Техногенные изменения нефтегазовых пластов при разработке; свойства пласта и пластовых жидкостей, меняющиеся в процессе разработки.

Важное значение в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений имеют деформации пород, происходящие вследствие изменения пластового давления, которое может уменьшаться со временем и вновь восстанавливаться при искусственных методах поддержания давления в залежи. Установлено, что с падением пластового давления объем порового пространства пласта уменьшается вследствие упругого расширения зерен породы и возрастания сжимающих усилий, передающихся на скелет от массы вышележащих пород. При этом зерна породы испытывают дополнительную деформацию в пористость среды уменьшается также вследствие перераспределения зерен, более плотной их упаковки и изменения структуры пористой среды. Некоторые из упомянутых процессов, вызывающие изменения объема пор, явля­ются обратимыми, как, например, упругое расширение зерен цемента и их дефор­мации в сторону пустот, не занятых твердым веществом, под действием массы выше­лежащих пород. Другие процессы, например перегруппировка зерен, скольжение их по поверхности соприкосновения, разрушение и дробление зерен, необратимые. В результате с возрастанием пластового давления должны появиться значительные остаточные деформации, и пористость пород не восстанавливается. Последние деформации пород, по-видимому, характерны для глубокозалегающих пластов. В ряде случаев изменение пористости описывается формулой: 

m=m₀exp[-βп(σ-σ₀)],

m0-пористость при начальном напряжении, βп -коэффициент сжимаемости пор.

βп=βс/ m₀, βс - коэффициент объемной упругости породы. Значит больше подвержена изменению проницаемость горных пород.

где К(σ-р) и К(σ-р)₁-коэффициенты проницаемости породы, находящейся под давлением (σ-р) и (σ-р)₁

n=2βп1(σ-р)(3+α)/(2+α),

где α - коэффициент, характеризующий структуру поровых каналов.

С уменьшением пластового давления ниже давления насыщения происходит выделение газа, что увеличивает вязкость и плотность нефти, а также способствует снижению проницаемости из-за появления дополнительной фазы. При разгазировании нефти, происходит также выпадение АСПО, что еще более усугубляет ситуацию.

 

 

20. Поверхностно-молекулярные свойства системы нефть-газ-вода-порода; капиллярное давление.

Роль поверхностных явлений в фильтрации

Нефтяной пласт представляет собой залежь осадочных пород в виде тела с огромным скоплением капиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Поверхность поровых каналов в 1 м³ породы может составлять несколько гектаров. Поэтому закономерности движения нефти в пласте и её вытеснения из пористой среды зависят также и от свойств пограничных слоёв соприкасающихся фаз и процессов, происходящих на поверхности контакта нефти, газа и воды с породой.

На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в залежи (остаточная водонасыщенность, S_B), которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природы поверхности горной породы.

Под природой поверхности понимаются гидрофильность – способность вещества смачиваться водой и гидрофобность – способность вещества не смачиваться водой.

Физико-химические свойства поверхностей раздела фаз, и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей – поверхностным натяжением на границе раздела фаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачивания.

Поверхностное натяжение

Поверхностное натяжение связано с такими понятиями как свободная энергия поверхностного слоя жидкости, работа поверхностного натяжения, сила поверхностного натяжения и

Поверхностное натяжение (σ) характеризует избыток свободной энергии сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз:

Е = σ * S,            (1)

где σ – поверхностное натяжение;

S – суммарная поверхность двух фаз.

Поверхностное натяжение характеризует силу, действующую на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания):

   где  – линия смачиваемости.

Физический смысл величины поверхностного натяжения характеризует меру некомпенсированности молекулярных сил

 Коэффициент поверхностного натяжения σ зависит от давления, температуры, газового фактора, свойств флюидов.

С увеличением давления σ жидкости на границе с газом понижается. С повышением температуры происходит ослабление межмолекулярных сил и величина поверхностного натяжения чистой жидкости (чистой воды) на границе с паром (газом) уменьшается.

С увеличением количества растворенного газа в нефти величина поверхностного натяжения нефти на границе с газом уменьшается.

Поведение величины σ жидкости на границе с жидкостью зависит во многом от полярности жидкостей.

Поверхностное натяжение малополярных нефтей на границе с водой в пределах давлений, встречаемых в промысловой практике, мало зависит от давления и температуры. Это объясняется относительно небольшим и примерно одинаковым изменением межмолекулярных сил каждой из жидкостей с увеличением давления и температуры, так что соотношение их остаётся постоянным.

Для высоко-полярных нефтей её поверхностное натяжение на границе с водой может увеличиваться с ростом давления и температуры.

Поверхностное натяжение на границе раздела между газом и жидкостью, двумя жидкостями можно измерить, то поверхностное натяжение на границе раздела порода-жидкость, порода-газ измерить трудно.

Поэтому для изучения поверхностных явлений на границе порода-жидкость пользуются косвенными методами изучения поверхностных явлений: измерением работы адгезии и когезии, исследованием явлений смачиваемости и растекаемости, изучением теплоты смачивания.

Смачивание и краевой угол

Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или жидкость и газ.

Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания Θ, образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью.

   Краевой угол Θ измеряется в сторону более полярной фазы (в данном случае в сторону воды). Принято условно обозначать цифрой 1 водную фазу, цифрой 2 – углеводородную жидкость или газ, цифрой 3 – твёрдое тело.

 угол  – острый (наступающий), то поверхность – гидрофильная. Если угол  – тупой (отступающий), то поверхность – гидрофобная.

К гидрофильным поверхностям относятся силикаты, карбонаты, окислы железа. К гидрофобным поверхностям – парафины, жиры, воск, чистые металлы.

Краевой угол смачивания зависит от строения поверхности, адсорбции жидкостей и газов, наличия ПАВ, температуры, давления, электрического заряда

Поверхностные явления описываются также работой адгезии.

   Адгезия – прилипание (сцепление поверхностей) разнородных тел. Когезия – явление сцепления поверхностей однородных тел, обусловленной межмолекулярным или химическим взаимодействием.

   Работа адгезии оценивается уравнением Дюпре:

Wa = 1,2 + 2,3─ 1,3

   Работа когезии Wк характеризует энергетические изменения поверхностей раздела при взаимодействии частиц одной фазы.

   Для характеристики смачивающих свойств жидкости используют также относительную работу адгезии z = Wа/Wк.

   Ещё одна характеристика, используемая для описания поверхностных явлений – теплота смачивания.

Установлено, что при смачивании твёрдого тела жидкостью наблюдается выделение тепла, так как разность полярностей на границе твёрдое тело–жидкость меньше, чем на границе с воздухом. Для пористых и порошкообразных тел теплота смачивания обычно изменяется от 1 до 125 кДж/кг и зависит от степени дисперсности твёрдого тела и полярности жидкости.

Теплота смачивания характеризует степень дисперсности твёрдого тела и природу его поверхности. Большее количество теплоты выделяется при смачивании той жидкостью, которая лучше смачивает твёрдую поверхность.

   Если через q1 – обозначить удельную теплоту смачивания породы водой, а через q2 – обозначить удельную теплоту смачивания породы нефтью, то для гидрофильных поверхностей будет выполняться соотношение:

       

 (q1/ q2) > 1,   а для гидрофобных:    (q1/ q2) < 1.         

 

Кинетический гистерезис смачивания

Явления смачиваемости рассматривались для равновесного состояния системы. В пластовых условиях наблюдаются неустойчивые процессы, происходящие на поверхности раздела фаз. За счет вытеснения нефти водой образуется передвигающийся трехфазный периметр смачивания. Угол смачивания изменяется в зависимости от скорости и направления движения жидкости (менисков жидкости, рис. 1) в каналах и трещинах.

Рис. 1 Схема изменения углов смачивания при изменении направления движения мениска в капиллярном канале: 1 –наступающий, 2 – отступающий углы смачивания при движении водо-нефтяного мениска в цилиндрическом канале с гидрофильной поверхностью ( – статический угол смачивания)

Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания. Величина гистерезиса зависит от:

направления движения периметра смачивания, то есть от того, происходит ли вытеснение с твердой поверхности воды нефтью или нефти водой;

скорости перемещения трехфазной границы раздела фаз по твердой поверхности;

шероховатости твердой поверхности;

адсорбции на поверхности веществ.

Явления гистерезиса возникают, в основном, на шероховатых поверхностях и имеют молекулярную природу. На полированных поверхностях гистерезис проявляется слабо.

Капилярное давление.

Капиллярное давление свойственно системе, состоящей, по крайней мере, из трёх фаз.

Рк=2×s×соsq/rк,

 

 В зависимости от смачивания возникает своя функция капиллярного давления. Для смачиваемых пластов капиллярное давление имеет вид

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

 

Но всё же наша функция

неявным образом характеризует распределение пор по размерам.

Стрелка указывает на возрастание k.

1 – ширина переходной зоны, определяемая капиллярным давлением.

Высота переходной зоны может быть более 30 м.

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                   

  

 

 

Капиллярное давление имеет гистерезис, который определяется тем, какой процесс идёт:

увеличение насыщения водой (пропитка)

уменьшение насыщения водой (дренаж)

Соответствующие кривые для пропитки и дренажа совершенно разные:

   

 

⇐ Предыдущая6789101112131415

Поделиться: