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

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: