Обзор свойств пород и движения флюидов

Обзор свойств пород и движения флюидов

Контрольная работа

Обзор свойств пород и движения флюидов

Содержание

1. Емкостные свойства коллекторов

. Фильтрационные свойства коллектора

. Сжимаемость пород коллектора и пластовых жидкостей

. Молекулярно-поверхностные явления

. Капиллярные явления

. Реологические свойства нефти

. Подвижность флюидов в пластовых условиях

Литература

капиллярный коллектор флюид нефть

1. Емкостные свойства коллекторов

Пористость - свойство тела содержать пустоты, в горной породе это поры, каверны, трещины и соединяющие их каналы. Пористость измеряется коэффициентом пористости m, представляющим собой отношение всех пустот горной породы V_п к общему ее объему V_о, выражается в процентах или долях единицы:

В нефтепромысловой практике используется главным образом открытая, эффективная, межзерновая и трещинная пористость.

Открытая пористость - это совокупность соединенных друг с другом пустот в минеральном скелете породы.

Эффективная, или полезная, пористость характеризует объем только тех поровых пространств, которые заполнены жидкостью или газом, способными перемещаться по данному поровому пространству при выравнивании давления или под воздействием сил, превышающих фильтрационное сопротивление.

Коэффициент эффективной пористости m_э характеризует отношение эффективного объема пор породы V_э, по которому может происходить движение жидкости, к общему объему породы:

Межзерновая пористость характеризует пустотность, образующуюся между зернами осадочной породы, морфология и объем которой определяются взаиморасположением слагающих породу зерен и цемента. Межзерновая пористость определяет основной объем коллектора.

Трещинная пористость характеризует объем трещин, секущих горную породу. Трещины могут быть открытые (сообщающиеся между собой) и закрытые. Открытые трещины принято характеризовать коэффициентом трещиноватости (пустотности), который является отношением суммарного объема этих трещин к объему породы. По степени раскрытости следует различать макро- и микротрещины. Трещины с раскрытостью от 0,1 до 0,01мм обеспечивают притоки нефти к добывающим скважинам.

В нефтепромысловой практике для характеристики пористости нефтесодержащих пород используется понятие динамической пористости m_д. Коэффициент динамической пористости характеризует отношение объема движущейся жидкости к объему породы:

Динамическая пористость зависит от свойств породы, слагающей коллектор, физико-химических свойств пластовых жидкостей и градиента давления, обуславливающего их движение.

Нефтенасыщенность - один из наиболее важных параметров, используемых при подсчете запасов нефти и проектировании разработки месторождения. Коэффициент нефтенасыщенности h_н характеризует отношение объема, занятого нефтью открытых пор коллекторов в пластовых условиях, к общему объему пор:

Не все поровые пространства заняты нефтью, частично поры заполнены остаточной водой. Для определения коэффициента нефтеотдачи используют данные о водонасыщенности.

Коэффициент водонасыщенности h_в характеризует отношение объема открытых пор коллектора, занятых водой V_в в пластовых условиях, к объему пор этой же породы

Если весь поровый объем коллектора заполнен нефтью и водой, то справедливо соотношение h_н+h_в=1.

Под остаточной нефтенасыщенностью d принято понимать долю открытых пор, занятых оставшейся в пласте нефтью после окончания его разработки, отнесенную к общему объему открытых пор. Ее используют для подсчета извлекаемых запасов нефти месторождения. Остаточная нефтенасыщенность связана с нефтеотдачей пород коллектора соотношением

d=h_н(1-n_н).

Остаточная нефтенасыщенность зависит от состава нефти, типа коллектора, запасов пластовой энергии, технологии разработки месторождения.

2. Фильтрационные свойства коллектора

Проницаемость - это свойство породы пропускать через себя флюиды.

Коэффициент проницаемости k имеет размерность площади. Физический смысл размерности состоит в том, что проницаемость соответствует площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

Проницаемость в 1мкм² соответствует условиям, когда через образец пористой среды площадью поперечного сечения 10^-4м² и длиной 10^-2м при перепаде давления 10^-5Па расход жидкости вязкостью 1мПа×с составляет 10^-6м³/с. На практике для оценки проницаемости часто пользуются единицей дарси: 1Д=10^-12м

В нефтяной практике используются следующие категории: ·проницаемость по воздуху; ·абсолютная проницаемость; ·эффективная (фазовая) проницаемость; ·относительная проницаемость.

Проницаемость по воздуху - стандартный способ измерения на образцах керна, его часто используют для оценки абсолютной проницаемости. При высоких давлениях проницаемость по воздуху равна проницаемости по жидкости.

Абсолютная проницаемость характеризует породу при фильтрации однородной жидкости (или газа) определенной вязкости, насыщающей поровое пространство под воздействием градиента давления. Она определяется лабораторными методами и используется для оценки коллекторских свойств горных пород.

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость отдельно взятого флюида, когда число фаз в породе больше единицы (вода, нефть, газ). Практически сумма фазовых проницаемостей меньше, чем абсолютная проницаемость.

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к некоторой базовой проницаемости, обычно фазовой (эффективной) нефтепроницаемости, замеренной в породе со связанной водой:

_o=k_эв/k_эн.

В условиях насыщенности только связанной водой нефтепроницаемость k_н=1. Относительная проницаемость указывает на свойство нефти и воды течь в пористой среде одновременно. В зависимости от водонасыщенности относительные проницаемости нефти и воды на графике изменяются от 0 до 1 (рис.1). Эти данные отражают влияние смачиваемости, флюидонасыщенности, поровой геометрии и распределения флюидов на поверхности пород коллектора, когда параметр по нефти используют в качестве базовой проницаемости. Такая зависимость позволяет легко сравнивать данные по относительной проницаемости.

Рис.1. Относительная проницаемость для нефти и воды

Удельная поверхность породы характеризует суммарную поверхность частиц, содержащихся в единице объема породы (образца). Удельная поверхность является одной из важных характеристик горной породы, влияющей на многие свойства: проницаемость, адсорбционную способность, содержание остаточной воды и др.

Для практических расчетов удельная поверхность породы S_уд может быть выражена через пористость m и проницаемость k приближенным соотношением:

Температура насыщения пласта соответствует значению, ниже которого из нефти начинают выпадать (кристаллизоваться) асфальтосмолистые и парафинистые вещества, что ведет к снижению проницаемости пласта. Cнижение температуры способно вызвать изменение фазового равновесия многокомпонентной углеводородной смеси.

Водонефтяной контакт (ВНК) - условная поверхность разделения нефте- и водонасыщенной толщ пласта. Ниже ВНК нефть может находиться в гидрофобных породах, выше ВНК могут присутствовать обе фазы.

Газонефтяной контакт (ГНК) - условная поверхность, разделяющая газо- и нефтенасыщенную толщи. Ниже ГНК газ находится в нефти только в растворенном состоянии, выше ГНК могут присутствовать обе фазы.

3. Сжимаемость пород коллектора и пластовых жидкостей

Запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления, служит одним из основных источников движения нефти по пласту к забоям скважин.

В соответствии с законом Гука изменение объема жидкости выражается через объемный коэффициент упругости b_ж. Он характеризует податливость жидкости изменению ее объема и показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем жидкости при изменении давления на единицу:

.

Знак «-» указывает на то, что объем жидкости увеличивается при уменьшении давления. Конечное приращение объема:

DV_ж=b_жV_жDр.

Коэффициент сжимаемости породы численно характеризует относительное уменьшение объема породы (по отношению ко всему выделенному элементу объема пласта) при снижении давления на 0,1МПа:

.

Изменение (уменьшение) объема скелета породы определяется по формуле

DV_п=b_пV_пDр.

