призабойной зоны под действием тангенциальных напряжений и значительно ухудшить фильтрационные свойства пород в зоне скважины. В связи с этим окончание бурения скважины и переход к стадии испытания пласта требует повышенного внимания и применения специальных технологических мероприятий.

 

 

ДЕФОРМАЦИЯ ГОРНЫХ ПОРОД

 

Деформация горных пород зависит от продолжительности и величины напряжения вызванного нагрузкой.

При медленном нагружении деформация отклоняется от закона Гука прямой пропорциональности. При длительном действии нагрузки горная порода обнаруживает ползучесть и деформируется.

При быстрых нагрузках, 10 – 15 % от разрушающих, не возникает остаточной деформации у большей части пород. Твердые горные породы сохраняют упругие свойства и при напряжениях, составляющих 70 – 75 % от разрушающих.

Горные породы условно разделяются на твердые, пластичные, сыпучие. Однако эти свойства зависят от условий приложения нагрузки. Так при растяжении, изгибе, одноосном сжатии пластические свойства пород почти не проявляются. Но при всестороннем сжатии многие хрупкие породы приобретают пластические свойства. Длительность воздействия нагрузки так же способствует проявлению пластических деформаций. Часто наблюдаются псевдопластические деформации в результате возникновения многочисленных микротрещин и скольжения породы по их плоскостям.

При увеличении напряжений будут наблюдаться три области деформаций: упругие, пластические, разрушительные.

Прочность пород на растяжение меньше, чем на сжатие. В условиях всестороннего сжатия прочность пород увеличивается в 10-20 раз. За пределами упругости тело начинает пластически течь.

Высокопрочные но хрупкие породы значительно легче поддаются динамическому разрушению. Наличие кварцевых зерен и полевого шпата в породе уменьшают её пластичность. Пластические деформации у известняков и алевролитов появляются при всестороннем давлении 500 атм, ангидритов – 1000, песчаников – 4000 атм.

Увлажнение пород понижает их прочность. Вода проникает в самые мелкие трещины. Они не могут сомкнуться, и количество раскрытых трещин возрастает. Поверхностно-активные вещества в воде увеличивают её подвижность, а значит, снижается прочность пород.

Глинистые породы, поглощая воду, увеличивают свой объем в 1,5-2 раза. Это свойство носит название набухания. Вода проникает между пакетами кристаллических решеток глинистых минералов и раздвигает их. Прочность глинистых пород изменяется во времени от начальной в данных условиях до увлажненной породы, также как и изменяется физико-химическое и механическое состояние. Для предупреждения негативных явлений в буровые растворы вводят электролит, приготавливают его на углеводородной основе, применяют известково-битумный раствор.

Горным породам присуща анизотропия механических свойств. Они различно реагируют вдоль и поперек напластования, при сжатии и растяжении.

 

Оптические свойства нефтей

Цвет нефти. Цвет нефтей изменяется в широких пределах от бесцветного до светло-желтого, темно-коричневого и черного. Углеводороды нефти бесцветны, цвет нефтей определяется присутствием в их составе асфальтно-смолистых веществ, чем их больше, тем темнее нефть.

Колориметрические (оптические) свойства нефти зависят от содержания асфальтно-смолистых веществ, изменение концентрации которых изменит вязкость, плотность и другие свойства нефти. В связи с этим в практике исследований свойств нефти широко применяются фотоколориметрические методы. Суть метода заключается в определении коэффициента светопоглощения К_сп  нефтью, который зависит от длины волны падающего света, состава нефти и ее температуры. Длину волны света и температуру нефти устанавливают одинаковой для любых нефтей и их растворов. Фотоколориметрические методы широко используются на практике ввиду их простоты и быстроты определения коэффициента поглощения света.

Люминесценция. Нефти при попадании на них света часть его отражают, другую часть поглощают, и сами начинают светиться, люминесцировать характерным свечением. Применяя ультрафиолетовое освещение можно обнаружить даже тысячные доли процента нефти в горных породах и растворах. Люминесцентный анализ широко применяется при поисках и разведке нефтяных месторождений для исследования присутствия нефти в буровом растворе, шламе и керне. Этот метод применяют и для определения состава, структуры и количества смолисто-асфальтеновых компонентов.

Оптическая активность нефти. При прохождении через нефть поляризованного луча света его плоскость поляризации смещается под действием полициклических нафтенов. Нефти более древних отложений менее оптически активны, чем нефти молодых отложений.

 

СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

 

Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами природных газов являются плотность, вязкость, сжимаемость, критическое давление и температура, диффузия, растворимость.

 

Плотность газа на практике определяется по отношению к массе сухого воздуха (1,293 кг/м³ ), заключенного в том же объеме при нормальных условиях, т.е. определяется относительная плотность газа:

d= ρ_г / ρ_в , где ρ_г  - плотность газа,  ρ_в  - воздуха.

Относительная плотность метана – 0.554, этана – 1.038, пропана – 1.523, бутана – 2.007

 

Плотность газов зависит от давления и температуры. Она увеличивается с увеличением давления и понижением температуры (рис.3.3).

Её определяют по изменению скорости истечения из отверстий. Квадраты скоростей истечения газа из отверстий обратно пропорциональны плотностям, прямо пропорциональны квадратам времени истечения одинаковых объемов газов:

 

V₁² / V₂² = ρ ₂ / ρ ₁ = t₂² / t₁²

В газовой смеси определяется средняя кажущаяся молекулярная масса:

M _ср = у₁ М₁+ у₂ М₂+ + у_n М _n = S у_i М_i,

где   М_1, М₂ М _n - относительные молекулярные массы компонентов, у_1, у, у_n - мольные доли компонентов. Один кило моль любого газа занимает объем 22,4м³. Зная среднюю молекулярную массу газов можно определить их плотность по отношению к воздуху:

 

d = М_ср / М_возд = М / 28,97.

По известной плотности ρ₀ газа при нормальных условиях, можно определить его молекулярную массу:

 

М_ср = 22,4 ρ₀

При работе с газом следует учитывать его большую плотность, чем воздуха, а значит, он может накапливаться в помещениях и колодцах и создавать опасность.

Вязкость газа характеризует его состояние и закономерность движения в пластах – это сила внутреннего трения между двумя слоями газа.

 

 

 

 

Вязкость сухого газа при 0⁰С 13*10^-4 Па*с., воздуха – 17*10^-6 Па*с. Динамическая вязкость газа связана с его плотностью ρ_ср, средней длиной свободного пути молекул λ_ср,  средней скоростью молекул:

µ =( r V_ср λ_ср) / 3

Из приведенной зависимости следует, что при повышении давления плотность газа возрастает и уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, но скорость их пробега не изменяется. Поэтому с увеличением давления динамическая вязкость практически остается постоянной. С увеличением температуры средняя скорость молекул возрастает (r и λ_ср постоянны) и поэтому увеличивается вязкость газа (рис. 3.4).

Рассмотренная выше закономерность нарушается, когда давление повышается значительно. При высоких давлениях с увеличением температуры вязкость газа понижается, аналогично изменению вязкости жидкости.

Следует учитывать влияние азота на вязкость газа, при его содержании более 5 %.

Для определения вязкости газов используют методики измерения скорости падения шарика в газе, затухания вращательных колебаний диска и др. В пластовых условиях используют капиллярный метод.

Критическая температура и давление. Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние при любых давлениях. Для метана критическая температура равна –82.1 ⁰С, поэтому в недрах земной коры метан не может быть в жидком состоянии. Этан и пропан в земной коре могут находиться в жидком состоянии при давлениях выше критического, ниже которого как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние.

Диффузия – взаимное проникновение одного вещества в другое при их соприкосновении, что обусловлено движением молекул. Диффузия газов в пластовых условиях происходит через водонасыщенные поры и трещины пород. Явление диффузии газов играет существенную роль при формировании и разрушении залежей газа.

Растворимость газов при небольших давлениях подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газов в воде зависят от температуры и минерализации воды. При температурах до 90 ⁰С эта зависимость обратная, при боле высоких температурах – прямая. С ростом минерализации воды растворимость газа падает.

Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Чем более жирный газ и более легкая нефть, тем

больше растворимость в ней газов. Растворенный в нефти газ увеличивает объем нефти и уменьшает её плотность, вязкость и поверхностное натяжение. Если объем газа значительно превышает объем нефти, то при давлении более 25 МПа и температуре 95 ⁰С наступает обратная растворимость – жидкие углеводороды растворяются в газе и могут полностью превратиться в газ. При понижении давления из смеси будет выпадать конденсат (жидкие углеводороды).

Миграция нефти через плохо проницаемые породы невозможна, но нефть, растворенная в газе, может мигрировать. Это свойство следует учитывать при прямых и геохимических методах поисков месторождений нефти и газа, а так же при разработке месторождений.

Уравнение состояния газов. Состояние газа характеризуется давлением r, температурой  Т, объемом V. Уравнение состояния реальных газов отличается от идеальных, а четкие математические уравнения описывают состояние идеальных газов. Уравнение состояния Ван-дер-Ваальса для реальных газов имеет вид:

(р + а / V²) (V - в) = R Т,

где р – давление, а - сила притяжения молекул, в - объем молекул газа, V –объем газа, Т – температура, R – газовая постоянная.

Однако в промысловом деле имеется смесь газов, что затрудняет применение уравнения. Разработаны другие уравнения для этого случая: Битти – Бриджмена; Бенедикта, Ватта, Рабина. Для практических расчетов пользуются уравнением Клапейрона, учитывающем коэффициент сжимаемости (сверхсжимаемости) реальных газов:

р V = Z m R T ,

где, Z - коэффициент сжимаемости, m – масса.

Реальный газ по свойствам приближается к идеальному при низких давлениях. С повышением давления молекулы газа сближаются, возрастают силы притяжения между ними, и газы сжимаются сильнее, коэффициент сжимаемости уменьшается. С ростом давления свойства газа приближается к свойству жидкости, начинают проявляться взаимоотталкивающие силы между молекулами, и коэффициент сжимаемости вновь возрастает.

Коэффициент сжимаемости газа – это степень изменения его объема при отличии температуры и давления в долях от критических значений. Термодинамические свойства газов, с равными приведенными температурой и давлением, практически одинаковы, т.к. газы находятся в одинаковом приближении к жидкому состоянию. Графики коэффициента сжимаемости газов в приведенных координатах с практической точностью совпадают и используются для вычисления удельных объемов и других параметров любого газа.

Р_пр= р /(Σ у_i р_{кр i} ), Т_пр = Т / (Σ у_i Т_{кр i}),

где р,Т - давление и температура газа, у_i - мольная концентрация  i-го компонента газа. Р_пр , Т_пр - выражают давление и температуру в долях от критических величин.

Для идеального газа f = р, для реального g = f /р, где g - коэффициент летучести, р – давление. Приближенно f = Z р.

 

 

.

 

Минимум коэффициента сверхсжимаемости газа обусловлен переходом от силы притяжения между молекулами к силам отталкивания с увеличением давления. При высоких температурах минимум отсутствует, работают силы отталкивания. С увеличением температуры коэффициент сверхсжимаемости газа увеличивается.

С помощью коэффициента сжимаемости определяют объем газа в различных условиях

V = V₀ Z (Т / (273 р)) ; V/ V₀ = (Z / р) (Т/ 273)

Отклонение законов состояния реальных газов от идеальных учитывают используя функцию давления f - летучесть (фугитивность). Это функция исправленного давления, после учета величины его формулы идеального газа, становится пригодны для определения состояния реального газа (рис. 3.5)

 

 

СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД

 

Строение молекулы и структурные особенности воды. Масса воды состоит из 11,11% водорода и 88,89% кислорода. Это простейшее химическое соединение одного атома кислорода и двух атомов водорода. Известно три изотопа водорода – протий, дейтерий, тритий и шесть изотопов кислорода. Поэтому в природных условиях выявлено 18 разновидностей молекул воды. Природная вода в основном состоит из молекул ¹Н₂¹⁶О, а остальные разновидности присутствуют в ничтожно малых количествах.

Природная вода обладает многими аномальными физическими свойствами:

1) плавление льда сопровождается сжатием вещества (жидкой воды), которое достигает максимума при температуре 4 ⁰С,

2) Вода имеет аномальные более высокие температуры плавления и кипения,

 3) Вода обладает высокой удельной теплоемкостью, теплотой плавления и испарения,

4) Вода имеет аномальную растворяющую способность для солей и высокую диэлектрическую проницаемость,

5) Вязкость воды при повышении давления в интервале температур 0-30⁰С уменьшается, а при более высоких температурах увеличивается.

 Аномальные свойства воды зависят от её структуры, которая обусловлена наличием особого типа молекулярной водородной связи. Атом кислорода находится в центре молекулы. Ядра атомов водорода по отношению к ядру атома кислорода составляют между собой угол 105⁰3¹ в жидкой воде и 109⁰30¹ во льду.

Пространственное расположение орбит вращения электронов в молекуле воды создает дипольное распределение электрических зарядов. Молекула воды имеет тетраэдрическое строение с двумя положительными и двумя отрицательными полюсами. Каждая молекула воды взаимодействует с четырьмя другими молекулами, создавая льдоподобную решетку. Такая упорядоченная структура взаимосвязи молекул воды придает ей свойства твердого тела с наличием значительного пространства между молекулами. Молекула воды совершает около 1000 колебаний в секунду.

По одной из моделей структуры воды связь между молекулами воды и других жидкостей с водородными связями осуществляется через водородные мостики, образующих кольцевые структуры. Создаются агрегаты молекул взаимосвязанных между собой. Аномальные свойства воды учитываются при решении вопросов нефтяной геологии. На этой основе могут быть разработаны различные модели использования воды.

В природных условиях встречаются следующие виды воды: конституционная и кристализационная; прочно-связанная; капиллярная; остаточная; свободная (гравитационная). Все указанные виды воды обладают различными свойствами, часто противоположными, и удерживаются в пористой среде различными силами. 

Вода в нефтяной залежи занимает пониженные зоны и находится в большинстве случаев под залежъю и вокруг нее и называется подошвенной или краевой. Вода, находящаяся в пропластках называется промежуточной. Верхние и нижние воды залегают выше и ниже нефтяного пласта. В продуктивных пластах залежи вместе с углеводородами также содержится вода, оставшаяся со времени образования залежи, поэтому её называют остаточной.

Водоносные и продуктивные части пластов являются единой связанной гидродинамической системой.

Остаточная вода в залежи находится со времени образования залежи. В пористой среде остаточная вода существует как капиллярно связанная, адсорбционная, пленочная, свободная. С увеличением проницаемости среды количество остаточной воды в породе уменьшается. Содержание остаточной воды в породах может меняться от нескольких процентов до 70% и более от суммарной емкости пор. Наименьшее количество остаточной воды отмечается в пластах со щелочной водой и наибольшее – в присутствии пресной воды. Минерализация остаточной воды зависит от литологии пород коллекторов и находится в пределах 15 – 22%. Остаточная вода имеет плотность 1,2-1,4 г/см³ обладает высокой проводимостью, низкой диэлектрической проницаемостью 2-2,5, температурой замерзания минус 20-193 ^оС, концентрацией солей 100-300 г/л, повышенным содержанием хлора и повышенной радиоактивностью.  

Распределение нефти, остаточной воды и газа в залежи влияет на фазовые проницаемости, а значит и на процессы движения нефти. В пласте остаточная вода может находиться в виде пленки, покрывающей поверхность поровых каналов (гидрофильная поверхность) или в виде отдельных жилок включений в центрах пор (гидрофобная поверхность среды). В последнем случае нефть смачивает поверхность пор. От первоначального распределения жидкостей и газов в пласте зависят характеристики пласта: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, количество остающейся нефти, интенсивность капиллярных процессов.

Определение количества остаточной воды в породе проводят на извлеченном керновом материале. Керн помещают в растворитель (толуол), далее при кипении растворителя отделяется вода. Определяется водо-нефте- газонасыщенность породы.

