4. Основные физические свойства нефтегазовых пластов и пластовых флюидов, используемые при проектировании и контроле за разработкой.

Дата: 2025-05-25; Просмотры: 24

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Скачать

Основные физические свойства нефтегазовых пластов, которые используются при проектировании это проницаемость, пористость, насыщенность, фазовая проницаемость, плотность нефти, вязкость, давление насыщения, газовый фактор, обводненность, состав пластовых флюидов.

Под контролем процесса разработки понимают сбор информации о:

· Термобарическом состоянии пласта (Рпл, Тпл)

· Изменении свойств продуктивного пласта

· Взаимосвязи добычи и закачки со свойствами пласта и термобарическим состоянием.

С технической точки зрения контроль это система измерения давления и температуры в скважине, расхода нефти, газа и воды, плотности, содержания смоло-асфальтеновых компонентов, газосодержания, коэффициента пъезопроводности. Указанные параметры измеряются на поверхности вблизи устья скважины, в стволе скважины, около забоя и в лабораторных условиях. Для осуществления контроля Р и Т в пласте и скважине строятся карты изобар и изотерм(по картам можно определить направление закачиваемых вод и свойства –пласта). Пластовая температура измеряется в длительно простаивающей скважине. Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры, характеризующие свойства пласта; тепловые поля.

Параметры, характеризующие свойства коллекторов продуктивных пластов, оцениваются по данным лабораторных исследований кернового материала и результатам геофизических и гидродинамических исследований скважин. Эти данные, обычно изменяющиеся в широких пределах, характеризуют высокую степень неоднородности распределения большинства параметров горных пород и пластовых систем. При проектировании технологических процессов нефтедобычи возникает задача учета и отображения неоднородности строения и свойств коллекторов и определения их характеристик по пласту.

Многие важнейшие свойства коллекторов зависят от давления, температуры, степени насыщения порового пространства газожидкостными смесями. Распределение пор по размерам можно определять разными способами: ртутное выдавливание, выдавливание центрифугой и другие.

Наиболее распространён способ центрифугирования, по опытным данным которого строится кривая зависимости капиллярного давления от водонасыщенности.

Рк

	I(S)

Sв

Функция капиллярного давления зависит от коллекторских свойств. Чем выше коэффициент k, тем более сдвинута кривая влево, тем ниже остаточная водонасыщенность.

Одной из определяющих характеристик на практике является функция Леверетта.

Функция Леверетта – отношение капиллярного давления к давлению, развивающемуся в порах среднего размера: I(S)=Рк(S)/Р

Непостоянство проницаемости, пористости и других свойств пласта учитывается и отображается с помощью геологических карт, а также методами математической статистики.

Непостоянство объемной геометрии продуктивных коллекторов обычно характеризуется показателями, отображающими расчлененность пласта на отдельные прослои непроницаемыми отложениями и изменение объемной характеристики каждого проницаемого пропластка по площади залежи. К таким показателям относятся коэффициенты расчлененности, песчанистости, макронеоднородности, коэффициент распространенности коллектора, коэффициент сложности площадных границ коллектор - неколлектор, коэффициенты распространения коллектора, степени связанности пластов.

Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм либо точечной характеристики геофизических параметров: кажущегося электрического сопротивления, потенциалов собственной и вызванной поляризации пород, интенсивности гамма-излучения, плотности тепловых и надтепловых нейтронов, температуры и др. В итоге решаются следующие задачи: определения литолого-петрографической характеристики пород; расчленения разреза и выявления геофизических реперов; выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; определения характера насыщения пород — нефтью, газом, водой; количественной оценки нефтегазонасыщения и др.

Контроль за изменением характера насыщения пород в результате эксплуатации залежи по данным промысловой геофизики осуществляется на основе исследований различными методами радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического — в необсаженных. В последние годы получают все большее развитие детальные сейсмические исследования, приносящие важную информацию о строении залежей.

Гидродинамические методы исследования скважин применяются для определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин

Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов: изучение восстановления пластового давления, метод установившихся отборов жидкости из скважин, определение взаимодействия скважин.

Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин. В процессе разработки залежи получают данные об изменении дебитов и приемистости скважин и пластов, обводненности добывающих скважин, химического состава добываемых вод, пластового давления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование разработки. Важно подчеркнуть, что для изучения каждого из свойств залежи можно применить несколько методов получения информации. Например, коллекторские свойства пласта в районе расположения скважины определяют по изучению керна, по данным геофизических методов и по данным гидродинамических исследований. При этом достигается разная масштабность определений этими методами — соответственно по образцу породы, по интервалам толщины пласта, по пласту в целом. Значение свойства, охарактеризованного несколькими методами, определяют, используя методику увязки разнородных данных. Для контроля за свойствами залежи, изменяющимися в процессе ее эксплуатации, необходимые исследования должны проводиться периодически. По каждой залежи, в зависимости от ее особенностей, должен обосновываться свой комплекс методов получения информации, в котором могут преобладать те или иные методы. Надежность получаемой информации зависит от количества точек исследования. Представления о свойствах залежи, полученные по небольшому числу разведочных скважин и по большому числу эксплуатационных, обычно существенно.

5. Естественная и искусственная трещинность, способы описания.

Естественная трещиность – образуется при разрушении пласта, которое происходит при превышении предела прочности породы.

Характеризуется: длиной, шириной, густотой, ориентированностью.

Методика исследования коллекторских свойств трещиноватых гор пород имеет свои особенности. Их качества как коллектора характеризуются густотой и раскрытостью трещин, которые определяют трещинную пористость и проницаемость, обусловленную наличием в породе трещин. Подавляющее большинство трещин, по–видимому, имеет тектоническое происхождение и объединяется в ориентированные системы. Рассмотрим трещиноватость, хар-ся системи трещин, стенки которых можно принять за плоскости. исследованиями И. М. Смехова установлено, что интенсивность трещеноватости зависит от литологических свойств пород. Раскрытость трещин также зависит от литологического состава пород и их происхождения и колеблется в пределах 14-80 мкм. Интенсивность трещеноватости г/п, рассеченной совокупностью трещин, характеризуется объемной T и поверхностной P плотностями трещин.

T = S/V; P = l/F,

где S – площадь половины поверхности всех стенок трещин, секущих объем породы V; l – суммарная длина следов всех трещин, выходящих на поверхность площадью F.

Густота трещин – мера растресканности породы.

Г= n/ΔL.

Δn – количество трещин, секущих нормаль к их плоскости; ΔL – длина нормали.

Для однородной трещиноватости, т.е. когда трещины находятся на равном расстоянии друг от друга, густота трещин: Г=1/L, где L – расстояние между трещинами в системе.

Объемная плотность Т характеризует трещиность пласта с любой геометрией. Поверхностная плотность Р зависит от ориентации площади измерения относительно направления трещин. Между величинами T, P, и Г существует следующая связь T=SГi, T=SPi/cosαi, P=SГi cosαi, где αi – угол между перпендикуляром к плоскости i той системы трещин и площадкой, на которой измеряется величина Pi.

Трещинная пористость определяется из соотношения mТ=Sbi Гi.

Где bi - раскрытость i-той системы трещин.

При bi = const=b mТ=bT.

Проницаемость k_Т в (в Д) трещиноватой породы, когда трещины перпендикулярны поверхности фильтрации (т.е. по сечению пласта), может быть определена по формуле k_Т=85000b₂ m_Т, (формула справедлива когда трещины перпендикулярны к поверхности фильтрации)

Где b – раскрытие трещин в мм; m – трещинная пористость в долях единицы.

В действительности же трещины могут располагаться произвольно, в результате чего проницаемость трещиноватой породы будет зависеть от простирания их систем и направления фильтрации. В общем случае, если трещины располагаются произвольно, а проницаемость рассчитывается для любого горизонтального направления фильтрации, то формула имеет вид:

, где bi и Гi – раскрытость и густота трещин соответственно в см и 1/см; wi-угол падения трещин данной системы; ji- угол между задаваемым направление фильтрации и простиранием данной системы трещин.

Параметры трещиноватости находятся также по керновому материалу и по шлифам. Параметры трещиноватых пород подсчитываются по следующим формулам: k_т = А*(b³l/F), m_t = bl/F, P=l/F.

Здесь k_т- трещинная проницаемость, мкм²; А – численный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе; l- протяженность трещин в шлифе, см; F –площадь шлифа, см²; m_t = трещинная пористость, доли единицы; Р – поверхностная плотность трещин.

Для этой цели используют также геологические, геофизические и гидродинамические методы.

При геологических методах получают достоверные сведения о плотности трещин и их ориентированности по данным исследования трещиноватости пород в их обнажениях на дневной поверхности, а также в шахтах и других горных выработках. Раскрытость же поверхностных трещих подвержена влиянию эрозии.

Геофизические методы исследования трещиноватых коллекторов основаны на зависимости свойств потенциальных полей (электрических, гравитационных, упругих и т.д.) от параметров трещиноватости. Эти методы находятся на стадии развития и становления. Все более широко применяют гидродинамические методы, основанные на использовании результатов исследования скважин. Показатели работы скважин (зависимость дебита от забойного давления, скорость восстановления давления в остановленной скважине и т.д.) зависят от параметров трещиноватости коллектора.

