Физика пласта

БИЛЕТ № 13

1. Механические свойства  горных пород.  Напряженное состояние  пород в условиях залегания.

2. Состояние и свойства  остаточной воды. Минерализация  пластовой воды. Физические свойства  пластовых вод. Растворимость  газов в пластовой воде.

Ответы

1. Механические свойства горных пород - характеризуют изменения формы, размеров и сплошности горных пород под воздействием механических нагрузок, которые создаются в результате действия естественных (горное давление, тектонические движения) или искусственных факторов (взрывные работы, резание, дробление пород и т.д.).

Понятие «напряженное состояние» означает состояние упругого равновесия, при котором под действием внешних сил все частицы твердого тела пришли в равновесие, и деформация его прекратилась. Горные породы в природных условиях находятся в сложном напряженном состоянии, которое периодически нарушается и снова формируется в результате изменений осадочного покрова, тектонических и других глубинных процессов. Эти нарушения могут быть также связаны с проводкой горных выработок, с извлечением полезных ископаемых на поверхность, с осуществлением взрывных, термических и других видов работ. Масштабы нарушений напряженного состояния горных пород по указанным причинам, разумеется, различны; в одних случаях они носят региональный характер, в других - локальный.

2. В продуктивных пластах  нефтяной и газовой залежи  содержится вода. Эту воду, оставшуюся  со времени образования, называют остаточной. Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей – структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т.д.

Начальное распределение  нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения её водой из пласта. В зависимости  от количества, состава и состояния  остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного  коллектора. Если остаточная вода в  пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ нефти поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Это необходимо учитывать при изучении нефтеотдачи пласта.

Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м3 в пресной воде, до 300 кг/м3 в концентрированных рассолах. Основные минеральные вещества, входящие в состав пластовых вод, представлены солями натрия, калия, кальция, магния и некоторых других металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды, карбонаты щелочных металлов и бикарбонаты щелочей и щелочноземельных металлов. Вблизи нефти сульфаты встречаются редко.

Физические свойства пластовых вод

Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей, и в связи с широким изменением минерализации плотность вод может быть различной. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м³ при концентрации солей 642,8 кг/м³.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения

 

где - изменение объема воды при изменении температуры на ;

• - объем воды в нормальных условиях.

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения Е воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах от 18 • 10 ^-5 до 90 • 10 ^-5 1/град, возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.

 

Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости воды

 

характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу

В формуле  - изменение объема воды при изменении давления на , а V - объем воды при условиях опыта.

 

Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях V_пл к удельному объему ее в стандартных условиях V_н

 

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением.

Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99-1,06). Правый предел относится к высокой температуре (121° С) и низкому давлению, левый — к низкой температуре (38° С) и высокому давлению (32 МПа).

 

Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры. В области низких температур (5-10° С) вязкость слабо минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наиболее вязки хлор- кальциевые воды. При одних и тех же условиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,5-2 раза.

Так как в воде газы растворяются в небольшом количестве, вязкость ее незначительно уменьшается при насыщении газом.

 

Растворимость газов в пластовой воде.

Следует учитывать, что площадь контакта газовой залежи с подстилающей водой может быть большой, а давление в пласте достигать 50—70 МПа. В этих условиях значительные количества газа в воде могут находиться в растворенном состоянии.

Растворимость углеводородных (неполярных) газов в воде по сравнению с их растворимостью в органических жидкостях весьма мала (рис. 1). С увеличением температуры растворимость газов вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через минимум. Причем, температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа. Температура минимальной растворимости газов зависит от давления

 

 

Рис. 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ № 19

 

1. Проницаемость горных пород. Линейный закон фильтрации. Аппаратура для измерения проницаемости.

 

2. Вытеснение нефти из пласта растворителями и газом высокого давления.

 

Ответы

 

1. Проницаемость - важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора,    т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ.

 

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы из-за малых размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

 

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Для ее оценки обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

 

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

 

 

где v - скорость линейной фильтрации;

- объемный расход жидкости в единицу времени;

-динамическая вязкость жидкости;

F - площадь фильтрации;

 - перепад давления;

L - длина пористой среды.