Быстрый метод определения остаточной воды в керне – центрифугирование. С увеличением скорости оборотов центрифуги жидкость вытесняется с пор все меньшего диаметра. С некоторой скорости вращения  увеличение скорости практически не влияет на оставшуюся в порах воду, её и считают остаточной. Изменяя скорость ценрифугирования, и определяя количество выделившейся воды, можно построить зависимость «капиллярное давление – водонасыщенность» и по ней определить среднюю остаточную водонасыщенность пород исследуемого пласта. Применяют также и метод полупроницаемых мембран (перегородок) вытеснения воды из керна азотом, воздухом или нефтью, метод вакуумирования и др.

Переходные зоны нефть-вода (ВНК), нефть-газ (ГНК), вода-газ (ВГК). Водонефтяная зона имеет различную мощность в зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств воды и нефти. В песчаниках высокой проницаемости мощность переходной зоны исчисляется сантиметрами, в мелкозернистых – метрами (6-8) м.

Для оценки величины переходной зоны используют геофизические методы и экспериментальные. В переходной зоне распределение нефти и воды очень сложное. Для анализа используют зависимость «капиллярное давление - водонасыщенность».

При вытеснении нефти водой во время эксплуатации месторождения на строение водонасыщенного контакта влияет прирост давлений и фазовые проницаемости системы, проницаемость, капиллярный подъем, физико-химические свойства жидкости.

Радиоактивность пластовых вод обусловлена содержанием в них урана, радия и радона. Практически все подземные воды в различной степени радиоактивны. При заводнении залежи поверхностными водами, вокруг залежи образуется оторочка радиоактивных вод, обусловленная как радиоактивностью остаточных подземных вод, так и выщелачиванием из горных пород радиоактивных элементов. Такая радиоактивная оторочка вод является надежным критерием прохождения водо-нефтяного контакта.

Минерализация пластовых вод нефтяных месторождений колеблется от единиц г/м³ до сотен кг/м³. Минеральные вещества представлены солями натрия, кальция, магния и др. Основными солями являются хлориды и карбонаты, сульфаты. Помимо этого в водах может содержаться йод, бром, редкоземельные элементы, органические вещества.

Нефтяные залежи в большинстве случаев находятся в зоне затрудненного водообмена, но иногда присутствуют и пресные воды.

Плотность пластовых вод возрастает с увеличением минерализации и может достигать 1500 кг/м³ при концентрации солей 642,8 кг/м³

Сжимаемость пластовых вод изменяется в пределах (3,7-5,0)10^-10м²/Н, а при наличии растворенного газа может значительно увеличиваться

b _вг = b _в (1+0,05 V_г),

 где: b _вг - коэффициент сжимаемости воды с растворенным газом, b _в – коэффициент сжимаемости чистой воды, V_г  количество газа, растворенного в воде, м³/м³.

Термическое расширения воды Е = D V / (V D T ) колеблется от 18 10^-5 до 90 10^-5 1/град, возрастает с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.

Вязкость пластовых вод зависит от температуры и концентра

ции растворенных солей, влияние давления незначительно.

С увеличением температуры вязкость воды уменьшается, а с увеличением минерализации - повышается. На величину вязкости воды влияет не только минерализация, но и состав солей. Наибольшей вязкостью характеризуются хлоркальциевые воды в 1,5 – 2 раза больше, чем чистая вода (рис. 3.6). Газы в воде растворены в небольших количествах и мало влияют на вязкость.

Электропроводность пластовых вод находится в прямой зависимости от их минерализации, так как соли в воде находятся в ионном состоянии, а положительно и отрицательно заряженные ионы являются переносчиками электрических зарядов. Величина удельного сопротивления подземных вод изменяется от 0,02 до 1,00 Ом м. Дистиллированная вода и лед не являются проводниками электрического тока. Так как нефть и газ имеют низкую электропроводность, а минерализованные подземные воды высокую электропроводность, то эти свойства используют для контроля за продвижением водо-углеводородных контактов. Электропроводность воды используют для определения пористости и водо-газо-нефтенасыщенности коллекторов.

Растворимость газов в воде. Растворимость газов в воде незначительна. Тем не менее, площадь контакта газовой залежи с подстилающей водой очень большая и при высоком давлении вода будет содержать большие объемы газа (рис.3.7). С увеличением температуры растворимость газов сначала уменьшается, а затем возрастает. С увеличением минерализации растворимость газов в воде уменьшается. На растворимость газов в воде так же влияет размер молекул газа. В подземных водах наиболее распространенными газами является кислород, углекислый газ, сероводород, водород, азот и благородные газы, а также метан и тяжелые углеводороды.

 

 

Выпадение осадков из пластовых вод может происходить из попутно извлекаемой воды в нефтепромысловом оборудовании и на различных участках пласта. Это отложения карбоната кальция СаСО₃, сульфата кальция (Са S О₄ 2Н₂О гипса, Са S О₄ ангидрита), сульфата бария Ва S О₄ . Помимо этого могут отлагаться другие соли, механические примеси, продукты жизнедеятельности бактерий, частицы нефти, силикаты, парафины. Большинство отложений имеет кристаллическую структуру, сформированную в сложных гидродинамических условиях широкого интервала температур и пересыщений раствора солями, примесями. Пресыщенные растворы образуются при закачке вод, химически несовместимых с пластовыми или в связи с изменением термодинамических условий, химического состава пластовых вод, смешением вод разных горизонтов на забое, а также влиянием других факторов. Для борьбы с отложениями солей используют различные преобразователи солей, растворители. Например, растворы карбоната, бикарбоната натрия и калия, соляную кислоту, гидроокиси натрия и калия, каустическую соду (едкий натрий).

Вопросы для самоконтроля к теме 3

1. Основной состав нефти и газа.

2. Влияние примесных элементов на свойства нефтей и газов.

3. Зависимость плотности и вязкости газов от давления и температуры.

4. Уравнение состояния газов.

5. Коэффициент сжимаемости газа и его зависимость от давления и температуры.

6. Сжимаемость нефти и её зависимость от состава, температуры и давления. Усадка нефти.

7. Давление насыщения нефти газом.

8. Растворимость газов в нефти и ее зависимость от давления. Влияние растворенного газа на параметры нефти.

9. Зависимость плотности нефти от растворенных газов.

10. Вязкость нефти и её зависимость от растворенных газов, давления, температуры.

11. Изменение свойств нефти в пределах залежи.

12. Колориметрические методы определения параметров нефти.

13. Термодинамические свойства газов и нефти.

14. Понятие энтальпии и энтропии.

15. Остаточная вода в залежах и её влияние на фильтрацию нефти.

16. Минерализация, плотность и сжимаемость пластовых вод.

17. Размер переходных зон нефть-вода, вода-газ, нефть-газ.

18. Зависимость вязкости пластовой воды от температуры, давления, минерализации.

19. Зависимость растворимости газов в воде от давления.

 

 

СИСТЕМ

 

В зависимости от состава, давления и температуры углеводороды могут находиться в газообразном, жидком или смешанном, а также в твердом состоянии. Сверху нефтяного месторождения находится газовая шапка, в которой растворено некоторое количество легких углеводородов. Часть газа растворено в нефти, а при определенных условиях, весь газ может полностью быть растворенным в нефти. Залежи углеводородов подразделяются на газовые, газоконденсатные, нефтяные и газогидратные. В газогидратных залежах газ соединяется с водой, образуя твердое состояние. Такие залежи приурочены к районам вечной мерзлоты. В газоконденсатных залежах смесь углеводородов находится в газообразном состоянии, т.е. выше критических точек давления и температуры, при которых жидкая и газообразная фазы одинаковы по свойствам. Плотность газоконденсата 0,6 – 0,82 г/см ³. При снижении пластового давления из газоконденсата выпадают углеводороды в виде жидкости, что отрицательно влияет на технологию добычи нефти.

Фазовые превращения. В процессе разработки месторождений в пласте изменяется давление, температура, соотношение объемов нефти и газа, температура, что сопровождается переходом углеводородов из одной фазы в другую. В стволе скважины при передвижении нефти давление быстро меняется, из нефти выделяется большое количество газа и других компонентов (парафина, смол, серы и др.). Для дальнейшей транспортировки нефти к потребителю извлекают максимально возможное количество газовой фазы.

Углеводородные газы изменяют объем в зависимости от температуры и давления (рис. 4.1а), находясь в жидком, газовом или двухфазовом состоянии.

Зависимость объема углеводородов от давления и температуры имеет критическую точку С- точка росы или конденсации. В точке С кривые области парообразования (левая) и конденсации (правая) сливаются. Каждая из кривых изменения объема углеводородов от давления и температуры имеет три участка. Левая часть соответствует жидкой фазе, правая – газовой, а центральный горизонтальный участок – двухфазовой газожидкостной области. С приближением газовой или жидкой фазы к критической точке свойства фаз становятся одинаковыми, между ними исчезает поверхность раздела. Кривые, проходящие выше критической точки С, характеризуют состояние непрерывного изменения свойств углеводородов без разделения на жидкую и газовую фазы, поверхность раздела между ними исчезает и плотность среды непрерывно плавно изменяется.

 

Рис. 4.1. Диаграммы фазового состояния этана

Характерно постоянство давления в двухфазовой области до полного превращения газа в жидкость или жидкости в газ (4.1а). Обе фазы присутствуют в системе при данной температуре, если давление равно упругости насыщенного пара этой жидкости.

Фазовые превращения углеводородов представляются также в координатах «давление – температура». Для однокомпонентной системы кривая точек парообразования и конденсации сливаются, заканчиваясь критической точкой С. Эта точка характеризует наивысшие значения температуры и давления, при которых еще могут существовать две фазы одновременно. Анализируемая зависимость показывает, что одну фазу углеводорода можно перевести в другую, минуя двухфазное состояние, что иллюстрируется графиком (рис. 4.1.б) по линиям АВДЕ F. От точки А  газ нагревают до температуры точки В, увеличивают давление до точки Д, затем снижают температуру до точки Е и понижают давление до F. Так по указанной цепочке происходит непрерывное изменение свойств газа, и вещество приобретает свойства жидкости.

Если система многокомпонентная, то она подчинена более сложным зависимостям.

Многокомпонентные углеводородные системы имеют, подобные на однокомпонентную, зависимости фазового состояния в области жидкой и газовой фаз. Имеются отличия в зоне двухкомпонентного состояния. Здесь давление не остается постоянным. В точке кипения оно выше, чем в точке начала конденсации (рис. 4.2а).

Критическая точка температуры смесей газов находится между критическими температурами чистых компонентов, также увеличивается критическая точка давления, она выше, чем для чистых компонентов. Критическое давление смеси повышается с увеличением ее молекулярной массы.

Так как анализ многокомпонентных систем довольно сложен, на практике рассматривается бинарная система с метаном и остальными компонентами совокупно.

У многокомпонентных систем на диаграммах «давление - температура» кривые точек начала кипения и точек росы не совпадают и образуют фазовую диаграмму (рис. 4.2б).

 

Рис. 4.2. Диаграммы фазового состояния двухкомпонентных систем

а) - зависимость «давление — удельный объем» для смеси н-пентана и н-гептана, б) — диаграмма «давление — температура» для смесей этана с н-гептаном (точки C ₁ , С₂ и С₃ — критические точка смесей; l — линия точек начала парообразования; 2 — линия точек росы.

 

В области выше критической в многокомпонентной системе с изменением температуры и давления происходят особые фазовые превращения. Все критические точки компонентов смеси соединяются общей огибающей линией.

В связи со сложным составом конденсатных систем и значительным преобладанием в них метана, закономерности фазового состояния изучаются на бинарных смесях. Рассматриваются диаграммы двухкомпонентных систем. С повышением температуры смесь достигает точки кипения, далее в смеси объем газовой фазы увеличивается но, достигнув максимума, начинает уменьшаться до точки начала кипения другого компонента, т.е. две точки парообразования. Так же и при изменении давления при одинаковой температуре имеется две точки росы, между которыми существует двухфазная смесь (рис. 4.2а). Рассмотренные процессы фазовых превращений называют процессами ретроградного испарения и конденсации, а залежи называют газоконденсатными.

Влияние влаги на фазовые превращения углеводородов. Природные газы в пласте контактируют с остаточной водой в коллекторах, а также с подстилающими и краевыми водами, поэтому содержат пары воды. Относительная влажность газа определяется отношением количества паров воды, находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному их количеству при тех же условиях. Абсолютная влажность определяет количество водяных паров, находящихся в единице объема газа, г/м³, г/кг. С повышением температуры влагосодержание газа растет, с повышением давления снижается. Влагосодержание газа уменьшается с ростом концентрации солей в воде, т.к. они понижают парциальное давление паров воды. Увеличение молекулярной массы газа незначительно влияет на влажность газа.

Влажность газа влияет на фазовые превращения углеводородных систем, изменяя точку кипения и точку росы. Давление начала конденсации увеличивается. При снижении давления газовой влагосодержащей смеси при изотермическом состоянии выделяется конденсат и вода.

Фазовое состояние системы «нефть - газ». В зависимости от состава газа и нефти, пластового давления и температуры газ в газовой шапке может быть сухим, жирным или конденсатным. С увеличением глубины залегания число месторождений с газоконденсатной шапкой увеличивается.

С повышением давления при постоянной температуре газовая фаза обогащается компонентами нефти, плотность и молекулярная масса конденсата возрастают. С ростом температуры при постоянном давлении увеличивается содержание конденсата в газовой фазе. При одинаковых условиях в газовой фазе больше растворяется легких нефтей.

Растворимость газа в нефти зависит от его состава и природы, возрастая в последовательности метан, – этан – этилен – пропан. Критические параметры нефтегазовых смесей значительно выше, чем газоконденсатных. На величину критических параметров влияет порода пласта, в связи с адсорбцией асфальто-смолистых компонентов поверхностью твердой породы, что способствует обогащению жидкой фазы легкими фракциями. Остаточная вода способствует увеличению критического давления.

Газогидратные залежи. В определенных термодинамических условиях природный газ в пласте вступает в соединение с пластовой водой, образуя твердые соединения - гидраты газа, в которых молекулы газа заполняют пустоты кристаллической решетки воды с помощью прочных водородных связей. Плотность природных газогидратов составляет 0,9 – 1,14 г/см³. Удельный объем воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26 – 1,32 см³/г (льда 1,09 см³/г). Один объем воды, в зависимости от природы газа, связывает от 70 до 300 объемов газа. Гидраты газов характеризуются упругостью газа на порядок ниже упругости пара чистого гидратообразователя. Процесс образования гидратов происходит с выделением тепла. Кристаллогидраты газов характеризуются высокой упругостью, низкой проницаемостью, на 60 – 100 % более высокими скоростями прохождения сейсмических волн

Газогидратные залежи могут формироваться из недонасыщенных газом пластовых вод без наличия литологических покрышек, под ними могут накапливаться залежи свободного газа и нефти. Газогидратные залежи приурочены к районам распространения многолетнемерзлых пород, к охлажденным толщам земной коры на материках и акваториях океана.

Газогидраты обнаружены в отложениях вечной мерзлоты в арк­тических зонах России, Аляски и Канады и на прибрежных морских площадях многих стран. К настоящему времени, помимо зон вечной мерзлоты, газогидраты по данным геофизических исследований об­наружены в 100 районах, расположенных вдоль восточного и запад­ного побережий Северной и Южной Америки и Евроазиатского кон­тинента, в Австралии, Индии, Японии, в Черном, Каспийском и Сре­диземном морях, озере Байкал и др. В 20 из указанных районов наличие газогидратов уже подтверждено отобранными из скважин образцами. В Соединенных Штатах запасы метана, содержащегося в газогидратах, оцениваются в 8,1 тыс триллионов кубических метров.

 Газогидраты не относятся к устойчивым веществам. Они стабильны в условиях определенного, достаточно узкого диапазона температуры и давления. Другая проблема связана с влиянием газогидратов на окружающую среду. По мнению многих исследователей, газогидраты, особенно залегающие под дном океанов и морей, являются основным источником метана в атмосфере. Декомпозиция гидратов на большой площади, вызванная интенсивной эксплуатацией, может спровоцировать неконтролируемое выделение метана в атмосферу. Учитывая, что метан способствует возникновению парникового эффекта почти в 25 раз сильнее углекислого газа, такая возможность серьезно беспокоит экологов.

