Неоднородность порового пространства

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 24Следующая ⇒

Жидкость в горных породах содержится между их частицами. Абсолютно плотных, лишенных пустотного пространства между частицами пород не существует.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор). Различают общую (абсолютную) и открытую (взаимосвязанную) пористость. Коэффициенты общей (m) и соответственно, открытой (m') пористости равны:

и , (2.5)

где V_пор – общий объем всех пустот породы, включая поры, каверны, трещины, связанные и не связанные между собой;

V_{о. пор} – общий объем открытых, сообщающихся пор;

V₀ – объем породы.

Часто пористость породы выражают в процентах, т.е.

и , (2.6)

Коэффициент общей пористости используется при оценке абсолютных запасов нефти в пласте, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта.

Если геометрический объем блока породы умножить на коэффициент ее общей пористости, то определяется статистическая полезная емкость коллектора:

, (2.7)

где V_n – емкость породы, м³; F – площадь блока породы, м²; h – средняя мощность блока породы, м; m – коэффициент общей пористости.

Проницаемость – способность пластов фильтровать через себя жидкости и газы – важнейшее их свойство, определяющее способность извлечения нефти. Проницаемость зависит от размеров и формы открытых пор горной породы, а также от свойств фильтруемых жидкостей или газов.

За единицу проницаемости принимается проницаемость пористого образца площадью F = 1 см², длиной L = 1 см, при фильтрации через который при переходе давления Δ р = 1 атм расход жидкости вязкостью μ = 1 сантипуаз составляет 1 см³/сек. Полная единица измерения проницаемости называется Дарси. В промысловой практике для удобства расчетов пользуются более мелкой единицей измерения проницаемости, называемой миллидарси (1 мД = 0.001 Д). При движении через пористую среду одной жидкой фазы измеренная проницаемость называется абсолютной. Очень часто в пористой среде происходит двухфазное движение. В этом случае проницаемость для каждой из насыщающих жидкостей отличается от абсолютной и называется эффективной или фазовой проницаемостью. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью для конкретной жидкой фазы. Она является безразмерной величиной и выражается в процентах от абсолютной проницаемости или в долях единицы.

Фактическая продуктивность скважины определяется средней величиной проницаемости пласта, учитывающей проницаемость ПЗП и проницаемость удаленной зоны пласта. Средняя проницаемость пласта К_н.ср. в условиях существования вокруг скважины двух зон с различной проницаемостью определяется соотношением:

(2.8)

где К₁– проницаемость призабойной (ухудшенной) зоны пласта;

К₂ – проницаемость пласта в удаленной зоне;

r_о – радиус призабойной (ухудшенной) зоны пласта;

R_к– радиус контура питания пласта;

r_с – радиус скважины.

Средняя величина проницаемости пласта, как правило, определяется на основании гидродинамических исследований нефтяных скважин на стационарных режимах фильтрации по известной формуле:

(2.9)

где η _ф – фактический коэффициент продуктивности скважины η _ф=Q_ф/∆ P_ф, где Q_ф – фактический дебит нефти, ∆ P_ф – фактическая разность пластового и забойного давлений, определяется по индикаторным кривым, построенным в координатах Q_ф=ƒ (∆ Р_ф);

μ – вязкость пластового флюида;

h – толщина пласта;

r_ср.пр. – приведенный радиус скважины, величена которого определяется из соотношения r_ср.пр. = r_ср.∙ е^-(С1+С2), где С₁ и С₂ – коэффициенты, учитывающие несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия пласта.

Очень важная характеристика коллекторов – удельная поверхность пористой среды – отношение площади поверхности пор к объему или массе пористой среды. Вследствие небольших размеров отдельных зерен и большой плотности их укладки общая площадь поверхности порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Для высокопористых, высокопроницаемых коллекторов удельная поверхность не превышает 500 – 1000 см²/см³ породы, а для алевролитов, полимиктов и слабопроницаемых карбонатов достигает 10000 – 30000 см²/см³ (0.5 – 1.5 м²/г).

Удельная поверхность пористой среды связана с пористостью и проницаемостью следующим соотношением:

(2.10)

где S_у – удельная поверхность;

m – коэффициент пористости;

k – коэффициент проницаемости;

G – эмпирический коэффициент, равный (7 – 10)·10³ для разных коллекторов.

Эта характеристика имеет большое значение для применения методов ограничения водопритока в нефтяные скважины, так как любые растворы химических веществ, находясь длительное время в пласте, взаимодействуют с его поверхностью, что сопровождается процессами адсорбции химических реагентов, деструкции молекул, ионного обмена между растворами и поверхностью, растворения солей и др.

