МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И  НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОУ ВПО «САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ»

Факультет природных ресурсов и нефтегазового  дела

Кафедра нефтегазового дела 
 
 
 
 
 
 

Реферат № 1

по  «Физике пласта»

Вариант 15

1. Основные  виды физических свойств пород. Что  такое коллекторские свойства, по каким параметрам они оцениваются?
2. Гидрофильные и гидрофобные породы. Чем они отличаются? Что такое гистерезис смачивания?
3. Объемный коэффициент и усадка пластовой нефти. От чего они зависят?

 
 
 
    

    Южно-Сахалинск, 2010

     Пункт 1. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД. ЧТО ТАКОЕ КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА, ПО КАКИМ ПАРАМЕТРАМ ОНИОЦЕНИВАЮТСЯ? 

      Горная порода характеризуется  различными физическими свойствами. Ниже приведены основные из них.

      ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ  СОСТАВ ПОРОД 

        Под гранулометрическим составом  горных пород понимают количественное  содержание в них частиц (зерен)  различной величины, выраженное  в процентах (по массе).  Это  одна из основных физических  характеристик пород, поскольку,  чем более крупными по размерам  частицами образована порода, тем  более крупными могут быть  поры в такой породе и, следовательно,  тем более высокими могут быть  ее емкостно-фильтрационные свойства.

      УДЕЛЬНАЯ  ПОВЕРХНОСТЬ ПОРОДЫ

         Под удельной поверхностью (Sуд) горных пород понимают суммарную поверхность ее порового пространства в единице объема породы

         Удельная поверхность характеризует  степень дисперсности породы  и, следовательно, определяет  ее адсорбционные свойства, в  том числе содержание остаточной  воды. Удельная поверхность возрастает  с уменьшением диаметра зерен  (т.е. увеличением степени дисперсности  породы), увеличением открытой пористости  и уменьшением абсолютной проницаемости. 

      КАРБОНАТНОСТЬ ПОРОД 

          Под карбонатностью пород понимают  содержание в них солей угольной  кислоты: известняка (СаСО3), поташа (К2СО3), сидерита (FеCO3) и др.

         Определение карбонатности пород проводят с целью выяснения возможности солянокислотной обработки призабойной зоны скважин для дополнительного увеличения ее проницаемости и, следовательно, увеличения дебитов нефтяных и газовых скважин, а также для определения химического состава горных пород, слагающих продуктивный пласт.

      МЕХАНИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

      Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

      Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

      Упругие свойства горных пород совместно  с упругостью пластовых жидкостей  в пласте влияют на режим перераспределения  давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам  пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после  изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей  создают запас упругой энергии  в пласте, которая освобождается  при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти  по пласту к забоям скважин.

      При снижении пластового давления, объем  жидкости будет увеличиваться, а  объем порового пространства будет  уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород  интенсивность трещиноватости будет  увеличиваться при уменьшении мощности пласта.

      Упругие свойства горных пород описываются  законом Гука:

      

, =m·β_п                 (1)

      где  β_с – коэффициент объемной упругости пористой среды;

             β_п - коэффициент сжимаемости пор;

             V_о – объем образца;

       ΔV_пор  - объем пор;

              P – давление;

              m - коэффициент пористости.

      Изменение пористости пород  (m) функционально зависит от объемной упругости пористой среды (β_с) и наименьшего напряжения (σ_о): 

      m = m_o· [1 - β_n · (σ- σ_o)],              (2) 

      где m_o – пористость при начальном эффективном напряжении.

      Коэффициент объемной упругости пористой среды  (β_с) будет влиять  на коэффициент сжимаемости пор (β_n) и на пористость пород: 

      β_n = β_с / m_o.                                (3) 

      Величина  коэффициента объемной упругости пористой среды (β_с) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется  в диапазоне 0.3 – 2·10^-10 [м²/н].

      Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объемного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов.

 

      ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

      Тепловые  свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

      Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°С:

.                            (4)

      Этот  параметр необходимо учитывать при  тепловом воздействии на пласт. Чем  меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости. Удельная теплоёмкость зависит от минералогического  состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического  состава пород и не зависит  от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается  при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры  и влажности в пределах 0,4 - 2 кДж/ (кг×К).

      Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) l характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

.           (5)

      Коэффициент температуропроводности (α) характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ.

      Коэффициенты линейного (a_L) и объёмного (a_V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

,  (6)

      где L и V – начальные длина и объем образца.

Взаимосвязь тепловых свойств горных пород выражается соотношением:                  

,                (7)                   .        (8)

      Теплопроводность  и температуропроводность пород  очень низки по сравнению с  металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень  большая мощность нагревателей. Вдоль  напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%.

      Коэффициенты  линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности  породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

      Коэффициент линейного расширения пород уменьшается  с ростом плотности минералов.

      Одна  из важнейших задач нефтегазопромысловой практики сводится к выделению в  объеме залежи пород-коллекторов. Коллектором  называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.  

      Свойства  горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС) или коллекторскими свойствами.

        Фильтрационные и коллекторские  свойства пород нефтяных пластов  характеризуются следующими основными  показателями:

• гранулометрическим составом пород;
• пористостью;
• проницаемостью;
• насыщенностью пород водой, нефтью и газом;
• удельной поверхностью;
• капиллярными свойствами;
• механическими свойствами.

 

      Пункт 2. ГИДРОФОБНЫЕ И ГИДРОФИЛЬНЫЕ ПОРОДЫ. ЧЕМ ОНИ ОТЛИЧАЮТСЯ? ЧТО ТАКОЕ  ГИСТЕРЕЗИС СМАЧИВАНИЯ?

      Смачиваемость - способность породы смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью.

      На  формирование залежей углеводородов  оказывает влияние количество остаточной воды в залежи (остаточная водонасыщенность, SB), 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.

      Гидрофильные  минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. Гидрофобные минералы способствуют повышению доли остаточной нефти по отношению к воде. Нефтеотдача гидрофобного коллектора ниже по сравнению с гидрофильным.

      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 в каналах и  трещинах. 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.