Эффективная пористость

k_эф.=k_о.п.×k_н.г.

динамической пористости – мера, характеризующая полезную емкость пласта

k_{динам.п.}=k_о.п.×(k_н – k_о.н.н.),

где k_н – коэффициент нефтенасыщения

k_о.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения

8. Гранулярные трещинные и кавернозные пласты.

Коллекторы делятся на

9. Понятие проницаемости, законы однофазной фильтрации и области использования проницаемости.

Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.

Проницаемостьюгорных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают прони­цаемостью

Абсолютная проницаемость - прони­цаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолют­ная проницаемость характеризует только свойства самой поро­ды и не должна зависеть от физико-химических свойств филь­трующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.

Фазовая (эффективная) проницаемость - прони­цаемость горной породы для одной фазы при наличии или дви­жении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера меж­молекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор. k_пр.а. ³ k_пр.ф.

Относительная фазовая проницаемость– это отношение фазовой проницаемости к абсолютной

Закон Дарси

Скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости:

v=(1/m)×k×Dр/DL

Dр – градиент давления

DL – длина образца

k – коэффициент пропорциональности – способность пористой среды реагировать на изменение давления/фильтрации. Иначе, коэффициент проницаемости.

Закон Дарси используется для определении как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.

v=Q/F, т.е. k_пр=Q×m×DL/(Dр×F),

.

[k_пр]=[(м³/с)×(Па×с)×м/((Па)×(м²))]=[м²]

10. Удельная поверхность нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие, области использования.

Удельная поверхность породы - величина суммарной поверхности частиц, приходящейся на единицу объема образца.

От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной воды, адсорбционная способность и т. д. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнивым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать более существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых породах.

Взаимосвязь между объёмной и массовой удельной поверхностью выражается следующим образом:

S_п=S_тв×s_тв ×(1 – k_п.),

где S_тв – массовая удельная поверхность

S_п - объёмная удельная поверхность

s_тв – плотность породы

Способы определения.

1. разрушение породы (теряется структура);

2. шлиф;

3. используя породу как адсорбент, можно исследовать площадь адсорбции.

S_тв=Q/(m×s); s=3×10^-7¼17×10^-7 г×экв/м²,

где Q- количество адсорбируемого вещества;

s- количество вещества в монослое;

m- масса вещества.

11. Обобщенный закон Дарси, понятие фазовой проницаемости, коэффициенты ее характеризующие и область применения.

Q_н= (k₀×/m_н) ×f_н(S) ×grаd (Р_н)

Q_в= (k₀/m_в) ×f_в(S)×grаd (Р_в)

k₀ – абсолютная проницаемость пласта.

Р_н = Р_в – Р_к, где Р_к – капиллярное давление.

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

Р_к=2×s×соsq/r_к,

где соsq - косинус угла смачивания;

s - поверхность натяжения.

Относительная фазовая проницаемость.

f_н=k_н/k_а

f_в=k_в/k_а

Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается.

Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом:

k_п^ф=k_п×k_н.н. k_в^ф=k_п×(1 – k_н.н.)

Они зависят от степени нефтенасыщенности:

k_н.н.=1 – k_в(S_в)

Фазовая проницаемость зависит от степени водонасыщенности:

f_в=¦(S_в)

Каждая фаза движется по своей системе пор и не влияет на другую.

в 100% г 100%

1 график. S₁– точка, где вода теряет свою сплошность (образуются капли). В ней минимальная насыщенность водой. Проницаемость от 0 до S равна 0.

Начиная с S водяная фаза преодолевает порог перколяции, образуя фазу.

S₂ - точка, где нефть/газ перестаёт двигаться. В ней максимальная водонасыщенность. Нефть в объёме пор находится в связанном состоянии.

S_ос=(1-S₂) – характеризует долю нефти/газа, которые неподвижны – остаточная нефтенасыщенность.

В обоих случаях f<1.

0 – точка равенства проницаемостей по нефти и по воде.

Т.е. фазовая проницаемость характеризует фильтрационную способность пласта в присутствии другой фазы.

Чтобы рассматривать насыщенность только в области, где существуют обе фазы, берут приведённую насыщенность.

s=(Sв–S₁)/(1–S₁–(1-S₂))=(Sв-S₁)/(S₂ –S₁)

2 график.В заштрихованной области могут двигаться все три фазы. Трёхфазное насыщение представляет неблагоприятную обстановку для разработки месторождения. Если в процессе фильтрации выделяется третья фаза, то она мешает первым двум фазам двигаться по поровому пространству, вследствие чего ухудшается фазовая проницаемость. Поэтому не рекомендуется при разработке нефтяных месторождений достигать давлений, при которых из нефти начинает выделяться газ, а при разработке газовых месторождений достигать давлений, при которых из газа начинает выделяться газоконденсат.

