Классификация методов геофизических исследований скважин.

Геофизические методы исследования скважин (каротаж) - это методы геологической и технической документации проходки скважин, основанные на изучении в них различных геофизических полей. Наиболее широкое применение геофизические методы получили при изучении нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения, опробования и эксплуатации. Исследование скважин геофизическими методами проводится в четырех направлениях: изучение геологических разрезов скважин; изучение технического состояния скважин; контроль разработки месторождений нефти и газа; проведение прострелочно-взрывных и других работ в скважинах геофизической службой. Изучение геологических разрезов скважин - самое важное направление. В нём используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические и другие методы. Применение их основано на изучении физических естественных и искусственных полей разной природой. Интенсивность этих излучений зависит от физических свойств горной породы.

Электрокаротаж.

Одним из важнейших методов является электрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его разновидности, такие как боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индукционный каротаж - ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах.

Методы электрического каротажа, основанные на дифференциации горных пород по УЭС, называют методами сопротивления. Их реализуют с помощью измерительных установок - зондов. Существуют нефокусированные и фокусированные зонды.

Электрический каротаж нефокусированными зондами получил название метода кажущегося сопротивления (КС). Метод, основанный на применении зондов с фокусированной системой питающих электродов, называют боковым каротажем (БК).

Радиоактивный каротаж.

Он основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует много разновидностей РК, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов. Разновидностью РК является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0, 5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой.

Акустический каротаж

Это определение упругих свойств горных пород. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т.е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

Другие виды каротажа

К другим видам относится кавернометрия, т.е. измерение фактического диаметра необсаженной скважины и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т.е. диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости разреза. Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту, а следовательно, по тепловому сопротивлению. Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и газа при закачке.

 

Название групп и методов	Название методов	Изучаемые физические свойства пород	Измеряемые параметры	Решаемые геологические задачи
Электрические	Метод естест-венной поляризации (ПС)	Электро-химическая активность	Естественные потенциалы	Геологическое расчленение разрезов в комплексе с методами КС, выявление сульфидных руд, углей, графитовых сланцев, коллекторов и водоупоров
Методы токового каротажа, скользя-щих кон-тактов (МСК)	Удельное электри-ческое сопротив-ление (УЭС)	Измене-ние тока в питающей цепи	Выделение в разре-зах хорошо прово-дящих горизонтов (сульфидов, углей, графитов и др.)
Метод кажущих-ся сопро-тивлений (КС), бо-ковое ка-ротажное зондиро-вание (БКЗ) и др.	Удельное электри-ческое сопротив-ление (УЭС)	Кажущееся сопротивление	Геологическое рас-членение разрезов, определение мощности слоев и истинного сопротивления пород, выделение коллекторов, водо-упоров, рудных и нерудных пропластков
Резисти-виметрия	УЭС жид-кости в стволе скважины	УЭС жид-кости в стволе скважины	Определение сопротивления воды и глинистого раствора в скважине
Метод вызван-ных потенциалов (ВП)	Поляризуемость	Вызванные потенциалы (ВП)	Геологическое расчленение разрезов скважин, выявление сульфидных руд, угля, графитов, сланцев
Индуктивный метод (ИМ)	Электро-провод-ность	Потенциалы	Расчленение низко-омных разрезов
Диэлектрический метод (ДМ)	Диэлектрическая проницаемость	Потенциалы	Расчленение водоносных разрезов
Ядерные	Гамма-метод (ГМ) или гамма-каротаж (ГК)	Естественная радиоактивность	Интенсивность естественного гамма-излучения (I)	Обнаружение радио-активных руд, геологическое расчленение разрезов
Гамма-гамма-метод (ГГМ) или гам-ма-гамма-каротаж (ГГК)	Плотность и химический состав	Интенсивность рассеянного гамма-излучения (I)	Изучение плотности горных пород и их химического состава
Нейтронный гамма-метод (НГМ) или каротаж (НГК)	Поглощение нейтронов с последующим гамма-излучением	Интенсивность вторичного гамма-излучения (In)	Расчленение разреза по водородосодержа-нию, оценка пористости пород
Нейтрон-нейтронный метод (ННМ) или каротаж (ННК)	Поглощение быстрых ней-тронов и опре-деление медленных нейтронов	Интенсивность потока тепловых и надтепловых нейтронов	То же, что и в методе НГК, но более точное определение количества водорода в породах
Терми-ческие	Метод естественного теплового поля (МЕТ)	Тепло-проводность	Температура	Изучение геологического разреза скважин, определение наличия газа, нефти, сульфидов и др., определение технического состояния скважин
Метод искусст-венного теплового поля (МИТ)	Тепловое сопротивление, температуропроводность	Температура	Изучение геологического разреза скважин, определение наличия газа, нефти, сульфидов и др., определение технического состояния скважин
Сейсмо-акустические	Метод акустиче-ского ка-ротажа	Скорость распро-странения волн, ам-плитуда сигналов	Время и скорость упругих волн, их затухание (t, V, b)	Геологическое рас-членение разреза, оценка пористости, проницаемости, со-става флюида
Сейсми-ческий каротаж	Скорость распро-странения волн, ам-плитуда сигналов	Время и скорость упругих волн, их затухание (t, V, b)	Определение пласто-вых и средних скоро-стей
Магнитные	Метод естест-венного магнит-ного поля	Магнитная вос-приимчивость горных пород	Напряжен-ность магнит-ного поля Земли	Геологическое рас-членение разрезов и выявление железосо-держащих руд
Метод искусст-венного магнит-ного поля	Магнитная вос-приимчивость горных пород	Напряжен-ность поля маг-нита	Геологическое расчленение разрезов и выявление железосодержащих руд
Гравитационные	Грави-метрический каротаж	Плотность	Аномалии силы тяжести	Геологическое расчленение разреза