Одна из самых важных и принципиальных характеристик микроструктуры пористых сред нефтеносных пластов – смачиваемость их поверхности. От того, какой смачиваемостью характеризуется пористая среда, зависит специфика вытеснения нефти водой. Все нефтегазоносные пласты образовались в водной среде (отложение и цементация осадков) и до формирования в них залежей были водоносными и, следовательно, гидрофильными, т.е. смачиваемыми водой. Формирование нефтегазовых залежей в водоносных пластах в соответствии с действием гравитационных сил могло происходить только при нейтрализации капиллярных сил. Под действием ряда активных компонентов в нефти (асфальтенов) происходило оттеснение воды с поверхности пор нефтью и частичная гидрофобизация этой поверхности. Поэтому считают, что нефтегазоносные пласты обладают смешанной (частично гидрофильной и частично гидрофобной) или промежуточной смачиваемостью.

Мерой смачиваемости пористой среды служит контактный угол между плоскостью водонефтяного контакта в поре и твердой поверхностью. Этот угол может изменяться от 0⁰ до 180⁰. В гидрофильных породах контактный угол меньше 90⁰ при замере его в водной фазе. И чем меньше этот угол, тем гидрофильнее поверхность пор. В гидрофобных породах контактный угол больше 90⁰. В строго гидрофильных породах контактный угол стремится к нулю, а в гидрофобных – к 180⁰. При контактном угле около 90⁰ поверхность породы одинаково смачивается водой и нефтью.

Реальная смачиваемость нефтегазоносных пластов не поддается прямому измерению, так как невозможно измерить контактный угол в широком диапазоне изменения минералогического состава пород, шероховатости, глинистости поверхности пор и пр. Существуют лишь косвенные методы определения смачиваемости по пластинкам, моделирующим поверхность пор, пропиткой кернов водой или нефтью и центрифугированием. Но можно однозначно считать практически все известные нефтеносные пласты предпочтительно гидрофильными, т. е. предпочтительно смачиваемыми водой.

Пористая среда, насыщенная на 80 – 95 % нефтью и только на 5 – 20 % водой, может быть токопроводящей при сплошном слое воды на поверхности пор. Еще одним свидетельством предпочтительной смачиваемости большинства известных нефтеносных пластов водой служат керны из них, всегда прочно покрытые глинистой коркой (при бурении на водных глинистых растворах). К образцам пород из гидрофобных пластов глинистый раствор не пристает, глинистая корка сама отпадает.

Гидрофобные пласты, полностью или предпочтительно смачиваемые нефтью, в практике разработки нефтяных месторождений встречаются очень редко. Карбонатные коллекторы гидрофобизованы в большей степени, чем песчаные. Микронеоднородность пористой среды (изменчивость размеров пор и смачиваемость) – основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами.

Свойства нефти

Нефть является наиболее важным видом горючих природных ископаемых, отличающимся не только высокой калорийностью и теплотворностью (теплота сгорания ≈ 45 мДж/кг), но и низким содержанием загрязняющих примесей. Она легко транспортируется, а в процессе переработки дает широкий ассортимент полезных продуктов с различными физико-химическими свойствами.

Нефть представляет собой маслянистую жидкость плотностью 0.77 – 0.97 г/см³(чаще всего 0.82 – 0.92 г/см³), различной вязкости – от легко подвижного до вязко-пластичного состояния. В зависимости от состава нефть застывает при температуре от – 60⁰ до +20 ⁰С.

Групповой углеводородный состав нефти отражает содержание трех основных классов углеводородов: парафиновых (алканы), нафтеновых (цикланы) и ароматических (арены). Обычно с увеличением температуры кипения фракций содержание парафиновых углеводородов убывает, нафтеновых возрастает – до температуры 300⁰-400⁰С, содержание ароматических углеводородов возрастает, достигая максимума в наиболее высококипящих фракциях.

Особую роль играет содержание в нефти твердого углеводорода – парафина, который растворен в жидких углеводородах. Общее содержание твердого парафина в нефти различно: чаще до 10-15 %, но иногда его содержание ≥ 40 %. По содержанию парафина нефти подразделяют на малопарафинистые (менее 1.5 %), парафинистые (1.51 – 6, 0 %) и высокопарафинистые (более 6 %).

Важной составной частью нефти являются смолы и асфальтены. Они содержат в своем составе сложные высокомолекулярные соединения. Молекулярная масса смол 500-1000, а асфальтенов – до 10000. Смолисто-асфальтеновые вещества практически не переходят во фракции нефти в процессе ее перегонки, а накапливаются в мазуте, откуда селективно извлекаются соответствующими растворителями.

Из числа других соединений, кроме смол и асфальтенов, следует отметить различные кислоты и фенолы. Основную долю первых составляют нафтеновые кислоты с общей формулой C_nH₂_n_-1COOH (n=5-9). Они содержаться в количестве от следов до 3 %.

Химический элементный состав нефти характеризуется наличием пяти базовых элементов – углерода, водорода, кислорода, серы и азота при резком преобладании первых двух. Содержание углерода колеблется в пределах 82 – 87 %, водорода 12 – 14 %. Максимальное содержание остальных трех элементов может в сумме доходить до 5 % (главным образом за счет серы), но обычно оно гораздо меньше. Сера, присутствующая в нефти, придает им нежелательные свойства, вызывая, в частности, коррозию применяемого оборудования. По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (до 0.6 %), сернистые (от 0.61 до 1.8 %) и высокосернистые (более 1.8 %).

Фракционный состав нефти отражает относительное содержание ее различных фракций, выкипающих в определенных интервалах температур. Обычно фракции подразделяют по следующим температурным интервалам начала и конца кипения: авиационный бензин 40–80 ⁰С, автомобильный бензин 40–205 ⁰С, керосин 200–300 ⁰С, мазут 350 – 500 ⁰С, гудрон выше 500 ⁰С. Разгонкой мазута получают различные масляные фракции (дистилляты), которые отбирают уже не по температурам кипения, а по величине вязкости.

Часто нефть из различных горизонтов одного и того же месторождения оказывается различной по составу. Изменение состава нефти происходит не только в условиях нефтяной залежи, но продолжается также в любых других условиях существования нефти: в процессе ее добычи, транспортировки и хранения, вплоть до переработки, когда она перестает быть природных объектом и распадается на ряд технических продуктов. Каждому изменению состава нефти, как правило, адекватно появление новых макрофаз в системе. Причем их количество и состав определяется не только составом самой нефти, но и физико-химическими условиями ее существования. Именно сложность состава и свойств нефти долгое время не позволяли провести строгую классификацию нефти, хотя такие попытки были неоднократно.

Так, в 1931 г. ГрозНИИ разработал научную классификацию, по которой нефть делят на шесть типов: 1) парафиновые – в бензинах содержится не менее 50 %, а в маслах до 20 мас.% парафиновых углеводородов; 2) парафино-нафтеновые – со значительным содержанием нафтеновых углеводородов и небольшим – ароматических; 3) нафтеновые – во всех фракциях преобладают нафтеновые углеводороды (более 60 мас.%); 4) парафино-нафтено-ароматические – с примерно одинаковым содержанием углеводородов этих рядов; 5) нафтено-ароматические – с преобладающим содержанием нафтеновых и ароматических углеводородов; 6) ароматические – с высокой плотностью всех фракций и резко выраженным преобладанием в них ароматических углеводородов.

Нефти делятся на классы (по содержанию серы), типы (по содержанию фракций, выкипающих до 350 ⁰С), группы (по суммарному содержанию базовых масел), подгруппы (по индексу вязкости) и виды (по содержанию твердых парафинов).

Используя данную классификацию, можно составить индекс для любой добываемой нефти.

Характеризуя свойства нефти, проанализированной на поверхности, следует учитывать, что они существенно отличаются от параметров в пластовых условиях. Данное обстоятельство определяется, с одной стороны, давлением и температурой в недрах, а с другой, содержанием в нефти растворенного газа, которое может достигать 300-500 м³/м³, при обычном содержании 100-200 м³/м³. Значения объемного коэффициента пластовых нефти обычно лежат в пределах 1.2 – 1.8, возрастая по мере роста давления; плотность нефти в пластовых условиях колеблется от 0.4 до 0.8 г/см³.

Давление и температура

Давление является весьма существенным фактором, имеющим большое значение для разработки месторождений. Давление в недрах обусловливается давлением породы и насыщающих ее жидкостей. Чем больше толщина породы, тем больше давление.

Величину пластового гидростатического давления в недрах можно определить, пользуясь формулой:

, (2.11)

где p_пл – пластовое гидростатическое давление;

Н – глубина;

ρ _ж – плотность жидкости.

При плотности воды, равной 1 г/см³, p_пл = 0.1 Н.

В нефтепромысловой практике принято пользоваться так называемым градиентом давления:

, (2.12)

где gradР – градиент давления;

p_пл - пластовое давление;

Н_пл – глубина залегания пласта в скважине.

Обычно величина градиента давления для залежей нефти с пластовым давлением, равным гидростатическому, изменяется в пределах 0.07 – 0.12 кгс/см²∙ м. Однако иногда отмечается аномально высокое пластовое давление, при котором градиент давления значительно превышает 0.12 кгс/см²∙ м и достигает больших значений (0.23-0.24 кгс/см²∙ м).

Температура с глубиной повышается в соответствии с геотермической ступенью и геотермическим градиентом. Под геотермической ступенью понимают глубину, на которую нужно углубиться от пояса постоянной температуры, чтобы температура поднялась на 1 ⁰С. Геотермическую ступень вычисляют по формуле:

, (2.13)

где G – геотермическая ступень в м/⁰С;

Н – глубина скважины в м;

h – глубина слоя, имеющего постоянную температуру, в м;

Т – температура на глубине Н, в ⁰С;

t – средняя годовая температура воздуха в месте забора, в ⁰С.

Повышение температуры на единицу длины называется геотермическим градиентом. Таким образом, геотермическая ступень и градиент являются обратными величинами.

От пластовой температуры зависит вязкость нефти и, следовательно, интенсивность процессов обводнения и возможности применения методов увеличения нефтеотдачи.

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 7 8 9 10 Следующая ⇒