Факторы, влияющие на фазовую проницаемость:

1. геометрия структуры пор

2. градиент давления

3. характер смачивания пористой среды данной фазы

Если мы имеем аномальные жидкости, например насыщенные ПАВ.

Происходит повышение проницаемости (>1)

12. Смачиваемость нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие, области использования. Капиллярное внутрифазовое давление, характеристика, области использования.

s_1,2 1 В

2

q Н

s_2,3 3 s_1,3 Тв. ф.

Из-за равенства векторов, т.к. капля неподвижна, получаются следующие соотношения:

s_2,3=s_1,3+s_1,2×соsq

соsq=(s_2,3 - s_1,3)/s_1,2

Такие соотношения называются законом (правилом) Юнга.

Величины s_1,3 и s_2,3 практически неизвестны, поэтому об их соотношениях судят косвенно по углу q.

q не зависит от размеров капли до определённых её размеров и определяется методом «висячей капли». Этот угол зависит также от природы контактирующих областей и полярности веществ.

Работа адгезии.

W_а=s_2,3+s_1,2 - s_1,3

или, записанная через угол q:

W_а=s_1,2×(1+соsq)

Это соотношение называется соотношением Дюпре-Юнга.

Þ s_2,3 - s_1,3=s_1,2×соsq,

где s_1,2×соsq называется натяжением смачиваемости, или смачиваемостью.

13. Капиллярное внутрипоровое давление, характеристика, области использования.

Капиллярное давление

Р_к=2×s×соsq/r_к,

где соsq - косинус угла смачивания;

s - поверхность натяжения.

Распределение пор по размерам можно определять разными способами: ртутное выдавливание, выдавливание центрифугой и другие. Наиболее распространён способ центрифугирования, по опытным данным которого строится кривая зависимости капиллярного давления от водонасыщенности.

Р_к

S_в

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

Функция Леверетта– отношение капиллярного давления к давлению, развивающемуся в порах среднего размера:

I(S)=Р_к(S)/Р

I(S)

S

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

ü увеличение насыщения водой (пропитка)

ü уменьшение насыщения водой (дренаж)

Соответствующие кривые для пропитки и дренажа совершенно разные:

Рк

Р₀

S* S

Красная линия соответствует дренажу, синяя - пропитке.

Явление гистерезиса характерно и для кривых фазовой проницаемости. Кривые фазовой проницаемости определяются характером взаимодействия между фазой и пористой средой.

14. Гидрофильные и гидрофобные пласты, характеристика и основные свойства.

– гидрофобный пласт

– гидрофильный пласт

Для гидрофобных пластов фазовая проницаемость по воде выше, чем для гидрофильных, следовательно: не следует заводнять гидрофобные пласты (они лучше проводят воду). В них присутствует эффект смазки. Жидкость встречает меньше сопротивления, т.к. поверхность не оказывает влияния на движение.

если 0°<q<90° - преимущественно гидрофильная поверхность;

если 90°<q<180° - преимущественно гидрофобная поверхность.

К преимущественно гидрофобным поверхностям относятся поверхности таких минералов как: битумы, ископаемые угли, гидрофобные глины (нефтематеринские породы, например баженовские глины).

К преимущественно гидрофильным – остальные глины, кварц, полевые шпаты, кальцит.

Поверхности таких минералов как доломит, ангидрит, а также известняк относятся либо к преимущественно гидрофильным, либо имеют избирательную смачиваемость.

Избирательная смачиваемость наиболее вероятна, если пластовые воды были повышенной минерализации, с повышенным содержанием ионов Са и Мg.

В карбонатных коллекторах условия для возникновения гидрофобных поверхностей более благоприятны, чем в терригенных.

15. Способы определения смачиваемости пласта.

(см 14)

Для оценки смачиваемости используют классический подход, связанный с нахождением угла q, но он довольно условен. Характеристика имеет классификационный характер, и выглядит классификация следующим образом:

q=0° - поверхность полностью гидрофильна;

q=180° - поверхность полностью гидрофобна.

Наша поверхность в основном относится к смешанному (неравномерно смачиваемому) типу, т.к. нефть состоит из смоло-асфальтеновых компонентов, которые, адсорбируясь гидрофильными (по большей части своей) минералами, гидрофобизуют пласт, а плёнка адсорбированных тяжёлых углеводородов располагается неравномерно.

полевой

SiО₂ шпат плагиоклаз

В газовых месторождениях присутствует до 28-30% адсорбированных углеводородов.

Поверхность, покрытая битуминозной массой, гидрофобная. Поэтому наряду с гидрофильной поверхностью у нас присутствуют отдельные участки гидрофобности, что даёт сложную мозаичную смачиваемость пласта.

Поэтому такие мозаичные поверхности делятся в зависимости от угла q на следующие типы:

если 0°<q<90° - преимущественно гидрофильная поверхность;

если 90°<q<180° - преимущественно гидрофобная поверхность.