Упругий запас (по В.И. Щелкачову) - это количество жидкости, высвобождающейся в процессе отбора из некоторой области пласта при снижении давления до заданной величины, если высвобождение происходит за счет объемного расширения жидкости и уменьшении порового пространства пласта,

DV_з=DV_ж+DV_п.

Коэффициент упругости пласта b^* показывает, какую долю от выделенного элемента пласта составляет объем жидкости, высвобождающейся из элемента пласта при снижении пластового давления на единицу:

b^*=b_жm+b_п.

Общая сжимаемость системы, включающей породы и флюиды, насыщающие поры и пустоты, может быть представлена в виде суммы произведений насыщенностей и сжимаемостей всех флюидов в порах и сжимаемости пор:

b_общ=h_нb_н+h_вb_в+h_гb_г+b_п.

Эффективной сжимаемостью для данной фазы называется общая сжимаемость, отнесенная только к одной фазе.

Перераспределение давления передается во все стороны не мгновенно. Скорость распространения изменения давления в пласте характеризуется коэффициентом пьезопроводности c. Это комплексный коэффициент, который определяется по зависимости

,

где m_ж - динамическая вязкость жидкости, мПа×с.

4. Молекулярно-поверхностные явления

К молекулярно-поверхностным явлениям относят поверхностное натяжение и краевой угол смачивания воды и нефти в пористой среде, которые влияют на фильтрацию многофазной жидкости.

Поверхностное натяжение на границе двух фаз характеризуется избытком энергии молекул поверхностного слоя по сравнению с равным объемом молекул, находящихся во внутреннем слое жидкости. Поверхностное натяжение s характеризуется силой внутреннего давления, втягивающей молекулу внутрь жидкости и направленной перпендикулярно к поверхности. Единица натяжения - ньютон на метр. Поверхностное натяжение можно также определять как работу, необходимую для образования 1см² новой поверхности dS:

А=sdS.

Смачиваемость может быть оценена как свойство флюида предварительно прилипать к поверхности породы или смачивать ее в присутствии других несмешивающихся жидкостей.

Краевой угол q находится в прямой зависимости от смачиваемости поверхности. Если краевой угол q<90°, то жидкость смачивает поверхность (рис.2).

Рис.2. Краевые углы смачивающей и несмачивающей фаз. Здесь и далее по всей работе: 1 - вода; 2 - нефть.

По смачиваемости водой различают поверхности гидрофобные, несмачиваемые (рис.3,а), промежуточные (рис.3,б) и гидрофильные, смачиваемые (рис.3,в). С повышением температуры смачиваемость водой увеличивается и пористая среда гидрофилируется. В гидрофильной породе вода занимает поры малого размера и контактирует с поверхностью пород в больших порах. Нефть в такой системе находится внутри крупных пор.

Рис. 3. Вид распределения флюидов в породах с различным характером смачиваемости: а - гидрофобная, б - избирательно-смоченная, в - гидрофильная

Для нефтяных залежей смачиваемыми фазами могут быть либо нефть, либо вода. Газ не является смачиваемой фазой. Смачиваемость может быть как однородной, так и неоднородной. В первом случае смачиваемость стенок пор всегда одинакова - 100% (гидрофобной или гидрофильной). Порода характеризуется гетерогенной смачивамостью, с изменением смачиваемости от пор к порам.

Неоднородная смачиваемость может быть избирательной и смешанной. Смешанная смачиваемость характеризует систему, в которой нефть мигрирует в гидрофильном коллекторе, занимая большие пустоты и не заполняя самые мелкие. При этом смачиваемость может изменяться благодаря адсорбции полярных компонентов или разложению органических веществ, что превращает поверхность поры в гидрофобную.

