Физические свойства коллекторов

Литература по ФНГП 1. Гиматутдинов Ш.К., Ширковский А.И. - Физика нефтяного и газового пласта - М. «Недра» , 1982, 311с. 2. Медведев Ю.А. - Физика нефтяного и газового пласта - Тюмень, -2005, 158с. 3. Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М., Ковалев А.Г. - Физика нефтяного и газового пласта,- М., «Недра», 1992, 269с. 4.Михайлов Н.Н. Физика нефтяного и газового пласта (физика нефтегазовых пластовых систем): Том 1:Уч.пос.–М. МАКС Пресс, 2008, -448с. 5. Зозуля Г.П., Кузнецов Н.П., Ягафаров А.К. - Физика нефтяного и газового пласта: Уч. Пособие.– Тюмень: ТюмГНГУ, 2006, – 252с. 6. Коротенко В.А. , Кряквин А.Б., Грачев С.И., Хайруллин Ам.А., Хайруллин Аз.Ам. Физические основы разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтнотдачи: Уч. пособие– Тюмень: ТюмГНГУ, 20014, – 104с. 7. Котяхов Ф.И. – Физика нефтяных и газовых коллекторов - М., «Недра», !977, 287с. 8. Голфт-Рахт Т.Д. – Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов.- пер. с англ. М., «Недра», 1986, 612с. 1. Введение Курс дисциплины «Физика пласта» является первой частью более общей дисциплины «Физика нефтяного и газового пласта» «Физика пласта» изучает физические свойства пород-коллекторов. Все законы, изучаемые в курсе классической физики, остаются справедливыми. Но пласты, залежи, в которых сосредоточены запасы нефти, природного газа и пластовой воды, обладают своими специфическими свойствами. Нефть и газ в горных породах находятся в пустотах различного происхождения. Физические свойства горных пород обусловлены геологическими особенностями формирования залежей нефти и газа, условиями их залегания, составом и размерами твердых частиц. Размеры поровых каналов, по которым происходит движение флюидов, малы, произвольно ориентированы в пространстве. Иногда размеры поровых каналов сравнимы с размерами молекул, содержащихся в них флюидов. Под флюидами будем понимать нефть, газ, пластовую воду. Вторая часть курса «Физика нефтяного и газового пласта» посвящена изучению физических свойств пластовых флюидов. При разработке углеводородных залежей в пласте, в стволе скважин изменяются давление и температура (термобарические параметры). При значительных перепадах термобарических параметров изменяются физические свойства пластовых флюидов: плотность, вязкость, сжимаемость, фазовые состояния нефти, газа и воды. При движении извлеченных флюидов по стволу скважины, последующей переработки и транспортировки продукции также изменяются физические свойства флюидов и фазовые состояния. При вытеснении нефти водой, другими вытесняющими агентами, что имеет место при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, в поровых каналах возникают поверхностные явления, зависящие не только от геометрических размеров пор, но и от физических свойств нефти, воды и твердой фазы. Применение методов повышения нефтеотдачи основано на знании физических свойств коллекторов, свойств углеводородов, вытесняющих реагентов, их взаимодействий. Таким образом, «Физика пласта», «Физика нефтяного и газового пласта» являются одними из основных дисциплин на которых базируется специальные дисциплины «Разработка нефтяных и газовых месторождений», «Скважинная добыча», «Сбор и подготовка скважинной продукции». Тема:2. Физические свойства коллекторов 2.1. Коллекторы, типы коллекторов Коллектором называется горная порода, способная содержать и отдавать флюиды. Под флюидами понимаются пластовая вода, нефть, газ. Породы-коллекторы разнообразны по минералогическому составу, по геометрии пустотного пространства, по генезису. Наиболее часто они представлены: песками, песчаниками, алевролитами. Реже известняками и другими карбонатными разностями. Коллектор представляет совокупность, сочетание частиц твердых минералов и пустот. Пустотное (емкостное) пространство в породах-коллекторах может быть представлено порами, трещинами, кавернами или их сочетаниями. В пустотном пространстве содержатся пластовые флюиды. Трещинно-кавернозные коллекторы, как правило, представлены карбонатными разностями. Для формирования и сохранения залежи необходимо наличие непроницаемых покрышки (кровли) и подошвы, состоящих из аргелитов, глинистых и карбонатных пород. Сочетание этих двух факторов обусловлено условиями формирования толщ (фаций) в пределах нефтегазовых районов. Тектонические факторы обусловили различный характер ловушек – резервуаров углеводородов, изображенных на рис.1-3. нефть вода вода ВНК контуры нефтеносности Рис.1. Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и в плане алевролит, песчаник нефть ВНК аргиллит вода линия замещения коллекторов Рис.2 Литологически ограниченная залежь нефти, связанная с антиклинальной структурой. нефть ВНК вода фундамент кора выветривания Рис.3.