7 Расчленение разреза скважины по данным стандартного комплекса ГИС.

 

Расчленение продуктивной части разреза скважины — это выделение слоев различного литологического состава, установление последовательности их залегания и в конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Решаются эти задачи с помощью комплекса методом изучения разрезов. В этом комплексе в настоящее время основное место занимают геофизические методы, которыми в обязательном порядке исследуются скважины всех категорий (поисковые, разведочные, нагнетательные и др.). Данные геофизических исследований увязываются с имеющимися геологическими данными описания и анализа образцов пород (шлама, керна), с данными опробования интервалов на приток и с результатами исследования скважин гидродинамическими методами.

Достоверность расчленения зависит от степени изученности геологического разреза, уровня теоретической разработки геофизических методов исследования скважин и общей геофизической характеристики района, полученной сейсмическими методами. Выделению коллекторов по геофизическим данным способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в комплексе геофизических и геологических исследований. При этом следует иметь в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, обусловленным несовершенством колонковых долот, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущественно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и сильнотрещиноватые не всегда выносятся. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубинам.

Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности.

Песчаные и алевролитовые коллекторы в терригенных разрезах, являющиеся обычно поровыми коллекторами, выделяются наиболее наделено по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы — про наибольшему отклонению кривой ПС от линии глин, по минимальной гамма- активности на кривой ГК, по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при бурении скважины. Для выделения малопористых плотных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополнительно электрическое микрозондирование, нейтронный гам- ма-каротаж, гамма-гамма-каротаж и акустический каротаж.

Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: амплитуды кривой ПС, удельные сопротивления, кавернограммы, кривые микрокаротажа, гамма-каротажную кривую.

Коллекторы в карбонатном разрезе (известняки и доломиты) имеют различные структуры пустотного пространства. Распознавание отдельных типов по геологическим и геофизическим материалам весьма сложно.

Петрофизические свойства микрокавернового (“порового" ) карбонатного коллектора близки к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе в этом случае заключается в расчленении разреза теми же методами на плотные и пустотные породы и в выделении среди последних высокопористых разностей. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть получены по данным микрозондирования.

Для выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород разработаны специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретации:

электрометрия, нейтронный каротаж, результаты анализа керна; проведение повторных измерений в скважине при смене растворов (метод двух растворов); совместное использование данных радиометрии и акустического каротажа и др.

Учитывая отмеченные особенности подходов к расчленению терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается определенный комплекс геофизических исследований скважин, включающий методы, наиболее информативные в данных конкретных условиях.

Вопросы по дисциплине «Физика нефтяного и газового пласта»

1 Гранулометрический состав нефтесодержащих пород. Методы его определения. Использование результатов определений в практике нефтедобычи.