5. Капиллярные явления

Капиллярные явления характеризуют влияние сил молекулярного воздействия на равновесие и движение поверхности раздела несмешивающихся жидкостей при взаимодействии с твердыми телами. Эти явления сопровождаются добавочным капиллярным давлением р_к, создаваемым поверхностным натяжением на мениске жидкости в капилляре и обуславливающим поднятие (рис.4) или опускание воды.

Рис.4. Схема капиллярного поднятия

Сила поверхностного натяжения, направленная вверх, уравновешивает гравитационные силы:

sсosq×2pr=pr²h(r_ж-r_в)g,

отсюда

Решение этого уравнения позволяет определить и поверхностное натяжение жидкости:

В круглом капилляре радиусом r₀ высота подъема жидкости, смачивающей стенки, или высота опускания несмачивающей жидкости определяется по формуле Жюрена

h=2scosq×r₀g(r₁-r₂).

Если взять сосуд, в котором нефть находится над водой, и поместить в него капиллярную трубку, то уровень воды в ней поднимется выше, чем в сосуде (рис.5).

Рис.5. Схема капиллярного давления межфазных сил в капиллярной трубке

Внутри капиллярной трубки капиллярное давление на границе фаз является функцией разности плотностей и высоты подъема воды:

р_к=(р_в-р_н)gh.

Количественно капиллярное давление можно выразить и как разность давлений несмешивающихся жидкостей (давления нефтяной фазы р_н, и давления водной фазы р_в), отделенных поверхностью раздела:

р_к=(р_в-р_н).

Высота контактной поверхности, где капиллярное давление равно нулю, называется уровнем свободной воды (УСВ).

Относительно большая разница между контактной поверхностью вода - нефть и уровнем свободной воды возникает в породах с узкими капиллярами, где капиллярное давление высокое.

Самые узкие капилляры определяют уровень, над которым находится только остаточная (связная) вода. Наибольшие капилляры определяют уровень, под которым водонасыщенность составляет 100% (рис.6,а). Между двумя этими точками происходит постепенное изменение водонасыщенности, и этот интервал называется переходным слоем. Высота переходного слоя зависит от распределения размера пор и может быть больше десяти метров. Размер переходной зоны (слоя) определяется по зависимости водонасыщенность - высота (рис.6,б).

В статических условиях капля нефти или пузырек газа удерживаются в порах под действием капиллярных явлений. В соответствии с законом Лапласа капиллярное давление будет больше с той стороны, где радиус пузырьков будет меньше (рис.7,а).

Чтобы капля нефти перемещалась в капилляре, необходимо создавать дополнительное давление, эквивалентное сопротивлению деформации, пропорционально изменению радиуса кривизны:

Рис. 6. Определение переходной зоны

Рис.7. Условия удержания пузырька (капли) в капиллярной трубке: а, б, в - вариации соответственно радиуса пузырька, краевого угла и поверхностного натяжения жидкости

р_А-р_В=2scosq(1/r_В-1/r_А).

Если пора в пласте-коллекторе образована сферическими зернами пород (рис.8), то капиллярное давление, учитывающее межфазное состояние и главные радиусы, оценивается по уравнению Жаменя:

Рис.8. Условия удержания воды капиллярными явлениями в гидрофильной системе

где r₁ и r₂ - радиус кривизны поверхности раздела соответственно для воды и зерен породы.

Уравнение Жаменя позволяет объяснить результаты практических наблюдений:

·капиллярное давление растет со снижением водонасыщенности, поскольку значение r₁ - уменьшается;

·породы с меньшей проницаемостью отличаются бόльшим капиллярным давлением, а породы с большей проницаемостью характеризуются меньшим капиллярным давлением (r₂ увеличивается в породах с большей проницаемостью).

В целом значение капиллярного давления может характеризовать следующие явления (процессы).

.Капиллярные силы вместе с гравитационными силами обуславливают распределение флюидов в пласте-коллекторе по вертикали. По капиллярному давлению прогнозируют распределение связной воды гидрофильной системы и определяют остаточную водонасыщенность.