Литологически ограниченная заливообразная нефтяная залежь. В Западной Сибири большая часть месторождений приурочена к антиклинальным структурам. 2.2. Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов. Основными физическими характеристиками пород-коллекторов являются: 1) пустотность (емкостное пространство); 2) проницаемость; 3) насыщенность пород нефтью, водой, газом. 4) удельная поверхность; 5) гранулометрический состав; 6) механические свойства; 7) тепловые свойства. Перечисленные свойства находятся в тесной связи с размерами зерен гранулярных коллекторов. Цементирующим материалом, связывающимся между собой зерна породы, служат глинистые вещества или карбонаты. В зависимости от состава и количества цементирующего материала, коллектора обладают различными ФЕС. 2.3. Классификация коллекторов Существует несколько классификации коллекторов. Ф.И. Котяховым предложена следующая. Пусть mр, mт, mk – коэффициенты пористости, трещинноватости и кавернозности, Nп, Nт,Nк – извлекаемые запасы нефти в порах, трещинах, кавернах. Sв – капиллярно-связанная вода. В зависимости от сочетания этих пород определяется тип коллектора. Если mп>>mk+mт, Nп>>Nт+Nк или mк=mт=0, то это поровый коллектор; Если Sв<1, Nт>Nп, mк=0, то коллектор трещинно-поровый Если Sв<1, Nп>Nт, mк=0, то коллектор порово-трещинный. В Западной Сибири порово-трещинный и трещиновато-поровый коллекторы встречаются на отдельных участках ряда месторождений, возникающих либо при первичном вскрытии пласта, либо в процессе разработки месторождения когда пластовое давление в окрестностях добывающих скважинах падает и горное давление превышает предел прочности породы. Трещины могут образовываться в призабойной зоне нагнетающих скважин. Кроме классификации коллекторов, предложенной Котяховым Ф.И., существуют классификации Смехова Е.М., Ханина А. 3. Тема: Емкостные свойства коллекторов 3.1. Пустотность, емкостное пространство Емкость пустот в породах может изменяться в широких пределах. В общем случае емкостное пространство может состоять из пор, трещин и каверн. Для количественного описания физических свойств емкостного пространства вводятся коэффициенты пористости, трещинноватости, кавернозности. 3.2. Пористость. Коэффициенты пористости. Под пористостью понимается наличие в породе пор (пустот), в которых содержатся флюиды. Соединяясь между собой, поры образуют поровые каналы фильтрации, по которым движутся, фильтруются пластовые флюиды – нефть, газ, вода. Рассмотрим образец породы цилиндрической формы. Обозначим Vобр – объем образца; Vпорот – объем открытых пор; Vпорзак – объем закрытых пор; Vпор= Vпорот + Vпорзак – общий объем порового пространства в образце; Vтф – объем зерен или объем твердой фазы в образце. Под закрытыми порами понимаются поры не образующие каналов фильтрации, в которых может находится флюид, в фильтрации не участвующий. Выполняются следующие равенства: (1) Коэффициент общей пористости определяется соотношением (2) Если Мобр- масса образца, Мтф –масса твердой фазы, то плотности твердой фазы и всего образца равны , (3) Если образец насыщен (содержит в поровом пространстве) воздух или инертный газ, пренебрегая массой воздуха, получим: Мтф= Мобр, (4) Коэффициент общей пористости определится соотношением (5). Формула (5) служит для экспериментального определения коэффициента общей пористости. Для определения объема, содержащегося флюида в поровых каналах, используют коэффициент открытой пористости: (6) В результате капиллярных сил и сил межфазового взаимодействия не весь объем открытых пор участвует в фильтрации, поэтому пользуются коэффициентом динамической пористости: (7) Где Vпордин – часть объема пор, в котором может перемещаться флюид. Поскольку Vпордин  Vпорот<=Vпор, то m=>mот=>mдин (8) В породах структура порового пространства зависит от: 1) гранулометрического состава; 2) степени цементации; Рис.4. а) б) в) а) цемент соприкосновения; б) пленочный цемент; в) базальный цемент. Цемент соприкосновения характерен для слабосцементированных коллекторов. В зависимости от размеров зерен и цементации будут зависеть и размеры поровых каналов: 1) субкапиллярные менее 0,0002 мм; 2) капиллярные Ø 0,0002÷0,5 мм; 3) сверхкапиллярные Ø более 0,5 мм. По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение флюида. По капиллярным – движение со значительным влиянием капиллярных сил. По субкапиллярным пластовые флюиды практически не движутся (глинистые разности пород). 3.3. Методы определения пористости В лабораторных условиях используют различные установки и методы для определения коэффициентов общей и открытой пористости. Для определения общей пористости используют метод парафинизации и соотношение (6) (6) Для определения открытой пористости пользуются методом Преображенского И.