Лекции по физики нефтяного пласта

Угол θ, образованный касательной  к капле в точках ее периметра, зависит от поверхностных натяжений  σ_1,3 и σ_1,2 и σ_2,3 на разделах фаз 1-3, 1-2, 2-3.

Из условия равновесия векторов получим уравнения Юнга:

σ_{2,3 =} σ_1,3 + σ_1,2 cosθ;                  cosθ = (σ_2,3 - σ_1,3)/ σ_1,2

угол смачивания зависит  от множества факторов: механического  строения поверхности, адсорбции на ней газов, поверхностно-активных и  других веществ, от ее загрязнения, электрического заряда.

Межфазовое поверхностное  натяжение граничного слоя между  жидкостью и газом – это  сила действующая в плоскости  поверхности жидкой фазы, приходящаяся на единицу длины поверхностного слоя и направленная перпендикулярно  этой длине. Единица измерения поверхностного натяжения σ н/м. Величина σ зависит  от давления, температуры и состава  газа и жидкостей.

σ = [П(ρ_ж - ρ_г)]⁴*10^-3 н/м. 

где ρ_ж, ρ_г – плотность жидкой и газовой фаз кг/м³_; П – постоянная, названная парахором, представляет собой относительный объем двух жидкостей с равным поверхностным натяжением. Парахор не зависит от температуры и для индивидупальных компонентов может быть определен по молекулярной массе компонентов:

Пi = 30 + 2,82Mi

Парахоры жидкой или газовой  смеси определяется по формуле: 

 

 

             n

Псм =  Σ  пiХi  

          i=1 

 

Величина поверхностного натяжения зависит от температуры, и эта зависимость σ(Т)=σ_о(1-Тпр)ⁿ , где Тпр – приведенная температура.

Для предельных углеводородов  нормального строения показатель степени  n ≈ 1,259; σ_о=54,292 Н/м. 

С увеличением давления и  температуры поверхностное натяжение  уменьшается и становится равным нулю в критической точке. 

 

Вопросы для самопроверки.

1.      Объясните сущность поверхностного натяжения пластовых жидкостей.

2.      как изменяется поверхностное натяжение в зависимости от давления и температуры?

3.      Объясните что такое кинетический гистерезис смачивания?

4.      Покажите схему поверхностного натяжения двухфазного пограничного слоя.   

 

 

 

Раздел V. Пластовые воды и их физические свойства. 

 

Лекция 13.

Тема: Состояние  остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах. Методы определения  количества остаточной воды в пластах.

Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие  поры коллектора под залежью и  вокруг нее. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающими в самом нефтеносном  пласте. Оставшуюся со времени образования  залежи, называют остаточной.

Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых  коллекторах.

Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей  структурой пор и составом пород  и пластовых жидкостей, количеством  и составом остаточной воды и т.д.

Если остаточная вода в  пласте в виде тонкой пленки покрывает  поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной.

Если же пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается  с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ  нефти поверхность нефтяного  коллектора становится в значительной степени гидрофобной. 

Распределение остаточной воды в поровом пространстве существенно  влияет на фазовые проницаемости  породы для нефти воды и газа. Многие другие характеристики пласта: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных  процессов, количество нефти, остающейся в поровом пространстве пласта после  истощения пластовой энергии, и  другие - также зависят от первоначального  распределения жидкостей в пласте.

Виды остаточной воды находящейся в пористой среде.

1. капиллярно связанной  воды, находящейся в пористой  среде интенсивно проявляется  капиллярные силы;

2. адсорбционные воды, удерживаемой  молекулярными силами у поверхности  твердого тела и прочно связанной  с частицами пористой среды  (свойства адсорбционной воды  значительно отличаются от свойств  свободной)

3. пленочной воды, покрывающей  гидрофильные участки поверхности  твердой фазы.

4. свободной воды, удерживаемой  капиллярными силами в дисперсной  структуре (ограничивается менисками  на поверхностях раздел вода-нефть,  вода—газ).

С увеличением проницаемости  количество остаточной воды в породе уменьшается. Приближенно остаточную водонасыщенность песков Sп песчаниками Sпc и известняков Sи в зависимости от их абсолютной проницаемости k_o и открытой пористости m_o можно оценить по следующим формулам (в долях единицы) 

 

 

                                     k_o 

Sп = 0,437-0,155 1g——; Sпс = 0,283 – 0,1 lg(k_o/m_o); Sи = 0,183 – 0,1 lg (k_o/m_o)                                     

 m_o

Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ.

Водонефтяной контакт  в пласте представляет собой различной  толщины переходную зону от воды к  нефти. Строение этой зоны и распределение  в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами. Последние находятся в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей. Большое многообразие свойств пород обусловливает значительные изменения толщины переходной зоны в одной и той же залежи. В песчаниках высокой проницаемости, отличающихся отсортированностью зерен, толщина переходной зоны не превышает нескольких десятков сантиметров. В мелкозернистых песчаниках с плохо отсортированными зернами она достигает 6-8 м.

Состояние свободной и  связанной воды и нефти в переходной зоне также определяются свойствами всех фаз системы и степенью водонасыщенности пород.

Иногда используют экспериментальные  усредненные зависимости от капиллярного давления (рис.) полученные путем вытеснения воды нефтью. По этим зависимостям определяется распределения нефти и воды в  вертикальном направлении, а также  среднюю водонасыщенность переходной зоны пласта. 

 

Рк= gh (ρ_в - ρ_н) 

Где ρ_в и ρ_н - соответственно плотности пластовой воды и нефти;g- ускорение свободного падения; h- высота над уровнем 100%ного насыщенного водой. 

 

 

              Pk

h = ————                                                     (V.8)       

g (ρ_в - ρ_н)  

                                                f(S)

так как Рк= f (S), тогда h= —————         (V.9)         

g (ρ_в - ρ_н)

Если не учитывать влияние  третьей фазы (остаточной воды) то уравнения  аналогичные (V.8) и (V.9) можно использовать для приближенной оценки распределения  нефти и газа в переходной зоне.  

 

Вопросы для самопроверки.

1.Какие воды называют  подошвенными, краевыми и промежуточными?

2.Какие воды называют  гидрофобной и гидрофильной?

3.Объясните какие по  виду остаточные воды в поровом  пространстве существуют.

4.Объясните сущность переходных  зон нефть-вода, нефть-газ, вода-газ.  

 

 

  

 

Тема: Источники  пластовой энергии. Силы, действующие  в залежи 

 

Приток жидкости или газа из пласта в скважины происходит под  действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой  энергии, это:

1 . напор краевых вод;

2. напор газа, сжатого  в газовой шапке;

3. энергия газа, растворенного  в нефти и воде и выделяющегося  из них при снижении давления;

5.      упругость сжатых пород;

6.      гравитационная энергия.

Запасы пластовой энергии  расходуются на преодоление сил  вязкого трения при перемещении  жидкостей и газов сквозь породу к забоям скважин, на преодоление  капиллярных и адгезионных сил.  

Гидравлические сопротивления  во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей.

Жидкости в капиллярных  каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных  сил. Подобное образование смеси  наблюдалась и в единичных  капиллярах. 

 

 

  При этом капиллярное давление, создаваемое менисками, станет  равным соотношению для левого  и правого менисков: 

 

P` = 2σ/R`;   P`` = 2σ/R`` 

 

Учитывая, что R = r/cosθ; получим: Рс = 2σ/r (cosθ`` - cosθ`) 

 

Дополнительное сопротивление  и капиллярное давление для единичных  столбиков могут быть и невелики. Но в пористой среде столбики и  четки образуются в больших количествах  и на преодоление капиллярных  сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные  силы способствуют уменьшению проницаемости  фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного  сечения, при этом происходит деформация капель и четок. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает противодавление.  

 Р = 2σ (1/R1 – 1/R2)

Где R1 и R2 – радиусы кривизны менисков глобул в суженной и расширенной части капилляра.

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение  нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Природный режим пласта определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит  залежь, и расположением залежи в  этой системе относительно области  питания; геолого-физической характеристикой  самой залежи – термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями  залегания и свойствами пород-коллекторов  и др; степенью гидродинамического взаимодействия залежи с водонапорной системой. От природного режима зависят  темпы падения пластового давления при разработке залежи, и, следовательно, ее энергетический запас на каждом новом этапе разработки, а также  поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения объема залежи по мере отбора запасов нефти и газа.

Газовые и газоконденсатные залежи (режима расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ  в продуктивном горизонте. 

 

 

 

Вопросы для самопроверки.  

 

1.      Какие существуют виды пластовой энергии?

2.      Какие существуют виды естественных сил при разработке нефтегазовой залежи?

3.      В пластовых условиях, какие силы противодействуют движению флюидов?  

 

 

  

 

 

  

 

 

  

 

Раздел VII. Молекулярно-поверхностные свойства системы нефть-газ, нефть-вода, вода-порода.

Лекция 12.

Тема: Зависимость  поверхностного натяжения пластовых  жидкостей от давления и температуры.

Определение понятия поверхностного натяжения σ связывается с работой обратимого изотермического процесса образования единицы новой площади поверхности раздела фаз при постоянстве давления и химических потенциалов.

По поверхностному натяжению  пластовых жидкостей на различных  поверхностях раздела можно судить о свойствах соприкасающихся  фаз, о закономерностях взаимно  жидких и твердых тел, о процессах  адсорбции, о количественном и качественном составе полярных компонентов в  жидкости, об интенсивности проявление капиллярных сил и т.д.

С повышением температуры  уменьшается поверхностное натяжение  чистой жидкости на границе с паром, что связано с ослаблением  межмолекулярных сил с ростом температуры, эта зависимость определяется следующей формулой: 

 

σ_t = σ_о(1-γt)                                                                               (VI.1)

Где σ_t и σ_о - поверхностное натяжение системы (мН/м) при (температурах t и 0° С); -γ температурный коэффициент поверхностного натяжения, сохраняющий свойства константы при температуре вдали от критической точки ,1/С° t - температура ^oС.

С увеличением давления поверхностное  натяжение жидкости на границе с  газом понижается. Это связано  с уменьшением свободной поверхностной  энергии вследствие сжатия газа и  его растворения в жидкости.  

 

Вопросы для самопроверки.  

 

 

 

1. Расскажите о значении  поверхностного явления при движении  нефти, воды и газа в пористой  среде.

2. Объясните зависимости  поверхностного натяжения пластовых  жидкостей от давления и температуры.