 

Для определения абсолютной проницаемости горных пород существуют разнообразные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы - все они состоят из одних и тех же основных элементов: кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду, устройств для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеров и приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через образец породы. Различаются они лишь тем, что одни из них предназначены для измерения проницаемости при больших давлениях, другие - при малых, а третьи - при вакууме. Одни приборы используются для определения проницаемости по воздуху, другие по жидкости. Поэтому отдельные их узлы имеют соответственно различное конструктивное оформление.

 

2. Вытеснение нефти из пласта растворителями

Это метод увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания в них непосредственно растворителей (спиртов, бензола, жидкого пропана, и т. д.).

Сущность их заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая затем проталкивается другим более дешевым агентом. Движущаяся оторочка растворяет нефть и полностью вымывает ее из пористой среды. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь нагнетанием вытеснителя. Например, при использовании в качестве вытеснителя сухого газа оставшийся растворитель удаляется (выдувается) из пласта газом и улавливается на газобензиновом заводе. Большое влияние на эффективность процесса оказывают состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. Легкие нефти эффективно вытесняются растворителями. При наличии свободного газа в нефтяной части пласта процесс замедляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя. Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при большом количестве воды в пористой среде. Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно применять растворители, смешивающиеся и с водой, и с нефтью, например, спирт.

 

Вытеснение нефти из пласта газом высокго давления

При этомметоде в залежь для повышения давления необходимо нагнетать газ, который становится растворителем жидких компонентов нефти. По данным опытов при некоторых весьма высоких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и других тяжелых ее составляющих. Добывая затем этот газ, в котором содержатся пары нефти или ее компонентов, на поверхности можно получать конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность этого метода заключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Практически его трудно осуществить, так как для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70-100 МПа) и огромные объемы газа (до 3000 м3 в нормальных условиях для растворения 1 м3 нефти). Давления обратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные газы - этан, пропан или углекислота. Но объем требующегося газа остается высоким.

Важной проблемой развития этого метода увеличения нефтеотдачи пластов является изыскание источников газоснабжения. Заслуживает внимания разработанный советскими инженерами высокоэффективный способ производства газа путем газификации сырой нефти непосредственно на нефтяном месторождении под давлением до 20 МПа. Для снижения давлений смешивающегося вытеснения освоено производство обогащенных искусственных газов высокого давления и жидких дистиллятов - растворителей посредством пиролиза нефти в реакторе.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИЛЕТ № 25

 

1. Пористость горных пород. Виды пористости. Происхождение пор. Форма пор. Размер пор.

 

2. Электрокинетические явления в пористых средах. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде.

 

Ответы

 

1. Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

 

Пористость бывает открытая (проточная), и закрытая (тупиковая).

 

По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения, образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Вторичные поры образовались в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, вследствие доломитизации).

 

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

сверхкапиллярные - размеры больше 0,5 мм;

капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

субкапиллярные - меньше 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти - те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

 

2. Электрокинетические явления в пористых средах. Эти явления связаны с наличием ионно-электростатических полей у границ поверхностей в растворах электролитов (двойной электрический слой). Распределение ионов в электролите у заряженной поверхности пористой среды имеет диффузный характер, т. е. противоионы не лежат в каком-то одном слое, за пределами которого электрическое поле отсутствует, а находятся у поверхности в виде «ионной атмосферы», возникающей вследствие теплового движения ионов и молекул жидкости. Концентрация ионов, наибольшая вблизи адсорбированного слоя, убывает с расстоянием от твердой поверхности до тех пор, пока не сравняется со средней их концентрацией в растворе. Область между диффузной частью двойного слоя и поверхностью твердого тела называют плотной частью двойного электрического слоя (слой Гельмгольца). Наличие двойного электрического слоя на границах разделов способствует возникновению электрокинетических явлений (электроосмоса, электрофореза, потенциала протекания и др.). Принципиальная возможность повышения скорости фильтрации за счет электроосмоса доказана экспериментально. Однако многие вопросы приложения электрокинетических явлений в нефтепромысловой практике недостаточно изучены.