Изучение характеристик углеводородных залежей. Для выбора режима эксплуатации месторождения необходимо определить параметры залежи: состав газа и содержание в нем конденсата, фазовое состояние системы, изотермы конденсации газа, количество и состав конденсата выделяющегося из 1 м³  газа при различных давлениях и температурах, возможные потери конденсата при эксплуатации месторождения и падении пластового давления в условиях разработки и транспортировки.

Комплект лабораторного оборудования позволяет провести все исследования по определению необходимых характеристик газа. При этом давление и температуру газа принимают соответствующими пластовым. Однако, невозможно соблюсти все условия газогидродинамического подобия процессов фильтрации газоконденсатной смеси в пласте, учесть влияние пористой среды на фазовые превращения, учесть процессы подготовки газа к транспортировке. Сопоставление данных эксплуатации месторождений и лабораторных заключений показало, что отличия могут составить 30 – 40 %.

Фазовые равновесия углеводородных систем. Для прогнозирования фазовых превращений углеводородов при эксплуатации месторождения используют приближенные методы расчета по закону Дальтона-Рауля:

Р У _i = Х _i Q_i ,

 где Р - давление смеси, Х _i У _i - молярные концентрации компонентов в паровой и жидкой фазах, Q_i – давление насыщенных паров компонентов смеси в чистом виде, Р У_i - парциальное давление компонента в паровой фазе, Х _i Q_i -  в жидкой фазе того же компонента.

Константой фазового равновесия (коэффициентом распределения i-го компонента в паровую и жидкую фазы К_i) называется отношение молярной доли i-го компонента в паровой фазе У_i  к молярной доли его в жидкой фазе Х_i

К_{i =} У_i / Х_i

Константу равновесия определяют экспериментальным и расчетным путем. Экспериментально определить константы равновесия достаточно сложно. Расчетный метод состоит в применении уравнений состояния реальных газов, как отношение летучести компонента в паровой фазе к его летучести в жидкой фазе.

 

S N i =1,       L+ V = 1

 

       

                                     

   

                                                                          

                                                                         

                                                                                                                                                          

                                                                        

                                                                         

 

 

 

Каждый компонент имеет два значения давления, при которых константы равновесия равны единице, при давлении насыщенных паров компонентов Q равном общему давлению смеси Р  (Q = Р) и в точке схождениядавления (рис. 4.3).

Кажущееся давление схождения всех компонентов нефтей составляет 34,5 – 35 МПа. Давление схождения зависит от температуры смеси. Если температура будет критической, то и давление схождения критическое. При эксплуатации месторождения состав смеси непрерывно меняется, поэтому константы фазового равновесия так же меняются и их рассчитывают по уравнениям. Использование уравнений для определения параметров реальных газов, требует введения поправок. Введено понятие «летучесть», f – исправленное давление,

F » Zр, где Z- коэффициент сжимаемости, р – давление.

Число киломолей жидкой L  и газовой V  фаз в смеси равна единице при данных давлении и температуре, если состав смеси известен и сумма их концентраций равна единице.

 

 

Вопросы для самоконтроля к теме 4.

1. Типы залежей и фазовые состояния в залежах.

2. Фазовое состояние газов с изменением давления и температуры.

3. Особенности фазового перехода компонента углеводорода.

4.Фазовое состояние двухкомпонентных систем.

5.Особенности фазового состояния многокомпонентных систем.

6.Абсолютная и относительная влажность газа и её влияние на фазовые превращения.

7.Фазовое состояние системы «нефть - газ».

8.Газогидратные залежи, их свойства.

9.Фазовые равновесия углеводородных систем. Константы равновесия.

 

 

ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА ИЗ

ПОРИСТЫХ СРЕД

 

Нефть или газ находятся в пустотном пространстве горных пород, которое представляет огромное скопление каналов различного сечения. Поверхность каналов одного кубического метра пород может занимать огромную площадь в несколько сот метров. Между стенками пор горной породы нефтью, газом или водой возникает взаимодействие, величина которого зависит от свойств жидкости и газа и горной породы её содержащей, а так же от площади соприкосновения.

ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

Силы, действующие в залежи. Приток нефти, воды и газа к скважинам обуславливается: напором краевых вод, давлением газа в газовой шапке, энергией растворенного в нефти и воде газа, упругостью сжатых пород и жидкостей, гравитационной энергией. В зависимости от преобладающей силы режим работы залежи называют: водонапорный, газонапорный (шапки или растворенного газа), упругий, упруго-водонапорный, гравитационный, смешанный.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов сквозь пористую среду, на преодоление капиллярных и адгезионных сил. Гидравлическое сопротивление движению жидкости или газа пропорционально скорости потока и вязкости жидкости. В области водонефтяного контакта образуется смесь воды и нефти, а не четкая поверхность раздела. В капиллярных каналах жидкость разбивается на шарики и столбики и закупоривает поры пласта. Капля нефти стремится принять шарообразную форму. Такой механизм поведения несмешивающихся жидкостей создает дополнительное сопротивление движению фаз.

Поверхностные явления при фильтрации жидкостей. На закономерность фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела нефть-газ-вода, но и поверхностные явления. На границе нефть-порода возникает адсорбционный слой. Нефть за длительный период подвергается структурной и химической перестройке. В зоне контакта формируется твердая пленка из карбено-карбоидных продуктов превращения нефти. Скорость фильтрации с течением времени понижается в связи с фиксацией на поверхности породы компонентов нефти в результате действия адсорбционных сил, повышением содержания в нефти поверхностно-активных веществ. Понижение фильтрации может нарастать до полной закупорки поровых каналов. Этот негативный процесс может быть устранен повышением температуры нефти до 60 – 65 ⁰С и увеличением перепада давления. Происходит срыв возникших адсорбционно-сальватных слоев.

Снижение фильтрации может наблюдаться не только нефти, но и воды. Это связано с отклонением закона Дарси при описании реальных жидкостей с аномальными отклонениями. В воде могут образовываться квазикристаллические решетки коллоидных частиц или молекулярных пространственных структур. Вода является аномальной полярной жидкостью в связи с её молекулярным строением.

Электрокинетические явления. На фильтрацию так же влияют электрокинетические явления, обусловленные особенностью движения ионов в жидкостях. На границе раздела возникает двойной электрический слой. Жидкость скользит не по поверхности твердого тела, а на расстоянии обусловленном двойным электрическим слоем. При течении ионной жидкости возникает электрические поле. Если к пористой среде с неподвижной жидкостью приложить электрическое поле, то ионы придут в движение и увлекут за собою всю жидкость (электроосмос, электрофорез).

Дроссельный эффект. При прохождении через пористые среды вследствие адиабатического расширения газов наблюдаются термические эффекты, выделение и поглощение тепла. Расширение подвижных сред понижает их температуру, а сжатие – повышает.

Эффект расширения газового потока при его движении после сужения в каналах называется дросселированием. В пористой среде этот процесс незначительно влияет на температуру среды, так как снижение температуры за счет дроссельного эффекта компенсируется её увеличением за счет работы сил трения. Зато в скважине изменения температуры будут значительны (дроссельный эффект). Поступление газа сопровождается охлаждением приемной зоны скважины. Может возникнуть процесс образования газогидратов. Дроссельный эффект возникает не только при эксплуатации газовых скважин, но и при эксплуатации нефтяных скважин, так как в нефти содержится растворенный газ. На забое в связи со снижением давления будет происходить выделение из нефти газа. Остаточная вода и обводнение добываемой нефти будут способствовать в условиях низких температур образованию газогидратов.

 На забое при поступлении воды или нефти наблюдается разогрев работающего интервала скважины. За счет трения выделяется больше тепла, чем поглощается за счет расширения. Тепловая энергия выделяется и при работе электро-центробежных насосов (ЭЦН). Так по данным работы скважин Припятского прогиба за счет работы насоса ЭЦН температура жидкости повышается на 10-13 ^оС. Это приводит к сдвигу точки отложения асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО) вверх по лифту на несколько сот метров и не наблюдается отложений (АСПО) в призабойной зоне.

Вытеснение из пласта нефти. Нефть и вытесняющий агент движутся одновременно в пористой среде. Но полного вытеснения нефти не происходит. Вытесняющая жидкость или газ имеют меньшую вязкость и неизбежно будут со временем опережать нефть. Эффективная проницаемость породы непрерывно увеличивается для воды в связи с увеличением ее водонасыщенности. Нефть будет не вытесняться, а увлекаться струей воды.

По длине пласта образуется несколько зон с различной водонасыщенностью (рис. 5.3). Этот процесс является суммой проявления капиллярных и гидродинамических сил.

 

 

Ѕ _max водонасыщенность

Ѕ_ф                                                               условный контур

                                                       вытеснения          

  Ѕ _n

               1         11  111

    Рис.5.3. Изменение водонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой: 1- зона водонефтяной смеси, 11- переходная зона вымывания нефти, 111- зона чистой нефти

 

Водонасыщенность по длине пласта уменьшается от максимального значения, в зоне скважин нагнетания воды, до минимального значения водонасыщенности погребенной воды в зоне нефтяной залежи. В пласте можно выделить три зоны водонасыщенности. В первой зоне водонасыщенность плавно уменьшается до условного контура вытеснения. Здесь нефть постепенно вымывается. Вторая зона характеризуется резким уменьшением водонасыщенности до значений водонасыщенности остаточной воды. Третья зона – это зона движения чистой нефти.

Аналогичная зависимость образуется при вытеснении нефти газом с учетом различия вязкости воды и газа. Вытеснение нефти из пласта газом, выделяющимся из раствора, может происходить при газонасыщенности нефти не более 15 % от ее объема. При газонасыщенности нефти более 35 % двигаться в пласте будет только один газ.

При вытеснении нефти выделяющимся газом проявляются свои особенности. Свободный газ выделяется сначала у твердой поверхности. Объем газа растет в виде узких длинных цепочек в пористой среде. В малопроницаемой части среды появляются газовые ячейки, затем они вырастают в длинную структуру, достигающую мест высокой проницаемости. Процесс вытеснения нефти из пласта продолжается до образования сплошных газонасыщенных участков. С этого времени эффективность вытеснения нефти падает, малая вязкость газа позволяет ему перемещаться к скважине быстрее, чем нефти.

В залежах с отношением вязкости нефти и воды менее 3-4, безводный период эксплуатации нефти продолжительный. При соотношении вязкостей нефти и воды более четырех происходит быстрый рост обводнения. В связи с этим выделяют три периода эксплуатации залежи: фонтанная добыча, безводный период и водный период. Отбор нефти до обводнения может составлять 5-10% от суммарно добытой нефти за весь период эксплуатации залежи. Так для Припятского прогиба обводненность продукции составляет 70-80-90%.

 

 

НЕФТЕ- И ГАЗООТДАЧА ПЛАСТОВ

 

Нефтеотдача. Коэффициент нефтеотдачи пласта – разность между начальной и конечной, остаточной нефтенасыщенностью.

В пологих структурах с большими площадями контактов воды и нефти добыча и нефтеотдача в водный период более значительна и длительна, чем за безводный период.

Вытеснение нефти жидкостью, хорошо ее растворяющей, характеризуется высоким коэффициентом нефтеотдачи, близким к 95–100%. Вытеснение нефти водой может достигнуть нефтеотдачи 60–85%, газом из газовой шапки – 60–70%, газом из раствора – 15–30%.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от неоднородности строения пласта, физико-химических свойств нефти, литологии пород, скорости вытеснения. Остаточная нефть связана с условиями: капиллярного содержания нефти, нефти в пленочном состоянии на поверхности твердой фазы, наличием малопроницаемых участков и линз отделенных от пласта непроницаемыми перемычками. Макронеоднородное строение пластов одна из наиболее существенных причин неполной нефтеотдачи пласта, так как создаются зоны не промываемые водой и слабо дренируемые газом.

На нефтеотдачу большое влияние оказывают капиллярные силы. Однако изменение их подбором параметров вытесняющей жидкости не всегда приводит к однозначному результату. Нефтеотдача возрастает в гидрофобном (не смачиваемом) пласте с большими капиллярными силами с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта. При слабых капиллярных силах, низких значениях поверхностного натяжения и большой проницаемости пород скорость вытеснения нефти водой не влияет на величину нефтеотдачи. При вытеснении нефти собственной пластовой водой с нейтральной смачиваемостью нефтеотдача мало зависит от скорости нефтевытеснения. Нефтеотдача увеличивается при использовании щелочных и пресных вод в среде с малополярными нефтями.

При использовании для вытеснения нефти выделяющимся из смеси газом, нефтеотдача пластов растет, достигает максимума и начинает снижаться в связи с расходом энергии газа и повышением вязкости нефти по мере выделения газа. Чем выше вязкость нефти, тем меньше нефтеотдача. Следует учитывать и эффект усадки нефти с увеличением растворимости газа, что занижает нефтеотдачу пласта. Различие в вытеснении нефти водой и газом заключается в большей вязкости воды и лучшими моющими свойствами. Газ плохо вытесняет нефть с капиллярных каналов.

Отмечаются следующие формы существования остаточной нефти: капиллярно удерживаемая нефть, пленочная нефть на поверхности твердой фазы, нефть малопроницаемых участков плохо промытых водой, нефть в линзах с непроницаемыми перемычками, нефть, задерживаемая непроницаемыми или плохо проницаемыми экранами.

Газоотдача пластов-коллекторов. Коэффициент газоотдачи пластов- коллекторов значительно выше, чем нефтеотдачи. Газы слабо взаимодействуют с поверхностью пористой среды, имеют небольшую вязкость (в 100 и более раз меньше нефти), обладают большой упругостью и соответственно энергией необходимой для фильтрации. Газоотдача газовых залежей достигает 50-97%. Газоотдача существенно зависит от остаточного давления в пласте в конечной стадии эксплуатации. Величина фактической газоотдачи так же зависит от пластового давления залежи. При высоком пластовом давлении газоотдача выше. Неоднородность пласта, низкая проницаемость, разрывы и экраны снижают газоотдачу до 70-80%. Заводнение газовых и газоконденсатных залежей -- эффективное средство поддержания высоких дебитов скважин и газоотдачи.

 

 

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

 Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить рациональной расстановкой скважин на залежи, с учетом геологического строения, регулированием процесса заводнения, воздействием на забой скважин. С целью увеличения дебита скважин, обеспечивают благоприятные условия воздействием на пласт, улучшением нефтевытесняющих свойств закачиваемой воды, подогревом пласта паром или горячей водой, нагнетанием в пласт сжиженных газов, переводом части углеводородов в газовую фазу, вытеснением нефти специальными пенами, введением углекислоты в пласт (рис. 5.4, 5.5).

 

                                                                          Вязкость,СО₂,мкПас0                                                                                                                                                 ⁰С

                                                                                                          25 ⁰С

      Р,давление,МПа                              90

700

           кристаллическая                         70

500     фаза                 газ-жид-

                                          кость                                              50 ⁰С

300                            жидкость

                                С                               30

                                                                                                          100⁰С                                     газ            100                             газ                                                    давление, МПа

                                                                     10

       -80 -40 0 40  80 Т ⁰С         0   10   20  30              

 

   Рис. 5.4. Фазовая диаграмма углекислого газа

   Рис. 5.5. Зависимость вязкости углекислого газа от давления

 при разных температурах

 

Применяется электрическое, магнитное, ультразвуковое и вибрационное воздействие на пласт, внутрипластовое горение. Нагнетание в пласт пластовых вод увеличивает нефтеотдачу больше, чем нагнетание поверхностных.

Углекислый газ улучшает физико-химические и фильтрационные свойства и способствует увеличению нефтеотдачи пластовой системы. Вязкость нефти с растворенным в ней углекислым газом уменьшается. Этому способствует повышение температуры и давления.

При вытеснении значительно более вязких нефтей водой, закачиваемой в пласт при температуре, существенно не превышающей пластовую температуру, нефтеотдача до момента обводнения нефтя­ных скважин получается низкой. В последующем приходится добы­вать вместе с нефтью слишком большое количество воды, что ведет к увеличению затрат на разработку месторождения и не приводит к получению необходимой нефтеотдачи. Заводнение пластов, содержащих нефти повышенной вязкости (свыше 20—50 сПз), оказывается неэффективным еще и из-за того, что вода быстро проскальзывает по наиболее проницаемым слоям или трещинам, что также приводит к необходимости прокачки по пласту больших объемов воды, многократно превышающих объем извлекаемой нефти.

Вытеснение нефти горячей водой. Одним из наиболее эффективных способов разработки залежей нефтей повышенной вязкости является вытеснение их из пластов нагретой («горячей») водой, а также паром. Вытеснение нефти из пластов горячей водой отличается от вытеснения нефти холодной водой в первую очередь тем, что при закачке в пласт горячей воды или пара в нагретой области пласта уменьшается отношение вязкости нефти к вязкости воды, что способствует улучшению условий извлечения нефти из пласта. При этом с ростом температуры уменьшается вязкость не только нефти, но и воды, однако вязкость нефти уменьшается значительнее, чем вязкость воды.

Кроме понижения отношения вязкости нефти к вязкости воды, при закачке в пласт горячей воды или пара расплавляются смолы и асфальтены, частично покрывающие поверхность пород-коллекторов, и, следовательно, происходит гидрофилизация пласта, приводящая к повышению активности капиллярных сил, увеличению скорости капиллярной пропитки и более полному извлечению нефти из линз и блоков пород.

При соответствующих свойствах нефти, пластовом давлении, температуре закачиваемых в пласт горячей воды или пара происходит дистилляция нефти, т. е. выделение из нее более легких фракций и перенос этих фракций в газообразном состоянии в направлении вытеснения. Выделяющиеся из нефти при дистилляции легкие фракции конденсируются перед нагретой зоной, смешиваются с пластовой нефтью, разжижая ее.

Внутрипластовое горение. Промышленные эксперименты внутрипластового горения применительно к добыче нефти начали осуществляться в 30-х годах прошлого столетия. Этот метод воздействия на нефтяной пласт назвали «подземной газификацией нефти». В настоящее время в различных странах имеется определенный опыт применения внутрипластового горения в реальных пластах.

Для осуществления подземного горения в нефтенасыщенном пласте через скважины в пласт начинают нагнетать окислитель (обычно воздух). Нефть при этом частично вытесняется из пласта воздухом, однако воздух из-за его большей подвижности перемещается по пласту быстрее нефти и вскоре достигает эксплуатационных скважин. Таким образом, происходит соединение (сбойка) нагнетательных и эксплуатационных скважин. Одновременно с закачкой воздуха подогревают пласт вблизи забоя нагнетательной скважины каким-либо способом (при помощи электронагревателей, горелок, химическими методами и др.). Температура в скважине и на входе в пласт повышается, из-за чего возрастает интенсивность реакции окисления нефти. Одновременно под действием температуры происходит выделение из нефти легких фракций и перенос их внутрь пласта в направлении движения воздуха. В результате этого вблизи скважины остается коксоподобный остаток нефти (кокс). Температура в скважине в результате подогрева и усиления реакции окисления нефти возрастает настолько, что начинается бурное окисление кокса, т. е. его горение.

Из-за теплопроводности и конвекции зона повышенной темпера­туры перемещается внутрь пласта. После выгорания кокса вблизи скважины начинается его горение в более удаленной зоне. Таким образом, зона горения постепенно перемещается в глубь пласта.

Выше было описано так называемое прямоточное горение. Известно также противоточное горение, когда зона горения движется от эксплуатационных скважин к нагнетательным, навстречу потоку окислителя. Метод внутрипластового горения, осуществляемый путем закачки в пласт только газообразного окислителя, получил в последнее время название «сухого» горения в отличие от «влажного» горения, при котором в пласт вместе с окислителем закачивается вода.

Согласно экспериментальным данным распределение температурных зон и насыщенности пористой среды флюидами в процессе сухого или обычного внутрипластового горения в однородном пласте в случае прямолинейного движения можно представить следующим образом. Впереди находится зона, в которой наблюдается возрастание температуры от пластовой в зоне горения. В этой зоне движутся нефть и продукты горения (азот, углекислота, вода), а также легкие фракции нефти, выделившиеся из нее до подхода зоны горения. Зона горения  является зоной бурных окислительных реакций. Экспериментальные данные показывают, что зона горения при сухом горении является узкой. Поэтому и вводят понятие о «фронте горения». Узость зоны горения объясняется сильной зависимостью скорости окислительной реакции между коксом и кислородом воздуха от температуры

 С ростом абсолютной температуры скорость окисления нефти и скорость выделения тепла резко возрастают и оказываются намного больше скорости перемещения зоны горения. Кислород воздуха, поступающий в зону горения, относительно быстро реагирует с остатком нефти, и возникает «фронт горения».

Вытеснение нефти из пласта растворителями. Для увеличения нефтеотдачи пластов применяют нагнетание в пласт растворителей: спиртов, бензола, жидкого пропана. Так как растворители достаточно дороги, то из них создается оторочка вокруг вытесняемой нефти. За оторочкой нагнетается более дешевый вытесняющий агент. Растворители растворяют нефть, новая смесь имеет более высокую подвижность, что способствует увеличению коэффициента извлечения. Нефтеотдача пластов приближается к 100%. При применении этой схемы вытеснения наблюдается отсутствие поверхности раздела между нефтью и вытесняющей жидкостью. Вследствие этого нет и капиллярных сил, удерживающих нефть. Эффективность процесса вытеснения зависит от параметров пласта, соотношения вязкостей нефти и вытесняющей жидкости, плотности нефти, степени однородности пласта и его длины, скорости вытеснения и других факторов.

С увеличением соотношения вязкости нефти и растворителя растет необходимый объем вытесняющей фазы для полного извлечения нефти, увеличивается длина зоны смеси. При использовании в качестве вытеснителя растворителя пропана, увеличивается давление в пласте и газ лучше смешивается с нефтью.

Большое влияние на эффективность процесса вытеснения оказывает состав нефти. Более эффективно вытесняются легкие нефти. При наличии в залежи свободного газа процесс вытеснения замедляется в связи со смешиванием вытесняющего газа со свободным и ухудшением качества вытесняющего газа. Снижение эффективности вытеснения наблюдается и при наличии в пористой среде воды, которая блокирует часть нефти и теряется контакт с жидким пропаном.

Применяют для вытеснения нефти и смешивающиеся с ней жидкости, но отличающиеся вязкостью.

 

Вопросы для самоконтроля к теме 5

Л И Т Е Р А Т У Р А

 

1. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.- М.: Недра, 1982. - 311с.

2.  Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов.- М.: Недра, 1977.- 287с.

3.  Балакирев Ю.А. Термодинамические свойства нефти и газа. - М.: Недра, 1972. - 189с.

4. Бескопыльный В.Н. Учебное пособие по курсу «Физика пласта,-Гомель: ГГТУ, 1999.-128с.»

5.  Справочник по геологии нефти и газа. - М.: Недра, 1984. - 480с.

6.  Бурулин Ю.К. Природные резервуары нефти и газа. – М.: МГУ,1976.- 135 с.

7.  Спутник нефтегазопромыслового геолога.- М.: Недра, 1989.- 376с.

8.  Кобранова В.Н. Петрофизика.- М.: Недра, 1986.- 392 с.

9.  Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. - М.: Недра,1976. -295с.

10.  Элияшевский И. В. Технология добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1976.- с. 88-102.

11. Муравьев В.М.Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра.1978.- с.12-132.

12.  Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1975. – 534 с.

 

 

 

Контрольные работы по дисциплине

«Физика пласта»

 

№ 1,2

Коллекторские свойства пород. Параметры, определяющие коллекторские свойства. Коллекторские свойства пород Припятского прогиба по одной из конкретных скважин или месторождений:

 а) межсолевых отложений, б) подсолевых отложений 

№ 3, 4

Физико-механические свойства пород. Параметры, определяющие физико-химические свойства пород. Свойства горных пород Припятского прогиба проявляющегося при бурении скважин и эксплуатации месторождений (на примере конкретного объекта).

№ 5, 6

Состав и свойства газов. Свойства газов месторождений Припятского прогиба по конкретному объекту. Методы определения.

№ 7, 8

Состав и свойства нефтей. Свойства нефтей месторождений Припятского прогиба: а) межсолевых, б)подсолевых отложений.

№ 9, 10

Свойства пластовых вод. Свойства пластовых вод Припятского прогиба: а)межсолевых, б)подсолевых отложений.

№ 11

Фазовое состояние углеводородных систем.

Фазовое состояние углеводородов Припятского прогиба.

№ 12, 13

Схема вытеснения нефти и газа из пористых сред.

Схема вытеснения нефти из пористых сред Припятского прогиба конкретного месторождения.

№ 14

Анализ схем вытеснения нефти на месторождениях Припятского прогиба.

 Примечание: номер контрольной работы студент выбирает согласно порядкового номера в списке группы с 1 по 14, с 15 по 28, с 29 по 42.

 

 

                                Учебное издание

 

 

Пинчук Адам Петрович

 

Учебное пособие

 

 

Редактор

 

Ответственный за выпуск: Б.П.Минеев

------------------------------------------------------------------------------------------

Подписано в печать       04.

Формат 60х84 1/16. Гарнитура Таймс.

 Условн.-печ.лист.______Уч.-изд.лист.______

 Тираж 50 экз. Заказ №______

------------------------------------------------------------------------------------------

Отпечатано на рызографе Учреждения образования ГГТУ им.П.О.Сухого, г.Гомель, пр.Октября, 48.

Лицензия ЛП № 144 от 1.07.99

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ

 БЕЛАРУСЬ

Учреждение образования

«Гомельский государственный технический университет

Имени П.О.Сухого»

 

 

А.П. ПИНЧУК

 

 

ФИЗИКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Учебное пособие

 

Гомель 2004

 

 УДК 553.98:622.276

ББК.26.325.4

 П326

 

 

Рецензент: А.М. Гумен, кандидат геолого-минералогических наук, доцент, заведующий Гомельского отдела Центра геофизического мониторинга Национальной академии наук Беларуси.

Рекомендовано к изданию научно-методическим советом Учреждения образования «Гомельский государственный технический университет имени П.О.Сухого» ………….. 2004 года, протокол № …

Пинчук А.П.

П326 Физика нефтяных и газовых коллекторов: учебное пособие для специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» высших учебных заведений. – Гомель: учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П.О.Сухого», 2004. – 82 с.

В учебном пособии излагается материал по физическим свойствам пород нефтяных и газовых коллекторов; свойствам нефти, газа, конденсата и пластовых вод; фазовое состояние углеводородных систем и физические основы вытеснения нефти и газа из пористых сред.

Предназначено для студентов 2, 3 и 4 курсов дневной и заочной формы обучения.

                             ББК 26.325.4 

               П326

              © А.П.Пинчук, 2004

              © Учреждение образования

«Гомельский государственный технический университет имени П.О.Сухого», 2004

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение …………………………….…………..…..……..…. .4

1. Коллекторские свойства горных пород ……….…..….... 6

1.1. Гранулометрический состав пород ………………..…..…7

1.2. Пористость горных пород ………………..……….……..9

1.3. Проницаемость горных пород .………..………….……12

1.4. Зависимость относительной проницаемости от

насыщенности водой порового пространства ………….14

1.5.Удельная поверхность горных пород ……………………18

1.6. Трещиноватость и кавернозность горных пород………..20

1.7. Насыщенность порового пространства флюидами……..21

1.8. Исследование порового пространства ………………….22

2. Механические и тепловые свойства пород………..……24

2.1. Напряженное состояние пород………….……………….25

2.2. Деформация горных пород ……………………….……...26

2.3. Упругие изменения коллекторов…………….……..……28

2.4. Тепловые свойства горных пород ..………………….…..30

3. Свойства газа, конденсата, нефти и пластовых вод ….34

3.1.Состав нефти и природных газов.………………………...35

3.2. Свойства нефти …………………………………………...38

3.3. Свойства природных газов……………………………….47

3.4. Свойства пластовых вод …………………………………53

4. Фазовое состояние углеводородных систем ……….…..60

5. Вытеснение нефти и газа из пористых сред ………….. 68

5.1. Поверхностно-молекулярные свойства системы

пласт- вода-нефть-газ………………………………..……69

5.2. Вытеснение нефти водой и газом………………….....….72

5.3. Нефте-и газоотдача пластов………………..…………….76

5.4. Повышение нефтеотдачи…………………………………78

Литература  ………………………………………………...…83

Контрольные работы…………………………………….…….84

 

ВВЕДЕНИЕ

Учебное пособие по изучению дисциплины «Физика нефтяных и газовых коллекторов» предназначено для студентов специальности «Разработка полезных ископаемых», специализирующихся по разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. В пособии последовательно излагается материал по физическим свойствам пород нефтяных и газовых коллекторов; свойствам нефти, газа, конденсата и пластовых вод; фазовое состояние углеводородных систем и физические основы вытеснения нефти и газа из пористых сред. В конце каждой главы приводятся вопросы для самоконтроля степени усвоения материала. Учебное пособие предназначено и для студентов заочной формы обучения. В связи с этим разработаны варианты контрольных работ, которые приводятся в конце пособия.

Физика нефтяных и газовых коллекторов – наука, изучающая физические свойства пород нефтяных и газовых коллекторов, свойства пластовых жидкостей и газов, газоконденсатных смесей, методы их анализа и возможность воздействия на пласт.

Эксплуатация углеводородных месторождений предполагает знание свойств пористых сред коллекторов их взаимодействия с углеводородами различного фазового состояния, физики фильтрации углеводородов и воды в пористых средах, оптимальных условий извлечения углеводородов. Протекающие в пласте процессы рассматриваются на основании законов для идеальных жидкостей и газов. Однако компоненты системы пористая среда – жидкость - газ не являются идеальными, поэтому во всех случаях следует учитывать реальные условия, что значительно затрудняет анализ поведения системы

В природной системе пористая среда неоднородна. Твердая фаза представлена различными минералами в пределах одного месторождения. Жидкая и газовая фазы являются смесью различных химических компонент, находящихся в определенных термобарических условиях, непрерывно меняющихся при эксплуатации месторождения. В таких условиях многозначность поведения системы порода – углеводороды значительно возрастает. Отклонения поведения системы от идеального расчетного состояния может достигать десятков процентов. Это обусловлено многофакторностью связей компонент системы большого пространственного объема. Здесь незначительные в обычных условиях процессы, могут приобретать первостепенное значение.

Эксплуатация углеводородных залежей приводит к изменению их условий залегания в пласте (водонасыщенности, нефтегазонасыщенности, температуры, давления и других свойств). Изменяющиеся условия залегания углеводородов требуют корректировки режима эксплуатации залежей.

Чтобы успешно решать задачи эксплуатации месторождений углеводородов, следует ориентироваться в закономерностях поведения системы порода – углеводороды для идеализированной системы, предвидеть возможные отклонения ее поведения в реальной природной обстановке и уметь использовать свои знания для задания оптимального режима эксплуатации месторождения.

В мировой практике добычи углеводородов эксплуатируются месторождения с минимальными запасами, на грани рентабельности их разработки. Однако встречаются и месторождения гиганты. Так, месторождение Карачаганак в Казахстане в 150 км к востоку от г.Уральска характеризуется размерами 30х15 км с высотой газовой залежи 1450 м и нефтяной – 200 м, с запасами углеводородов в 1,2 трлн. м³ газа и 1млр. т жидких углеводородов. Тем не менее, месторождения любых размеров характеризуются своими особыми условиями, неоднородностями геологического строения и коллекторских свойств, составом углеводородов. Все это требует учета всего комплекса факторов при разработке месторождения. 

В нефтегазоносной провинции Беларуси «Припятский прогиб» открыто 66 месторождений, имеющих более190 залежей, добыто 104 млн. тон нефти, разведанные ресурсы составляют 47,7%. Из объема текущих разведанных запасов 44,5% трудно извлекаемые, а обводненность извлекаемой продукции составляет 70-90%. Приведенные цифры показывают сложность эксплуатации месторождений Беларуси, что требует глубоких знаний специалистами нефтяного профиля физики нефтяного и газового пласта.

Автор благодарен профессору Минееву Б.П. тщательно проанализировавшему и отредактировавшему рукопись, что значительно улучшило её содержание и позволило устранить многие недочеты.