А., взвешивая насыщенный жидкостью образец в той же жидкости и в воздухе. Объем пор часто находят по объему зерен с помощью пикнометров и газовых порозиметров, в частности гелиевый порозиметр ТРI -219. Пористость также определяют по ГИС. По данным электрометрии определяют параметр пористости Р, затем по определенным формулам подсчитывают значение коэффициента пористости. 3.4. Формула Слихтера Для несцементированных пород коэффициент пористости можно определить, заменив реальный грунт «фиктивным», состоящим из шаров, определенным образом упакованным. (9) где  - угол упаковки, 60    90 При m=0,48 3.4. Кавернозность. В горных породах встречаются пустоты, которые по физическим особенностям относятся к кавернам. Величина каверн колеблется от 0,5 до 3 и более см. Каверны, как правило, приурочены к карбонатным породам, либо возникают при разрушении призабойной зоны пласта (ПЗП) в процессе эксплуатации. Коэффициент кавернозности определяется по формуле (10) Vк –объем каверн. Если коллектор порово-кавернозный, то ; ; (11) Где - объемная плотность образца, содержащего поры и каверны. 3.5. Трещины и трещинноватость. Трещина представляет собой поверхность, по которой произошло нарушение сплошности или потеря сцепления твердых частиц горной породы между собой. Образование трещин зависит от геологических условий формирования залежи, от напряженно-деформируемого состояния пластов. Емкость трещиноватых коллекторов определяют емкостью самих трещин, которая по отношению к выделенному объему пласта бесконечно мала и достигает сотых долей процента (0,01%). ё (12) Исходя из этих представлений, выделяют коллекторы: трещиноватые, трещинно-кавернозного типа, порово-кавернозно-трещиноватые и т.д. В общем случае емкостное (пустотное) пространство пород-коллекторов описывается тремя коэффициентами Коэффициент трещиноватости можно определить как (13) Где b - раскрытость трещины, l – длина, ha – площадь поверхности фильтрации. Существуют аналитические способы описания трещин пород через объемную и поверхностную плотность трещин. Коэффициенты пористости, трещиноватости и кавернозности измеряются в долях единицы, либо в процентах. 4.Тема. Фильтрационные свойства коллекторов. 4.1. Проницаемость горных пород. Категории проницаемости Проницаемость - свойство горной породы пропускать через себя флюиды при перепаде давления. Проницаемость является фильтрационным параметром. При разработке месторождений встречаются различные виды фильтрационных потоков: движение нефти, воды, газа, их совместные фильтрации: двух или трех фаз. В зависимости от количественного и качественного состава фаз проницаемость пористой среды будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей. Под абсолютной проницаемостью понимают фильтрационную способность породы (керна) пропускать инертный газ, азот N2, воздух. Фазовой проницаемостью называется проницаемость коллектора для данной фазы (Кн, Кв, Кг) при наличии в пустотном пространстве других фаз, независимо от того, движутся они или покоятся. Относительная проницаемость определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной: , , , 0≤ К*фаз≤1 (14) 4.2. Закон Дарси Процесс движения флюидов в пористой среде называется фильтрацией. Скорость фильтрации жидкости определяется законом Дарси: ( 15) где v- скорость фильтрации, м/с; K – проницаемость пористой среды; вязкость жидкости, Па*с; Р –перепад давления, Па; длина участка фильтрации, м. Размерность проницаемости в системе СИ: Поскольку м2 величина очень большая, то определения проницаемости коллекторов на практике используют мкм2=10-12 м2 или 1Д1 мкм2 или 1мД=10-3Д=10-15м2. Если площадь поверхности фильтрации S, м2, то расход, дебит , объёмная скорость флюида определяется как произведение скорости фильтрации на площадь фильтрации ( 16) Размерность =м3/с, м3/сут. Истинная скорость движения точек жидкой среды vи равна ( 17) В векторной форме закон Дарси имеет вид: (18) Для прямолинейного потока , для плоскорадиального – . Объемный приток жидкости (дебит скважины) для плоскорадиального потока при r=rc равен ( 19) По формуле Дюпюи для установившейся фильтрации коэффициент проницаемости равен K= (20) Где rк – радиус контура питания; rс – радиус скважины; h– нефтенасыщенная толщина пласта; ΔP – перепад давления. Для газов по закону Бойля-Мариотта средний дебит определяется ( 21) где Q0, P0 – дебит и давление в нормальных условиях Р1 и Р2 – давление до и после фильтрации газом образца. ( 22) 4.3. Способы определение проницаемости Проницаемость определяют: а) лабораторными, б) гидродинамическими и в) геофизическими методами. а) лабораторные методы: по образцам керна, подготовленных к исследованиям, определяют абсолютную и фазовую проницаемости. Для этого используют установки ГК-5, ТКА-209, УИПК, ТВР-804 и другие; б) гидродинамические методы: на установившихся режимах фильтрации обработкой индикаторных диаграмм (ИД) по формуле (20); на неустановившихся режимах фильтрации посредством обработки результатов КВД: по данным замеров ИПТ - испытателями пластов на бурильных трубах (аппаратура КИИ). Аппаратуру КИИ устанавливают в намеченном интервале, который герметизируют от остальной части ствола пакерами. Одним, - если испытание проводят в интервале между забоем и пакером. Двумя, - если интервал испытания находится выше забоя. Испытания КИИ проводят как в ходе бурения, так и по окончанию, в открытом или обсаженном стволе. Цикл испытания состоит из двух периодов: притока жидкости в бурильные трубы и второй - восстановление давления. Обработку проводят так же, как для КВД по методу Хорнера. в) геофизические методы: используя соответствующие приборы, в скважине проводят замеры различных физических параметров, после интерпретации, которых и построения соответствующих зависимостей определяют коэффициенты проницаемости. • по удельному сопротивлению продуктивного коллектора; • обработкой данных метода собственной поляризации СП-αпс; • обработкой данных гамма каротажа ГК; • проводят гидродинамический каротаж ГДК. 4.4. Коэффициенты насыщенности, зависимость проницаемости от коэффициентов насыщенности Пусть Vпор – объем пор; Vн – объем нефти в порах; Vв – объем воды в порах; Vг – объем газа в порах и объем пор равен Vпор=VH+VB+VГ По определению коэффициент насыщенности флюида равен отношению объема флюида к объему пор. - коэффициент нефтенасыщенности; - коэффициент водонасыщенности; - коэффициент газонасыщенности; (23) Сумма насыщенностей равна Sн + Sв + Sг = 1 (24) По данным лабораторных исследований строят зависимости между относительными фазовыми проницаемостями (ОФП) и коэффициентом водонасыщенности Sв=S. С ростом коэффициента водонасыщенности ОФП нефти убывает, ОФП воды возрастает, рис.5. Область Sсв2 мм; 2) псаммитовая 0,1÷2 мм; 3) алевритовая 0,01÷0,1 мм; 4) пелитовая 0,001 - 0,01 мм. 5) глинистые и коллоидно-дисперсные минералы <0,001 мм Размеры зерен большинства горных пород колеблются в пределах 0,01÷1 мм. Глинистые вещества часто исполняют роль цемента. Состав этих минералов влияет на процессы поглощения, от их количества зависит степень набухаемости. От гранулометрического состава зависит количество нефти, остающейся в пласте в виде пленок и в виде капиллярно-удерживаемой нефти после окончания разработки пласта. По результатам гранулометрического анализа подбирают размеры отверстий забойных фильтров для нефтяных скважин. 5.2. Методы определения гранулометрического состава 1) Ситовый анализ Применяется для сыпучих и слабосцементированных пород. Размеры ячеек сит 0,25;0,5;1;2;3;5;7 мм. В результате просеивания определяется содержание фракций частиц размером от 0,05 мм до 6-7 мм. Просеивание проводят в течении 15 минут (увеличение или уменьшение времени просеивания может привести к неправильным результатам). Ситовый анализ применяют преимущественно к псаммитам (0,1÷2 мм). 2) Седиментометрический анализ Применяют для определения состава алевролитов, пелитов, а также коллоидно-дисперсных минералов. Седиментометрический анализ основан на измерении скорости оседания частиц дисперсной фазы в дисперсной среде по закону Стокса. По результатам анализа строят кривые распределения и гистограммы по размерам зерен. 5.3. Удельная поверхность горных пород Удельная поверхность – это суммарная площадь поверхности твердых частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема [Sуд]=м2/м3. Может достигать до 2 га/м3. Чем больше в породе мелких частиц, тем больше Sуд. Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной воды зависят от удельной поверхности Sуд. Процессы фильтрации зависят от взаимодействия молекул на границах жидкость - твердая фаза. В крупнозернистых породах с небольшой Sуд. молекулы, находящиеся на поверхности каналов, практически не влияют на фильтрацию, т. к. число молекул на поверхности твердой фазы мало по сравнению с молекулами в жидкости. При большой удельной поверхности число молекул на поверхности поровых каналов сравнимо с числом молекул в жидкости, поэтому поверхностные явления в низкопроницаемой породе оказывают значительное влияние на фильтрацию. Удельную поверхность можно определить по формуле ( 35) где ρоб – объемная плотность породы; ρтф – плотность твердой фазы, минералогическая плотность; Мi – масса i-фракции; di – диаметр i-фракции; М=∑Мi – масса всей породы. Учитывая, что где m – общая пористость, и вводя эффективный диаметр получим: Используем гидравлический радиус σ – отношение площади сечения порового канала к его периметру , rn - средний радиус пор. Связь между Sуд и σ определяется соотношением Учитывая формулу (28) , получим ( 36) Таким образом, зная m и k, можно определить удельную поверхность. Пусть m=0,16, k=0,02*10-12м2, тогда Кроме методов определения удельной поверхности по гранулометрическому составу (35) и по m и k (36), существуют методы: фильтрационный, адсорбционный – метод меченых атомов. а) фильтрационный метод основан на измерении сопротивления течению сквозь пористую среду разреженного воздуха. Существуют два режима – пуайзелевский – для грубозернистых, однородных сред, в которых размер (диаметр) пор >>длины свободного пробега молекулы. Кнудсеновский режим – когда максимальные размеры пор становятся меньше длины пробега молекул разреженного воздуха. В лабораторных условиях обычно применяется фильтрационный метод определения Sуд. Тема 6: Механические и тепловые свойства горных пород 6.1. Механические свойства горных пород Механические свойства горных пород характеризуются следующими свойствами: упругостью, пластичностью, прочностью, ползучестью, релаксацией. Каждое из этих свойств описывается определенными реологическими уравнениями, т.е. уравнениями, учитывающими свойства реальных сред, основанных на экспериментальном изучении этих сред (пород) (по академику Седову Л.И.). В общем виде реологические уравнения среды, описывающие напряженно-деформируемое состояние (НДС): σ=f(ε, έ, t) (38) τ=g(γ, γ, t) где σ – всестороннее напряжение, ε – объемная деформация, t – время; έ – скорость объемной деформации, τ – интенсивность касательных напряжений, γ – деформации сдвига, γ – скорость деформации сдвига. Если в (38) параметры не зависят от времени, то уравнения называются уравнениями состояния и имеют вид σ=f(ε) (39) τ=g(γ) Механические свойства следует учитывать: при бурении и строительстве скважин; при определении ФЕС коллекторов; при разработке месторождений. От упругих свойств горных пород и упругих свойств пластовых флюидов зависит распределение давления в пласте. При снижении пластового давления емкостные свойства коллекторов уменьшаются, а содержащиеся в них флюиды расширяются. Деформируются и зерна горных пород, происходит их смещение, перераспределение, изменяются ФЕС ПЗП и пласта в целом. Упругость – это свойство сплошной среды (горной породы, образца) восстанавливать первоначальные форму и объем после снятия внешней нагрузки. 6.2. Напряженно-деформируемое состояние пород (НДС) НДС описывается тензорами напряжений и деформаций. В общем случае для трехосного нагружения Рис 7. Компоненты напряжений в элементе горной породы. Нормальные напряжения вызывают деформации растяжения или сжатия вдоль осей X, Y, Z. Касательные напряжения вызывают деформации соответствующих граней. Связь между деформациями и напряжениями для упругих сред определяются уравнениями состояния (обощенный закон Ньютона): , , (40) где Е – модуль продольной упругости (Юнга), G – модуль сдвига, - коэффициент Пуaссона, σx, σy, σz – нормальные напряжения  граням элемента, εx, εy, εz – деформации растяжения (сжатия), τxy, τxz, τyz – касательные напряжения на соответствующих гранях, γxy, γxz, γyz – деформации сдвига этих граней. Для изотропных материалов Е=2(1+)G, (41) - модуль объемного сжатия σ=Kεv (42) σ=(σx+ σy +σz)1/3 – всестороннее (напряжение) давления, среднее напряжение. ε=(εx+ εy+ εz) – объемная деформация 00,5, E=1091011 Па 6.3.Напряженное состояние пород в ПЗП С бурением скважины ПЗП изменяет свое начальное НДС. Некоторые породы будут выдавливаться в скважину, другие разрушаться. Изменение НДС ведет к изменению фильтрационно-емкостных параметров. Рассмотрим скважину как однородный цилиндр радиуса rс,.Рис.8. Система координат цилиндрическая. Рис.8. Напряжения, действующие на элемент пласта, модель Лехницкого. До нарушения условий залегания пород скважиной внешнее давление от вышележащих пород и напряжения в пласте находятся в равновесии. Поэтому выполняются условия: σz = gH (44) где  - средняя плотность вышележащих пород, g = 9,8 м/с2, Н – глубина залегания пласта. Решая задачу Ламе, для вертикальной скважины (задача Ляхницкого), получим распределение нормальных напряжений в пласте: σz = gH , (45) При r= r==, т.е . выполняется (44). На забое при r = rc r= Pз , (46) Если Рз пренебречь, то условие прочности, чтобы стенки скважины были устойчивы:   сж (47) 6.4. Эффективное давление, коэффициенты сжимаемости Пусть  - горное давление, Р – пластовое давление Рассмотрим элемент пласта, содержащего поры, наполненные жидкостью с давлением Р. Тогда на зерна (гранулы) породы будет приходиться давление эф =  - Р называемое эффективным давлением. По мере уменьшения Р будет возрастать эф. Зерна будут деформироваться, перераспределяться, поровое пространство будет уменьшаться. Если деформации упругие, то они восстановятся, если предел текучести перейден, то деформации необратимые (явление пластичности). Для характеристики коллекторских свойств породы вводят три коэффициента: - коэффициент сжимаемости пласта - коэффициент сжимаемости пор - коэффициент сжимаемости твердой фазы Связь между ними устанавливается из условия, что V=Vп+Vт mпmт Коэффициент объемной упругости пласта При разработке нефтяных месторождений на упругом режиме важное значение имеет коэффициент упругоемкости, определенный Щелкачевым В.Н.. (46) Этот коэффициент играет важную роль при изучении гидродинамических процессов, протекающих в процессе эксплуатации скважин. Определив экспериментально m и п, можно найти с, зная ж определяется *. 6.5.Пластичность, ползучесть, релаксация горных пород При нагружении и разгрузке горные породы подчиняются закону Гука до тех пор, пока не перейден предел т – предел текучести. Если  т, то при разгрузке возникают остаточные деформации 0, ∞ Рис. 9. Зависимость пластических (остаточных) деформаций от условий нагружения. ε0 и εх остаточные деформации при быстром (t=0) и длительном (t=) одноосном нагружении. Эти остаточные деформации не исчезают со временем, будут накапливаться при повторном нагружении. Такое явление называется пластичностью. Пластические деформации возникают при напряжениях, превышающих предел текучести, но меньших предела прочности. Ползучестью называется явление, при котором увеличение деформаций во времени происходит при постоянной нагрузке.   =const t Рис.10. Ползучесть деформаций. Явление ползучести наиболее свойственно аргиллитам, глинам, глинистым сланцам. При ползучести напряжения не превышают предела упругости и действуют постоянно. Релаксацией называется изменение (уменьшение) напряжений с течением времени при постоянной деформации.   =const t Рис. 11.Релаксация напряжений. 6.6. Волновые процессы в горных породах Повышение добывных возможностей скважин достигается применением гидравлических и акустических вибраторов для обработки ПЗП, которые возбуждают в коллекторах волны давления и акустические (упругие) волны. При взрывах атомных устройств и других взрывчатых веществ в пластах возникают колебательные процессы, характеризуемые распространением упругих волн. По частоте – до 20 Гц – инфразвуковые, сейсмические (при взрывных работах); 20  20 000 Гц – звуковые; более 20 000 Гц – ультразвуковые волны. В пласте могут распространяться два вида волн: продольные и поперечные. Продольные волны Vр – характеризуют распространение в пласте объемных деформаций – растяжения-сжатия. Поперечные волны Vs - соответствуют деформациям сдвига. Скорости Vр, Vs связаны с упругими параметрами пород: (48) (49) где Е, G – модули Юнга и сдвига  - коэффициент Пуассона  - плотность породы. Амплитуда упругих колебаний затухает с течением времени где  - коэффициент затухания, который зависит от упругих характеристик пород и частоты колебаний где  = 2n – круговая частота колебаний;  = 1/с  - коэффициент внутреннего трения, кг/с2=н/м V – скорость распространения волн, м/с  - плотность породы, кг/м3 Зная Vp и Vs, из (48), (49) можно определить упругие константы Е,G,  Е=2Vs2(1+); G= Vs2; (50) С увеличением давления Vp и Vs возрастают. В пористых породах Vp и Vs меньше, чем в плотных. Интерпретацией диаграммы акустического метода (АКш – аппаратура АКН-1) можно определить интервальное время , и коэффициенты ослабления (затухания) волн р, s, зависящих от базы зонда. 6.7. Тепловые свойства горных пород. Теплообмен – это самопроизвольный необратимый процесс переноса тепла (теплоты) от более нагретого объекта к менее нагретому. Теплообмен характеризуется изменением температуры. Различают три вида теплообмена: теплопроводность, конвективный теплообмен (перенос тепла потоком жидкости или газа) и теплообмен излучением. Изменения температуры в пластах наблюдаются при добычи углеводородов, при закачке в пласт воды через нагнетательные скважины, при использовании тепловых методов повышения нефтеотдачи. Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности, коэффициентом теплопроводности и коэффициентами линейного и объемного расширения. Удельная массовая теплоёмкость характеризуется количеством теплоты dQ, необходимым для нагрева единицы массы породы М на 1С: . (51) Удельная объемная теплоёмкость характеризуется количеством теплоты dQ, необходимым для нагрева единицы объема породы V на 1С: Cv =cρ – где ρ плотность породы. Эти параметры необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления)  характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени dt при градиенте температуры dT/dx: . (52) Коэффициент температуропроводности (α) характеризует скорость прогрева пород (или скорость распространения изотермических границ). . (53) Коэффициенты линейного (L) и объёмного (V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании: . (54) Взаимосвязь тепловых коэффициентов выражается соотношением 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). Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон пласта требуется очень большая мощность нагревателей. По данным некоторых исследователей теплопроводность вдоль напластования 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. Тепловых свойства некоторых горных пород. Горная порода с, кДж/(кгК) , Вт/(мК) 103, м2/с L105, 1/К Глина 0,755 0,99 0,97 – глинистые сланцы 0,772 154-218 0,97 0,9 доломит 0,93 1,1-4,98 0,86 – известняк 1,1 2,18 0,91 0,5-0,89 Кварц 0,692 2,49 1,36 1,36 Песок 0,8 0,347 0,2 0,5 Коэффициенты теплопроводности и удельной теплоёмкости при закачке горячей воды в пласт определяются Теплоотдача – это физический процесс передачи или получения тепла при контакте двух сред с разной температурой. Характеризуется коэффициентом теплоотдачи. При закачке в пласт теплоносителя – горячей воды или пара – происходит отток тепла в кровлю и подошву пласта. Что снижает к.п.д. данной технологии. Часть 2. Свойства пластовых флюидов. 1 Физическое состояние углеводородов в залежах Углеводороды в зависимости от их состава, давления, температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостной смеси. Газ располагается в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть углеводородов нефти содержится в газовой фазе. При высоких давлениях плотность газа приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях часть тяжелых углеводородов растворяется в газе. Если же количество газа невелико по сравнению количеством нефти, то газ полностью растворяется в нефти и углеводороды в пласте находятся в жидком состоянии. В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются: 1) чисто газовые (ГЗ); 2) газоконденсатные (ГКЗ); 3) газонефтяные (ГНЗ); 4) нефтяные (НЗ); 5) газогидратные. Существуют нефтегазоконденсатные залежи (например, Варъеганская группа месторождений). Более 50% залежей залегают на глубинах от 1250 до 3000 м. Тпл = 30  120С. 3.Состав нефтей Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием. По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до чёрного. В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов: Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание в нефти – 30-70%. Различают алканы нормального строения (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С2–С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5–С16 (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С17–С53, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины. Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой CnH2n, CnH2n-2 (бициклические) или CnH2n-4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25-75%. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти. Ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряжённые системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10-15%. Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют асфальтено-смолистыми веществами. На их долю приходится до 15%. В нефти также содержатся в малых количествах неорганическая сера, различные металлы и т.д. 4. Классификация нефтей Согласно ГОСТ Р 51858-2002 нефти классифицируются: По содержанию серы Содержание серы Типы нефтей До 0,6% Малосернистые От 0.6 до 1,8% Сернистые От 1,8 до 3,5 % Высокосернистые Более 3,5 % Особо высокосернистые По содержанию парафинов Содержание парафина Типы нефтей До 1,5% Малопарафинистые От 1,5 до 6% Парафинистые Более 6 % Высокопарафинистые По содержанию асфальтенов и смол Содержание Типы нефтей До 5% Малосмолистые От 5 до 15% смолистые Более 15 % Высокосмолистые По плотности Плотность нефти при 15˚, кг/м3 Плотность нефти при 20˚, кг/м3 Типы нефтей До 834,5 До 830 Особо легкая От 834,5 до 854,4 От 830 до 850 Легкая От 854,4 до 874,4 От 850до 870 Средняя От 874,4 до 899,3 От 870 до 895 Тяжелая Более 899,3 Более 895 Битуминозная По вязкости Вязкость нефти, мПа×с Типы нефтей ≤5 С незначительной вязкостью >5 ≤10 Маловязкая >10 ≤30 С повышенной вязкостью >30 Высоковязкая 5 Объемный коэффициент нефти В пластовых условиях в нефти растворен газ, поэтому объем нефти в пластовых условиях больше, чем объем дегазированной нефти. Данный показатель характеризует отношение объёма нефти в пластовых условиях к объёму нефти после её полной дегазации. (5.1) Vпл.н – объём нефти в пластовых условиях, Vдег.н – объём дегазированной нефти. b определяют по глубинным пробам на установке АСМ-300. Объёмный коэффициент используют для пересчета объёмов нефти из пластовых условий в поверхностные. При снижении пластового давления от начального значения до давления насыщения объёмный коэффициент возрастает. При снижении давления ниже давления насыщения объёмный коэффициент убывает. Для большинства месторождений 1,07  b  1,5. На точность определения b влияет изменение температуры, поэтому его значения приводят к пластовым условиям дегазации. Коэффициент усадки 6. Газовый фактор и газосодержание нефтей ; (6.1) где VГ– объем газа, выделившегося из нефти при н.у. Р=0,1 МПа, Т=0С Определяют ГФ по разгазированным пробам нефти. На месторождениях Западной Сибири ГФ = 35 110 м3/м3 для чисто нефтяной зоны и до 250 м3/м3 для НГЗ. Газосодержание нефтяного газа, растворенного в нефти, определяется уравнением закона Генри (6.2) Где Vг – объем газа растворенного в объеме нефти Vн S – Коэффициент растворимости газа в нефти; P – давление. 7. Давление насыщения нефти газом Давлением насыщения пластовой нефти называется максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от составов и объемов нефти и растворенного в ней газа, от температуры в пласте. С увеличением плотности нефти давление насыщения увеличивается. В Западной Сибири для НЗ давление насыщения Рн = 8  11МПа. определяют Рн по результатам разгазирования глубинных проб. 8. Плотность нефти в пластовых и нормальных условиях Плотность нефти в пластовых условиях определяется как Плотность нефти в стандартных условиях, дегазированной нефти, равна Плотность растворённого в нефти газа равна В пластовых условиях в нефти растворен газ, поэтому масса нефти в пластовых условиях равна Выражая массы через плотности, получим Поделив на Vпл и учитывая, что После преобразований получим (7.1) Откуда следует, что плотность нефти в пластовых условиях меньше плотности нефти в стандартных условиях. Рис. Зависимость плотности нефти от давления. 9. Динамическая и кинематическая вязкости. Вязкость нефтей возникает в результате сил внутреннего трения между слоями жидкости. Коэффициенты вязкости характеризуют внутренние силы сопротивления движению жидкости. Обозначение коэффициента динамической вязкости ;  Размерность коэффициента динамической вязкости  = Пас; Динамическая вязкость зависит от состава нефтей, с увеличением в составе АСВ вязкость увеличивается. Вязкость дегазированной, сепарированной нефти больше вязкости пластовой нефти. пл  сеп; пл = 1  30 мПас; Русское месторождение пл = 300-600 мПас Рис. Зависимость вязкости от количества, растворённого в нефти газа. Коэффициент кинематической вязкости равен Текучесть определяется 10. Структурно-механические свойства нефти Закон Ньютона для маловязких нефтей 1) (10.1) где  - касательное напряжение, развивающееся в движущих силах жидкости;  - динамическая вязкость; V – скорость.  (10.2) где  - деформация сдвига Формула (10,2) описывает ньютоновские жидкости,  = (Р, Т). 2) при больших содержаниях асфальтенов, смол и парафинов структурно-механические свойства нефтей описываются уравнением Бингама-Шведова: (10.3) где пл – коэффициент пластической (кажущейся ) вязкости. При достижении этого предела начинает течь с постоянной скоростью пропорционально ( - 1). Рис 10. Зависимости касательных напряжений для ньютоновской и вязкопластичной нефтей. 11.  Коэффициент сжимаемости нефти Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью. Упругость нефти определяется коэффициентом: ; (11.1) где VН – начальный объем; V – изменение объема; Р – изменение давления. , н зависит от давления, температуры и состава пластовой нефти. Рис.11.1 Пусть н – константа. Из (11.1) следует, что с увеличением dp, dV - уменьшается, и наоборот. Разделим в (11.1) переменные и проинтегрируем от p0 до p, (pp0) и отV0 до V, где p0, V0 начальное давление и объем. или (11.2) депрессия. С уменьшением давления или с ростом депрессии, объем жидкости в поровом пространстве возрастает. Поделим (11.2) на объем дегазированной нефти. Связь между объёмным коэффициентом и коэффициентом сжимаемости. Согласно (5.1) отношение объема пластовой нефти к объему дегазированной равно объемному коэффициенту b (11.3) С падением p b возрастает. Пусть p=pн – равно давлению насыщения нефти газом. Тогда (11.4) Объемный коэффициент при изменении давления от начального пластового до давления насыщения возрастает. В интервале падения давления от давления насыщения до атмосферного объемный коэффициент убывает. Студентам – почему? Связь между коэффициентом сжимаемости и объемным коэффициентом можно представить в виде: (11.5) Поскольку коэффициент сжимаемости нефти имеет порядок 10-4 1/МПа, то приближенная зависимость между этими коэффициентами примет вид: (11.6) Поделив (11.2) на массу нефти М, получим зависимость между плотностями в пластовом и текущем условиях: (11.7) С ростом депрессии (уменьшением давления в пласте) плотность нефти убывает. Поскольку много меньше , то Для р=рн