.Капиллярные силы влияют на продвижение фронта заводнения и на конечную нефтеотдачу.

.Капиллярное давление служит индикатором распределения пор по пласту-коллектору.

. Реологические свойства нефти

Свойства жидкостей при деформации и течении определяются реологическими характеристиками (reho - греч. течение).

При ламинарном потоке слои жидкости имеют разные скорости у стенки и в центре, плавно скользят друг относительно друга. Отношение разности движения двух слоев принято называть скоростью сдвига, dV/dt. Градиент скорости сдвига  - это изменение скорости в направлении, перпендикулярном течению, размерность  [с^-1]. Нагрузки, вызывающие деформацию, при которой начинается течение, обуславливают напряжение сдвига t. Отношение напряжения сдвига к скорости сдвига характеризует вязкость жидкости:

m=t/.

Вязкость проявляется только при движении, и чем она выше, тем больше требуется энергии на перемещение жидкости.

Для определенных жидкостей справедлив линейный закон трения Ньютона. Течение ньютоновских жидкостей начинается при каких угодно малых напряжениях сдвига, пропорциональных скорости сдвига, поэтому динамическая вязкость для них характеризуется одной постоянной величиной. Жидкости, у которых эти характеристики не пропорциональны друг другу, называют неньютоновскими.

Реологические свойства нефтей следует рассматривать как свойство коллоидно-дисперсных систем, склонных при определенных условиях к образованию объемных структур с выраженной тиксотропией. Реологические параметры нефти экспериментально оцениваются по характеру зависимости напряжений сдвига t от градиента сдвига (рис.9).

Рис. 9. Реологические кривые нефтей и нефтяных эмульсий, соответствующие жидкостям (1 - ньютоновским; 2 - псевдопластичным; 3 - дилатантным); и псевдопластичным телам (4)

Линия 1 соответствует ньютоновской жидкости, вязкость которой не зависит от скорости сдвига и определяется углом наклона прямой, проходящей через начало координат.

Кривая 2 характеризует псевдопластичные жидкости. Для них течение начинается после приложения усилия с некоторым отклонением от линейного закона, выраженного криволинейным участком, который характеризует процесс разрушения структуры под действием приложенной нагрузки t_пр. Реологические параметры в этой зоне являются переменными. С увеличением градиента скорости вязкость снижается, приближаясь к своему предельному значению при полном разрушении структуры. Предельные параметры вязкости и напряжения сдвига характеризуются прямолинейным участком кривой

Кривая 3 свойственна дилатантной жидкости, предел текучести которой равен нулю, а вязкость с повышением скорости сдвига возрастает. Подобное реологическое поведение отмечено у многих нефтей и эмульсий.

Кривая 4 характеризует псевдопластичные тела, имеющие предельное напряжение сдвига t₀, ниже которого течение не происходит. Такие системы относят к твердообразным структурам. На кривой 4 можно выделить два предельных значения напряжений сдвига: t₀ - минимальный предел текучести, соответствующий началу течения (началу разрушения структуры), и t_max - максимальный предел текучести, при котором кривая переходит в прямую линию, что соответствует разрушению структуры.

Реологическую модель вязкопластичной жидкости можно выразить через эффективную (кажущуюся) вязкость при определенной скорости сдвига, которая характеризует суммарные влияния прочностного и вязкостного сопротивления течению. Значения эффективной вязкости m_эф можно получить графически или вычислить по уравнению

Зависимость  составляет часть общего сопротивления движению, которая с увеличением скорости сдвига уменьшается. Поэтому эффективная вязкость не имеет физического смысла, если не указывается скорость сдвига, при которой она определяется.

Нефти с небольшим содержанием высокоплавких парафинов, как правило, не образуют структуры и относятся к ньютоновским жидкостям. Парафинистые нефти и агрегативно устойчивые концентрированные водонефтяные эмульсии обладают свойствами самопроизвольного увеличения прочности структуры t₀ во времени и восстановления структуры после ее разрушения. Это свойство носит название тиксотропии.

Время тиксотропного восстановления структуры после ее механического разрушения для различных нефтей и эмульсий различно и колеблется в широких пределах, от нескольких минут до десятков часов. Основные факторы, приводящие к резкому изменению реологических свойств нефтей, - это температура и давление. Вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры. В пористой среде с широким спектром распределения пор при увеличении давления движение начинается в наиболее крупных порах, и по мере увеличения градиента давления движением охватываются все более мелкие поры. Чем больше разброс размеров пор, тем больше отличается фактическая фильтрация от идеальной. Изменение свойств нефти при деформациях в условиях всестороннего сжатия и сдвигового течения характеризуется релаксацией.

Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к ее плотности при той же температуре, h=m/r=[м²/с]. Используется нефтепромысловой практике при различных расчетах

Текучестью называется величина, обратная динамической вязкости, u=1/m [c/Па].

Относительная вязкость нефти - это отношение вязкости нефти к вязкости воды при той же температуре, безразмерная величина.

Условная вязкость - отношение времени истечения определенного объема нефти ко времени истечения того же количества дистиллированной воды при 20°С. Единица условной вязкости - градусы Энглера.

Соотношение между единицами вязкости, широко используемыми в нефтепромысловой практике, представлено в таблице.

Таблица 1 Соотношение между единицами вязкости

7. Подвижность флюидов в пластовых условиях

Фактор подвижности обусловлен свойствами флюида и породы и характеризуется течением флюидов в пласте при одинаковом понижении давления. Для определения подвижности одного флюида относительно другого введен безразмерный параметр - коэффициент подвижности (мобильности) М, который определяется на основании закона Дарси:

Отсюда следует, что подвижность l характеризуется отношением фазовой проницаемости при определенной насыщенности в пластовых условиях к вязкости:

l=k/m.

Для двухфазного течения в пласте несмешивающихся фаз воды и нефти коэффициент подвижности определяется отношением подвижности воды и нефти М=l_в/l_н и зависит от относительной проницаемости.

Если М=1, то при заданном перепаде давления нефть и вода фильтруются с одинаковой скоростью. При М<1 вода менее подвижна, чем нефть, и для условий вытеснения нефти водой процесс будет стабильный. При М>1 вода подвижнее нефти и будет опережать фронт вытеснения, создавая языки обводненности и нестабильность вытеснения (рис.10).

Рис. 10. Стабильное (а) и нестабильное (б) вытеснение нефти водой в горизонтальной плоскости

При разработке нефтяных месторождений с искусственным поддержанием энергии пласта на параметр М можно повлиять, изменив флюидные вязкости, увеличив вязкость вытесняющего агента или снизив вязкость нефти ее нагревом в пласте. При извлечении флюидов под действием депрессии градиент, образующийся в вертикальной плоскости и направленный в сторону добывающей скважины, создает условия для искривления поверхности водонефтяного контакта. Это приводит к образованию водяных конусов и прорыву активных подошвенных или краевых вод с последующей блокировкой нефтенасыщенных интервалов. При разработке нефтяных залежей с газовой шапкой подобное явление может привести к образованию газовых конусов. Физический критерий управления образованием конусов и языков обводнения - это равновесие сил тяжести и сил внутреннего трения. Конусообразование можно предотвратить, если градиент давления на границе раздела фаз удовлетворяет условию

(dp/dy)£Drg,

где Dr - разность плотностей контактирующих флюидов.

Литература

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М: Недра, 1990. 427с.

. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 653с.

. Слюсарев Н.И. Гидродинамические исследования нефтяных скважин и пластов: Учебное пособие / Н.И.Слюсарев, А.И.Усов. Санкт-Петербургский горный институт, СПб, 2002. 67с.