Лекции по физики нефтяного пласта

Введение.

Лекция 1.

Тема: Введение. Общие  вопросы «физики нефтяного пласта связи предмета с другими науками.  итититит 

 

Процессы разработки и  эксплуатации нефтяных, газовых и  газоконденсатных месторождений тесно  связаны с закономерностями фильтрации углеводородов и воды в горных породах, слагающих продуктивные пласты. Поэтому свойства горных пород и  пластовых жидкостей предопределяют рациональную технологию разработки залежей  нефти и газа и экономические  показатели их извлечения из недр. Нефтяная залежь представляет  собой скопление жидких углеводородов, в некоторой области земной коры. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом.

Источники пластовой энергии. Жидкость из пласта в скважину поступает  под действием перепада давления между пластом и забоем скважины. Поэтому пластовое давление - основной факт, определяющий текущее энергетическое состояние залежи. Различают два  типа источников пластовой энергии - естественные и искусственные. К  естественным относятся упругость  пластовой системы напор пластовых  вод, наличие свободного газа, энергия  растворенного газа, напор, обусловленный  силой тяжести. Пластовую энергию  можно поддерживать искусственным  способом—закачкой в пласт воды, пара или газа. Продолжает оставаться чрезвычайно острой проблема повышения  нефте-, газо и конденсатоотдачи залежей  углеводородов.

При этом значительно возрастает роль фундаментальных отраслей науки (физики, физикохимии, термодинамики, математики) в развитии физики пласта.  

 

Условия залегания  в пластах нефти воды и газа.  

 

К основным коллекторам нефти  и газа относятся пористые осадочные  породы- пески, песчаники, кавернозные  и трещиноватые известняки, доломиты и другие которые в земной коре вместе с окружающими их плотными породами образуют складки. Такие складки  способны накапливать в паровом  пространстве коллекторов углеводороды согласно законам гравитации. Начальное  пластовое давление зависит от глубины  залегания пласта, и на каждые 100 м погружения оно обычно возрастает 1 МПа. Породы в условиях залегания  в пласте находятся под воздействием вертикального δ_z и бокового горного давления δ_xy вышележащих пород и внутрипластового давления   δ_z=ρgH; Н-глубина залегания пласта.

Боковое горное давление δ_zy на небольших глубинах составляет часть вертикального давления: δ_xy=nδ_z ; n - коэффициент бокового распора:

n= ν / (1- ν); ν - коэффициент Пуассона.

Горное давление может  оказывать существенное влияние

на пористость и проницаемость  песчанно-глинистьгх отложений на глубине  более 2000м может быть меньше на 10-40% посравнению с данными ее измерений  на поверхности, а пористость — меньше на 20-30%.

На свойство нефтегазовых систем в коллекторе значительно  влияет температура. Она

повышается на 1 градус при  увеличении глубины в среднем  на каждые 22 м (геометрическая ступень).

Под влиянием пластового давления в нефти может растворяться значительное количество

газа.

Материалы курса служат основой, на которой строятся все последующие  специальные дисциплины, определяющие специализацию горного инженера, работающего в области разработки, эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. По методам  исследований и составу рассматриваемых  материалов курс «физика нефтяного  и газового пласта» близок к курсам «Газонефтепромысловая геология», и «Физическая химия». Основные задачи, которые решает физика нефтяного  и газового пласта состоят в изучении коллекторских и фильтрационных свойств горных пород, физических и  физико-химических свойств пластовых  жидкостей и газов в изменяющихся условиях залегания и в исследовании физических основ повышения нефте- и газоотдачи коллекторов. Продолжает оставаться чрезвычайно острой проблема повышения нефте-; газо- и конденсатоотдачи залежей углеводородов. 

 

Вопросы для самопроверки.

1. Цели и задачи «Физика  нефтяного и газового пласта»

2. с какими научными  дисциплинами взаимосвязана «Физика  нефтяного и газового пласта»?

3. Кто из крупных ученых  занимался проблемами физики  нефтяного и газового пласта.

4. Расскажите о современном  состоянии «физики нефтяного  и газового пластов». 

 

 

  

 

 

  

 

 

  

 

 

  

 

 

  

 

 

  

 

 

  

 

 

  

 

 

 

Раздел I. Физические свойства горных пород-коллекторов  нефти и газа.

Лекция 2

Тема: Типы пород  коллекторов. Гранулометрический состав горных пород. Пористость горных пород. Проницаемость горных пород. Фазовая  и относительная проницаемость  горных пород.

Типы пород-коллекторов.

Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трех типов - гранулярным, трещинным и смешанного строения.

К гранулярным относятся  коллекторы, сложенные, песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых, состоит из межзерновых полостей.

Подобным строением порового пространства характеризуются также  некоторые пласты известняков и  доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах поровое пространство слагается системой трещин.

Чаще встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое  пространство которых слагается  как системами трещин, так и  поровым пространством блоков, а  также кавернами и карстами.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяются на подклассы - трещиновато-пористые, трещиновато каверновые, трещиновато-карстовые  и т.д.

Около 60% запасов нефти  в мире приурочено к песчаным пластам  и песчаникам, 39%- к карбонатным  отложениям и 1%- к выветренным метаморфическим  и изверженным породам.

Характерная особенность  большинства коллекторов - слоистость их строения и изменения во всех направлениях свойств пород, толщины  пластов и других параметров.

Фильтрационные и коллекторские  свойства пород нефтяного и газового пласта характеризуются основными  показателями:

1) гранулометрическим (механическим) составом пород;

2) пористостью;

3) проницаемостью;

4) капиллярными свойствами;

5) удельной поверхностью;

6) механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением  разрыву, сжатию и другим видам  деформации);

7) насыщенностью пород  водой, нефтью и газом.

Структура породы определяется преимущественно размером и формой зерен.

По размерам различают  структуры:

Псефитовую (порода состоит  из обломков более 2 мм) Псамитовую (0,1 -2 мм), Алевритовую (0,01-0,1 мм), Пелитовую (0,01 мм и менее)

Гранулометрический (Механический) состав пород.

Гранулометрический анализ проводится для определения степени  дисперсности минеральных частиц, слагающих  породу.

Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное (массовое) содержание в породе частиц различной крупности.

Размеры частиц горных пород  изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Для большинства  нефтесодержащихся пород размеры  частиц пород колеблется в пределах

Механический состав пород  определяют ситовым и седиментационным анализами.

Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для разделения песка на фракции от 0,05 мм и более.

Содержание частиц меньшей  крупности определяется методами седиментации. Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового  размера в вязкой жидкости.

По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической  формы.          

 gd²        ρ_n

   U=            (             - 1) ;     (1.1)           

18ν       ρ_ж

где g — ускорение свободного падения;

d - диаметр частиц;

ν- кинематическая вязкость;

ρ_n - плотность частицы породы;

ρ_ж - плотность жидкости.

Пористость горных пород.

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

Коэффициентом полной (или  абсолютной) пористости m_п называется отношение суммарного объема пор Vn в образце породы к видимому егo V           

 Vn

m =     ——            

V

По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным  относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения  и т.д. образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. К вторичным -поры, образующиеся в результате последующих  процессов разлома и дробления  породы, растворения, возникновения  трещин и т.д. По величине паровые  каналы нефтяных пластов условно  разделяются на три группы:

1) сверхкапиллярные —  более 0,5 мм

2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм

3) субкапиллярные — менее  0,0002 мм

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит при значительном участии капиллярных сил. Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами независимо от пористости практически для жидкостей  и газов (глина, глинистые сланцы.)

Наряду с коэффициентом  полной пористости введены еще понятия  коэффициента открытой пористости а  также коэффициентов, характеризующих  статическую полезную емкость и  динамическую полезную емкость коллектора.

Коэффициентом открытой пористости m_о принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость  коллектора Пст характеризует объем  пор и пустот, которые могут  быть заняты нефтью или газом. Пст  определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой  остаточной водой, динамическая полезная емкость коллектора Пдин характеризует  относительный объем пор и  пустот, через которые могут фильтровать  нефть и газ в условиях существующих в пласте.

Методы измерения  пористости горных пород.

Из определения понятия  коэффициента полной пористости вытекают следующие соотношения, которые  используется для его измерения 

 

m_п = Vп/V = 1 – Vзер/V                                    (1.3)

Где V и Vзер - объем образца и зерен.          

                       ρ_обр              

 m_п=1- ————— ;                      (1.4)                                 

 ρ_зер

Где ρ_обр и ρ_зер - плотности образца и зерен.

Для определения объема образца  часто пользуются методом взвешивания  насыщенной жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и воздуха. Методов определения объема образца  множество.

Проницаемость горных пород.

Проницаемость — фильтрационный параметр горной породы, характеризующий  ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду. Для  характеристики проницаемости пород  нефтесодержащих пластов введены  понятия абсолютной эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая  определена при наличии в ней  лишь одной какой либо 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 флюидов с  породой. Для оценки абсолютной проницаемостью обычно используются воздух или газ, так как установлено, что при  движении жидкостей в пористой среде  на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей. 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 Дарен. Согласно которому скорость фильтрующие жидкости в пористой среде пропорционально градиенту  давления и обратно пропорционально  динамической вязкости.  

 

W = Q/ ω = k 1/μ ΔP/ΔL

где W - скорость линейной фильтрации;

Q - объемный расход жидкости в единицу времени

ω - площадь фильтрации

μ - динамическая вязкость жидкости

ΔP - перепад давления

ΔL - длины пористой среды

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