6. Деформация нефтегазового пласта; физическая сущность; коэффициенты и способы их определения.

Деформации бывают: линейные и объемные, упругие и пластичные.

Упругие характеристики – упругость, пластичность, прочность на сжатие и разрыв и др. Большая часть г/п выдерживает высокие нагрузки при всестороннем сжатии. Значительно меньшие разрушение напряжения при изгибе и растяжении. Если нагружение и разгрузка г/п происходит в короткий промежуток времени, при значит диапазоне напряжений справедлив закон Гука. Если сжимающая нагрузка, составляющая иногда 10-15% от разрущающей (т. е. не превышающей предел упругости), действует длительно, в породах могут возникать явление ползучести с образованием остаточных деформаций. В отличии от явления ползучести пластичная деформации происходят при быстром нагружении пород за пределами их упругости. Явления ползучести и пластической деформации способствует частичной разгрузке продуктивных пластов призабойной зоны от воздействия горного Р – вследствие — «течения» части пород в скважину при ее строительстве под влиянием высоких нагрузок в вертикальном направлении. Поэтому давление ГРП часто оказывается значит ниже горного (до 20-40%). Со снижением пластового Р, эффективное напряжение возрастает и поэтому уменьшается объем пор вследствие упругого расширения зерен, их переукладки и более плотной упаковки. Вначале происходят упругие деформации, а при значительном снижении пластового Р, возможны остаточные деформации пород, которые не восстанавливаются в полной мере даже в процессе заводнения залежи и при увеличении Р , пластового до первоначального. Так как большинство м/р разрабатывается заводнением, то значительного снижения Р пластового не происходит. Поэтому в большинстве случаев возникают процессы упругих деформаций пористых сред. Расширяющиеся при этом г/п и пластовые жидкости находящиеся в зоне пластового Р, обладают упругим запасом, равным сумме объемов расширения пород и пластовых жидкостей.

Количественно упругие изменения объема пор оценивают коэффициентом объемной упругости пласта. βс=(1/V)*(dVпор/dP), где V - объем образца породы; dVпор - изменения V пор при уменьшении или увеличении Р пластового на dP. Значение βс зависит от состава, строения и свойств г/п, а также от Р (сжимаемость сокращается с ростом P). При изменении Р, изменяется и объем жидкости, коэффициент сжимаемости которой (βж характеризуется соотношением βж=(1/V)*(dV/dP), где V - V жидкости; dV - изменение объема ж-ти при изменении Р на dP.

Коэффициент сжимаемости нефтей βн, зависит от количества растворенного газа и изменяется в пределах (4 - 140)*10^-10 Па^-1. Для учета суммарной сжимаемости пор и жидкостей введен комплексный параметр- коэффициент упругоемкости β; β=βс+mβж.

Породы, залегающие в недрах земли, находятся под влиянием горного давления.

Горное давление – механические силы, которые действуют в пласте как в его природном состоянии, так и в техногенном изменении пласта.

В результате действия на породу комплекса сил (веса вышележащих пород, тектонических сил, напора подземных вод, тепловых и электрических полей) порода может находиться в общем случае в условиях сложного напряжённого состояния, характеризующегося тем, что результирующие векторы напряжений не перпендикулярны поверхностям воздействия.

Все вышеназванные силы обуславливают горное давление, т.е.

Рг=Sfi,

где fi – силы, действующие на пласт.

Рассмотрим реальный пласт:

Н Р=r×g×Н, dР=r×g× dr

Под действие сил на поверхность в пласте возникнут напряжения: s=dF/dS.

Напряжение – реакция пласта на приложенную нагрузку.

Выберем из массива породы эллипсоидный элемент и рассмотрим реакции:

Если напряжения действуют в одном направлении, то мы получим одноосное напряжённое состояние.

Если напряжения действуют в плоскости в разных направлениях, мы получим плоское напряжённое состояние.

Если у нас происходит изменение напряжения в объёме, возникает объёмное напряжённое состояние.

При реализации эксперимента модель даёт нам одноосное напряжение, тогда как в пласте объёмное напряжённое состояние.

В зависимости от того, как действует напряжение, оно подразделяется на:

z

sz

tzу tzх

tхz

tуz sх х

tух tху

sу

z

sх tху tхz

Sij tух sу tуz = Рik,

tzх tzу sz

где s - главное (нормальное) напряжение, Рik – совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i¹k.

Напряжённое состояние приводит к тому, что пласт подвергается деформации.

Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений.

Напряжения можно подразделить на:

первичные – напряжения, связанные с образованием пласта;

вторичные – напряжения, связанные с деятельностью человека.

Напряжённое состояние может меняться с изменением температуры, электрического, магнитного поля пласта и других факторов.

Деформация зависит от вида напряжённого состояния, т.о. можно выделить:

линейные деформации; сдвиговые деформации; объёмные деформации.

В случае линейной деформации можно записать относительно продольную деформацию: e=D1/1. Нормальные составляющие напряжения обычно вызывают деформации сжатия или растяжения eх, eу, ez.

Касательные напряжения вызывают деформации сдвига gху, gуz, gхz (деформация сдвига обычно измеряется углами сдвига, т.к. из-за малости их величины tgg=g).

Суммарная деформация gху, gуz, gхz – величина, на которую уменьшается прямой угол между соответствующими гранями выбранного нами из массива пласта куба в результате сдвига.

Деформации удлинения и сдвига можно разложить на составляющие по осям координат и на их основе написать тензор деформаций:

eх 1/2×gху 1/2×gхz

[Тд]= 1/2×gух eу 1/2×gуz

1/2×gzх 1/2×gzу ez

Типичные графики зависимости e(s) выглядят следующим образом:

Упруго-хрупкий тип деформации

Упруго-пластичный тип деформации

Пластичный тип деформации

Для пород, слагающих пласты, нарушается закон Гука:

DV/V=(3×(1 - 2×n)/Е×)р,

р=(sх+sу+sz)/3

Рассмотрим фиктивную модель пористой среды:

V0=N3×D3

Под воздействием давления пористая среда начинает деформироваться.

V=N3×(D-a1)3»N3×D3 - 3×N3×D3×a1,

a1=(3×F×(1 - n2)/(D1/2×Е))2/3,

где F – сосредоточенная сила, возникающая на контактах шаров. n - коэффициент Пуассона.

При этом напряжение можно рассчитать по следующей формуле:

Р=N2×F/(N2×D2)=F/D2,

где D – диаметр шара.

Теперь рассмотрим объёмную деформацию.

Относительное изменение объёма упаковки из шаров можно записать следующим образом:

DV/V=-3×[3×(1 - n2тв)/Етв]2/3×Р2/3.

Модуль объёмного (всестороннего) сжатия, или коэффициент сжимаемости породы, b выражает связь между давлением и относительным изменение объёма материала:

b(р)=1/V×(dV/dр)=2×[3×(1 - nтв2)/Е)2/3×Р-1/3

Можно видеть, что зависимость деформаций от напряжений нелинейная.

Для описания изменения горных пород используются понятия деформационных сред.

Деформация в многофазной среде связана с деформацией всего пласта и пор.

Vпл=Vск=Vп+Vтв

При изменении s и пластового давления происходит изменение Vп и Vтв:

-dV/V=bск×ds+bтв×dр,

где s - напряжение.

-dVп/Vп=bп×ds+bтв×dр

-dVтв/Vтв=(1/(1-kп))×bтв×ds+bтв×dр

7. Физика процессов вытеснения нефти и газа водой, обобщенный закон Дарси. Функции относительных фазовых проницаемостей, характеристика и способы определения.

В процессе разработки нефтяный и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей – совместное движение нефти, воды и газа, воды и нефти, нефти и газа или только нефти либо газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды в зависимости от количественного и качественного состава фаз будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость – свойство породы, и она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюида с породой.

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорцианальна динамической вязкости:

Где u- скорость линейной фильтрации; Q – объемный расход жидкости в единицу времени; F – площадь фильтрации; m - динамическая вязкость жидкости; Dр – перепад давлений; L – длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют коэффициентом проницаемости.

При измерении проницаемости пород по газу в формулу следует подставлять средний расход газа в условиях образца:

Где Qг – объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца. Среднее давление по длине керна:

Где P₁ и P₂ – давление газа на входе в образец и на выходе из него соответственно.

Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически по законам идеального газа, используя закон Бойля-Мариотта, получим

Здесь Q₀ – расход газа при атмосферном давлении p₀.

Физический смысл размерности k (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

При определении проницаемости образца при радиальной фильтрации жидкости и газа, т.е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину, образец породы имеет вид цилиндра с отверстием в осевом направлении - «скважиной». Фильтрация в нем происходит в радиальном направлении от наружной поверхности к внутренней.

Фазовая проницаемость определяется в основном степенью насыщенности пор разными фазами