Iii. вязкоупругая жидкость

Вязкость обоснована сопротивлением движению жидкости в пласте.

При повышении скорости фильтрации начинают проявляться эффекты упругости, т.к. жидкость не успевает срелаксировать.

При малых скоростях проявляются пластические свойства.

Сопротивление начинает значительно возрастать с ростом скорости, а эффективная вязкость при этом падает.

Увеличение относительного сопротивления приводит к появлению такого множителя как: (1+А×(w×q/d)²), где q - время релаксации, А»10.

Для вязкоупругой жидкости может быть записан закон фильтрации:

grаd(р)=-k/m×w×(1+А×(w×q/d)²)

Рассмотрим случай, довольно распространённый в нефтегазовой промышленности:

Если через образец прокачивать нефть, то постепенно проницаемость k_пр упадёт. Если прокачивать сырой газ произойдёт аналогичный эффект. Это связано с тем, что порода адсорбирует различные компоненты нефти и газа и тем самым забивается.

Описание явления адсорбции пористой среды:

dс/dt=(с - с_¥)/q, (*)

где с=k/m - коэффициент фильтрации.

Когда величина равновесна:

w_¥=с_¥×grаd(р)

Решая совместно уравнения (*) и неразрывности, получаем запись изменения во времени:

d/dх×(с×dр/dх)=0 Þ с=с_¥+(с₀ - с_¥)×е^-t/q

Для скорости фильтрации запись выглядит следующим образом:

w=w_¥+(w₀ - w_¥)×е^-t/q

Это явление называется явлением затухания фильтрации.

Если через образец фильтровать сырую нефть, скорость фильтрации будет затухать.

Рассмотрим существующие механизмы, приводящие затухания:

1. адсорбция компонентов;

2. закупорка твёрдыми частицами и молекулами;

3. выпадение солей;

4. выпадение конденсатов и др.

От подобного разнообразия возможных процессов возникает необходимость их описания.

Лекция №16.

Пластовые воды и их физические свойства.

Объёма воды в области значительно больше, чем объёма нефти.

Выделяют упруговодонапорный режим, который имеет огромное значение при разработке пласта.

Воды в настоящее время составляют основной объём добычи. На 100 т добываемой жидкости приходится лишь 15 т нефти.

Пластовые воды классифицируются на следующие виды:

Формирование нефтяной залежи происходило следующим образом: в первоначально насыщенную водой залежь мигрировала нефть, вытесняя воду. Оставшаяся вода получила название остаточной.

Пластовыми водами занимаются гидрогеологи, но они рассматривают очень узкий круг вопросов, связанных с геохимией.

А наличие воды нельзя недооценивать. Разработчику необходимо знание о её количестве, физических свойствах, ведь на месторождении много воды внутриконтурной, контурной, закачиваемой, остаточной, в виде недоформированной залежи (особенно в Сибири).

Для примера рассмотрим классическую схему обводнения.

I – зависимость при

неподвижной воде;

II – зависимость для

недоформированной залежи.

В недоформированной залежи вода идёт сразу.

В пласте имеется и остаточная вода, исторически оставшаяся после образования залежи нефти.

Остаточная вода может находиться в различных состояниях:

S химически связанная с породой;

S физически связанная с породой;

S в виде маленьких линз.

Остаточная вода влияет на:

а) фазовую проницаемость; б) функцию капиллярного давления;

в) ёмкостные свойства;

г) эффективную пористость;

Характеристика распространения остаточной воды зависит от коэффициента смачиваемости. Порода может быть гидрофильной или гидрофобной.

В гидрофильных породах

вода сосредоточена в мелких порах,

а нефть расположена

в центрах крупных пор.

В гидрофобных наоборот:

Остаточная (погребённая вода) подразделяется на виды:

1. Капиллярно связанные воды (содержащиеся в узких капиллярных каналах, в местах сужения и пережимах пор и удерживаемые капиллярными силами);

2. Адсорбционная вода;

Она удерживается на поверхности скелета силами молекулярного взаимодействия между породой (твёрдой фазой) и жидкостью. Такая вода могла сформироваться в период донефтяной залежи.

Т.к. количество адсорбционной воды пропорционально удельной поверхности, то можно сделать заключение, что чем больше удельная поверхность, тем больше адсорбционно-связанной воды.

SiО₂

SiО₂

Свойства этого типа воды сильно отличаются от свойств свободной воды. Так, например, для адсорбционно-связанной воды наблюдается аномальная вязкость.

3. Плёночная вода;

Если порода представлена гидрофильными минералами (а таких минералов большинство, например, кварц, полевые шпаты), то образуется плёнка воды на поверхности минералов при отсутствии адсорбционной воды.

Количество плёночной воды зависит от доли поверхности, занятой плёнкой, и контролируется удельной поверхностью.

4. Свободная вода;

Она содержится в участках неоднородности пористой среды и по физическим свойствам не отличается от обычной.

К сожалению, по данным анализа керна дифференцировать эти виды мы не можем.

Состояние остаточной воды определяется и свойствами: её минерализацией, коэффициентом рН и другими параметрами. В тоже время толщина плёнки воды может составлять порядка 50 нм, и по удельной поверхности можно определить, сколько составляет плёночная вода.

Количество остаточной воды зависит от коэффициента проницаемости, причём, чем больше проницаемость, тем меньше остаточной воды.

1gk_пр

S_

График относится к гидрофильным пластам.

Для гидрофобных характер зависимости более сложный. Имеется корреляционная зависимость:

S=А - В×1g(k_пр/m)

С адсорбцией тяжёлых компонентов нефти увеличивается гидрофобность пластов, и зависимость становится ещё более сложной.

Когда керн поднимается на поверхность, пластовое давление падает до одной атмосферы, а это приводит к тому, что из нефти выпадают тяжёлые компоненты и гидрофобизуют пласт, что ещё больше осложняет её оценку, т.е. гидрофобность пластовая или техногенная.

Ещё одной важной составляющей является переходная зона: Н/В; Г/В; Г/Н.

Переходная зона – зона с изменяющейся насыщенностью с полностью нефтенасыщенной до полностью водонасыщенной.

S_ 1 S_в

Переходная зона оказывает огромное влияние. Для примера рассмотрим ситуацию на месторождении Уренгоя: нефти много, но оторочка тонкая, и переходные зоны могут осложнить извлечение нефти из оторочки.

Г Н В

(Может быть, этот рис. Нагляднее? О.Н.)

Приближённые оценки ширины переходной зоны можно произвести следующим образом:

Р_к=F_грав Þ Р_к=g×h×(r_в - r_н) Þ

Высота переходной зоны h определяется по формуле:

h=Р_к/(g×(r_в - r_н))

Если капиллярное давление является функцией насыщенности, т.е. Р_к=f(S), тогда:

h=f(S)/(g×(r_в - r_н))

Переходные зоны в газовых месторождениях больше, чем в нефтяных и зависят от плотности.