К преимущественно гидрофобным поверхностям относятся поверхности таких минералов как: битумы, ископаемые угли, гидрофобные глины (нефтематеринские породы, например баженовские глины).

К преимущественно гидрофильным – остальные глины, кварц, полевые шпаты, кальцит.

Поверхности таких минералов как доломит, ангидрит, а также известняк относятся либо к преимущественно гидрофильным, либо имеют избирательную смачиваемость.

Избирательная смачиваемость наиболее вероятна, если пластовые воды были повышенной минерализации, с повышенным содержанием ионов Са и Мg.

В карбонатных коллекторах условия для возникновения гидрофобных поверхностей более благоприятны, чем в терригенных.

Минералогический состав и углы смачивания на границе пластинки и капли не информативны.

Академиком Ребиндером был введён новый способ оценки смачиваемости: образец, предварительно насыщенный пластовой нефтью, изучают на какое-то физическое свойство, затем этот образец экстрагируют (удаляют все органические компоненты, в том числе смоло-асфальтеновый состав), снова проверяют на то же свойство и по разнице оценивают, какая часть была занята смоло-асфальтенами. Он предложил следующий параметр:

b=Q_см.в/Q_см.н - коэффициент Ребиндера,

где Q_см.в – теплота смачивания в водоносной среде;

Q_см.н – теплота смачивания в нефтеносной среде.

Ребиндер обнаружил, что если на горизонтальную поверхность воздействовать ПАВ, то деформационные свойства изменятся (поверхность станет мягче, так что её легче будет бурить).

По коэффициенту Ребиндера определяют характер смачивания:

если b>1, то пласт гидрофильный;

если b<1, то пласт гидрофобный.

Конечно, этот способ не нашёл определённого применения, поскольку дифференциация по теплоте смачивания невелика.

Был предложен способ изучения параметра Ребиндера с помощью ядерно-магнитного резонанса. Если мы воздействуем магнитным полем, а затем поле снимаем, молекулы начинают прецессировать и b определяется по спиновому времени (времени релаксации). Этот способ получил название – метода спиново- решёточной релаксации.

b=t_в/t_н

Выравнивание собственных моментов по направлению естественного магнитного поля и искусственного, которое мы создаём.

Н

Н¢

16. Влияние смачиваемости на природную и технологическую структуру многофазного пласта.

( см 14, 15)

17. Напряжение и деформации нефтегазового пласта.

Горное давление – механические силы, которые действуют в пласте, как в его природном состоянии, так и в техногенном изменении пласта.

Напряжение– реакция пласта на приложенную нагрузку.

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.

В зависимости от того, как действует напряжение, оно подразделяется на:

первичные – напряжения, связанные с образованием пласта;

вторичные – напряжения, связанные с деятельностью человека.

s_х t_ху t_хz

S_ij t_ух s_у t_уz = Р_ik,

t_zх t_zу s_z

где s - главное (нормальное) напряжение, Р_ik – совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i¹k.

Деформация– изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений.

Деформация зависит от вида напряжённого состояния, т.о. можно выделить:

· линейные деформации;

· сдвиговые деформации;

· объёмные деформации.

18. Зависимость деформаций от напряжений, разрушение пород, упругие и пластические де формации.

Типичные графики зависимости e(s) выглядят следующим образом:

Упруго-хрупкий тип деформации

Упруго-пластичный тип деформации

Пластичный тип деформации

Пласт, имеющий упругую деформацию. Такой вид деформации описывается законом Гука. Наклон графика характеризуется модулем Юнга. Пласт упругопластического типа. Переход от упругого состояния в пластическое характеризуется пределом упругости .

Пласт пластического типа. Пластическая деформация характерна упругопластическим породам, таким как глина, спрессованная порода.

Для пород, слагающих пласты, нарушается закон Гука:

DV/V=(3×(1 - 2×n)/Е×)р, р=(sх+sу+sz)/3. Упругость пласта – это способность пласта сопротивляться изменению размеров тела и его формы.

Если пласт изотропен и однороден, то связь между деформациями и напряжениями запишется так:

eх=1/Е×(sх - n×(sу+sz))

eу=1/Е×(sу - n×(sz+sх))

ez=1/Е×(sz - n×(sу+sх))

где sх, sу, sz – главные нормальные напряжения;

ν - коэффициент Пуассона;

Е - модуль Юнга.

Сдвиговые деформации можно расписать как:

gху=1/G×tху; gуz=1/G×tуz; gzх=1/G×tzх G – модуль сдвига.

Разрушение – разрыв между частицами кристаллической решётки и молекулами.

Разрыв межатомных связей в разрушающейся решётке происходит, если касательные напряжения t~G/(2×p); нормальные - s~0.1×Е

19. Тензор Напряжений и тензор деформаций.

Р_ik – совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i¹k.