 

Гранулометрическим составом называется количественное (массовое) содержание в горных породах частиц различной величины. Гранулометрический состав характеризует степень дисперсности минеральных частиц, слагающих горную породу. От степени дисперсности минералов зависят многие другие коллекторские свойства пористой среды:

пористость, проницаемость, удельная поверхность, остаточная водонасыщенность, нефтенасыщенность, силы, капиллярно удерживающие флюиды в пласте и другие.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных (10–3-10–5см) до галечника и валунов.

Гранулометрический состав нефтесодержащих пород в основном представлен частицами размером от 1 до 0, 01 мм в диаметре. По размерам зерен классифицируют структуры обломочных пород на следующие:

- псефитовую, с размером зерен более 2 мм;

- псаммитовую, с преимущественным размером частиц от 2 до 0, 1 мм;

- алевритовую, включающую частицы размером 0, 1-0, 01 мм;

- пелитовую, с размером зерен менее 0, 01 мм.

Для определения гранулометрического состава горных пород существует несколько методов.

Методы:

А) измерение шлифов под микроскопом – сильносцементированные породы (прочность цемента сравнима с прочностью зерен) выбуривается керн из ГП

В) разделение на фракции – пески и слабосцементированные песчаники (прочность цемента меньше прочности зерен, при дроблении размеры зерен не уменьшаются)

– ситовые (d> 0, 05 мм), ситовый анализ применяется преимущественно для характеристики состава псефитов и псаммитов (породу последовательно просеивают через сита с уменьшающим диаметром отверстий)

– седиментационные (d< 0, 05 мм) седиментация – метод разделения частиц основанный на различной скорости осаждения зерен различного размера вязкой житкости. Наиболее совершенной метод это взвешивания на весах Фигурского. Седиментационный анализ используют для алевритов и пелитов.

Необходимость: по ГС можно определить геологические и пале-ографические условия (генезис) отложения:

- проницаемость, пористость, площадь удельная, капиллярность;

- Vостаточной нефти, пленочной Sуд, капиллярной

- размеры фильтров на забое

Теория седиментации(установлена Стоксом)

1) скорость осаждения частиц зависит от размера частиц, от плотностей жидкости и твердого тела

2) метод осаждения можно использовать для разделения частиц больших размеров, осаждается быстрее.

 

2 Пористость горных пород. Коэффициенты полной, открытой и динамической пористости пород. Методы их определения. Применение сведений о пористости в нефтедобыче.

 

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения – это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами, циркуляционными водами образуются поры (например, поры выщелачивания), вплоть до образования карста.

3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3· МgСО3). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита (Al2O3· 2·SiO2· H2O).

4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор (2-5) – это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

 

Виды пористости

Различают пористость породы следующих видов: общую, открытую, эффективную (динамическую).

Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых, независимо.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ.) между собой пор и она измеряется в м3, см3.

На практике величину пористости породы характеризуют коэффициентом пористости (m), выраженным в долях единицы или в процентах к объёму образца.

b) Экстрагированный керн – очищенный от нефти, пластовой воды и газа, взвешивают Pсух. Помещают под вакуум, насыщают жидкостью и взвещиваем в жидкости Pнас/жид. После взвешивают на воздухе Pнас/воз.

 

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

- субкапиллярные – размер пор < 0, 0002 мм (2000 молекул воды), практически непроницаемые глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит и др.);

- капиллярные (каналы и трещины) – размер пор от 0, 0002 до 0, 5 мм;

- сверхкапиллярные (каналы и трещины) – размер пор > 0, 5 мм.

В субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы. Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов и выполняют функции покрышек.

По капиллярным порам (каналам) и трещинам движение нефти, воды, газа происходит при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между последними и стенками пор. Для перемещения пластовых флюидов по капиллярным порам требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести.

По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под действием сил тяжести.

Определение пористости

1. Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) – дробление, шлифы

2. Коэффициент открытой пористости (mо) Преображенский

3. Коэффициент эффективной (динамической) пористости (mэф) прокачка, до полного вымывания нефти

 

3 Проницаемость горных пород. Коэффициенты абсолютной, фазовой, относительной проницаемости.

 

Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. DarcyH.- французский учёный, в 1856 году изучая течение воды через песчаный фильтр, установил линейную зависимость между объёмным расходом жидкости (скоростью фильтрации) от градиента давления.

Согласно эксперименту Дарси, скорость фильтрации чистой воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

где Q - объёмный расход воды;

v- линейная скорость воды;

F- площадь сечения, F= nd²/4;

L- длина фильтра;

k- коэффициент пропорциональности.

Вода - однородная система. Нефть, пластовая вода, газ в пластовых условиях - многокомпонентные, неидеальные системы. С точки зрения химии компоненты таких систем взаимодействуют между собой. Поэтому уравнение, описывающее фильтрацию нефти (пластовой воды, газа) содержит параметр вязкость, учитывающий неидеальность системы (взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы):

где µ- вязкость нефти.

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

Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из уравнения

В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м².

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости- это величина площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Проницаемостью в 1 м² называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Пас составляет 1 м³/сек.

Приведённые выше уравнения справедливы при условии движения плохо сжимаемой(несжимаемой) жидкости при линейно-направленном потоке.

В случае фильтрации газа это условие не выполняется. При уменьшении давления по длине образца объёмный расход газа непостоянный. Поэтому при расчете проницаемости по газу следует учитывать средний расход газа в условиях образца, приведенный к среднему давлению и средней температуре образца, используя закон Бойля-Мариотта. Если расширение газа при линейном прохождении его через образец происходит изотермически, следует учитывать средний объёмный расход (Vср):

Виды проницаемостей.

Проницаемость абсолютная (физическая) характеризует проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:

1 отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью, фаза химически инертна по отношению к породе;

2 полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Абсолютная проницаемость характеризует фильтрационную способность горной породы для инертного в физико-химическом отношении флюида.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или других фаз (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода) независимо от того, находятся они в статическом состоянии (например, капиллярно связанная вода) или принимают участие в совместной фильтрации. Величина её зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств. При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше коэффициента абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость определяется отношением величины фазовой проницаемости к величине абсолютной для той же породы.

Относительные проницаемости (k, % или в долях) породы для нефти и воды (газа аналогично) оцениваются как:

где к_н и к_в - фазовые проницаемости для воды и нефти; k- абсолютная проницаемость породы.

Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

 

4 Удельная поверхность горных пород. Связь параметра «удельная поверхность» с пористостью и проницаемостью породы.

Под удельной поверхностью (Syд) горных пород понимают суммарную поверхность всех ее зерен в единице объёма породы или суммарную свободную поверхность частиц в единице объёма (Sуд = F/V, м2/м3).

Пример:

Sуд=F/V=(для идеального грунта, сложенного из шариков) = Fш а р а · N/ V = 4 π R2(1/d3 ) / 1 = 4 π / 8 R = π / 2 R = π / d d=20 мм Sуд=3, 14/20/10¯ 3=1, 57•102м2/ м3

 

Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы, более обобщенно, чем гранулометрический состав. Величина её выражается одним численным значением, а не функцией распределения фракций.

Тем не менее соотношение водо-, нефтенасыщенности, степень проявления молекулярно-поверхностных и капиллярных сил при движении пластовых жидкостей в пористой среде и фильтрационная способность зависят с одной стороны от физико-химических свойств жидкости, а с другой от гранулометрического состава, структуры порового пространства, коэффициента пористости пласта и удельной поверхности.

Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости крупнозернистая с относительно небольшой удельной поверхностью, роль молекул жидкости, адсорбированных на поверхности зёрен и защемлённых в углах их контакта невелика. Число молекул жидкости, связанных с породой, соизмеримо мало с числом молекул жидкости, движущийся в порах породы.

Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости тонкозернистая и имеет большую удельную поверхность (например, глины), число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится соизмеримым с числом молекул жидкости, перемещающихся в объёме порового пространства. В этом случае молекулярно-поверхностные силы начинают играть значительную роль

С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости.Наибольшую удельную поверхность имеют глины. Чем больше мелких частиц пород в гранулярных коллекторах, а следовательно, и мелких пор, тем больше их удельная поверхность.

Исходя из условий, что частицы имеют сферическую форму и, принимая их размер считается, что удельная поверхность однородной породы составляет: для псаммитов менее 950 м²/м³, для алевритов 950-2300 м²/м³, для пелитов более 2300 м²/м³.

Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно, в силу её неоднородности. Удельная поверхность неоднородной породы, когда ни одна из указанных фракций не достигает 50 %, колеблется в пределах 900-2100 м²/м³.

Для сравнительных количественных оценок коллекторов было введено понятие " фиктивный грунт ". Под фиктивным грунтом предполагается коллектор, сложенный частицами шарообразной формы при квадратной или ромбической укладке. В 1 м³ породы (V) такой структуры полная поверхность шаров составит площадьS и удельную поверхность соответственно:

S= 6(1-m)/d, Sуд= S/V

где S- площадь поверхности, м²;

m- пористости, ;

d- диаметр, м;

S_уд. - удельная поверхность, м²/м³.

В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Обычно оценивают удельнуюповерхность пород по различным эмпирическим соотношениям, функционально зависящих от величин пористости (m) и проницаемости (к_пр), например, по одному из вариантов формулы Козени:

Или по выражению, предложенному К.Г. Оркиным:

где с - поправочный коэффициент, который учитывает отклонения формы частиц от шарообразной и зависит от величины эффективного диаметра частиц (dэф) для реальных коллекторов.

 

5 Физико-химические свойства нефти и параметры ее характеризующие: плотность, вязкость, сжимаемость, объемный коэффициент. Их зависимость от температуры и давления.

 

Плотность.

Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины – кг/м³ или г/см³.

ρ =m/V

Плотность нефти в пластовых условиях уменьшается из-за растворенного в ней газа и в связи с повышением температуры. Однако при снижении давления ниже давления насыщения зависимость плотности нефти носит немонотонный характер, а при увеличении давления выше давления насыщения нефть сжимается и плотность несколько увеличивается (рис.1).

Рис.1. Зависимость плотности пластовой нефти от давления и температуры:

1 - нефть Ахтырского месторождения при 70⁰С;

2 - нефть Новодмитриевского месторождения при 84⁰С

 

Вязкость нефти.

Вязкость характеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении.

Вязкость нефти определяется экспериментальным путем на специальном вискозиметре ВВД–У. Принцип действия вискозиметра основан на измерении времени падения металлического шарика в исследуемой жидкости.

Вязкость нефти при этом определяют по формуле:

μ = t (ρ _ш – ρ _ж ) · k

t – время падения шарика, с

ρ _ш и ρ _ж - плотность шарика и жидкости, кг/м³

k – постоянная вискозиметра

Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 2. а). Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости (рис. 2. б).

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис. 2. б).

Рис. 2. Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а) и давления (б)

 

Сжимаемость нефти

Нефть обладает упругостью. Упругие свойства нефти оцениваются коэффициентом сжимаемости нефти. Под сжимаемостью нефти понимается способность жидкости изменять свой объем под действием давления:

β _н = (1)

 

β _н – коэффициент сжимаемости нефти, МПа^-1-

V_н – исходный объем нефти, м³

∆ V – измерение объема нефти под действием измерения давления ∆ Р

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на единицу. Он зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления (рис.3.1). С увеличением температуры коэффициент сжимаемости увеличивается (рис.3.2).

Рис.3.2. Зависимость коэффициента сжимаемости нефти от температуры

Рис.3.1. Зависимость коэффициента сжимаемости нефти от давления и температуры

 

Объемный коэффициент

Под объемным коэффициентом понимают величину, показывающую во сколько раз объем нефти в пластовых условиях превышает объем той же нефти после выделения газа на поверхности.

в = V_пл/V_дег

в – объемный коэффициент

V_пл иV_дег – объемы пластовой и дегазированной нефти, м³

Рис. 4. Зависимость объемного коэффициента от давления

 

При снижении давления от первоначального пластового р₀ до давления насыщения (отрезок аб) объемный коэффициент мало меняется, т.к. нефть с растворенным в ней газом ведет себя в этой области как обычная слабосжимаемая жидкость, слегка расширяясь при снижении давления. По мере снижения давления газ постепенно выделяется из нефти, и объемный коэффициент уменьшается. Увеличение температуры нефти ухудшает растворимость газов, что приводит к уменьшению объемного коэффициента

 

6. Состав и физические свойства пластовых вод: минерализация, плотность, вязкость, сжимаемость. Их зависимость от давления и температуры.

 

В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

Виды пластовых вод: подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью); краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи); промежуточные (между пропластками); остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1 ⁰С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)*10^-5 1/⁰С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3, 7*10^-10 – 5, 0*10^-10 Па^-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле:

где S – количество газа, растворённого в воде, м3/м3.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: