Лекция 1 введение
Скачать 1.46 Mb.
|
^ Он основан на изучении кривых капиллярного давления, получаемых при впитывании и дренировании воды из образцов горных пород. Показатель смачивания при этом определяется как логарифм отношения площадей под кривыми капиллярного давления при дренировании и впитывании. Величина показателя смачиваемости изменяется от -1 для абсолютно гидрофобных поверхностей до +1 для абт солютно гидрофильных.* Породы с показателем смачивания в пределах от -0,3 до +0,3 характеризуются как обладающие промежуточной смачиваемостью. < Вероятно, что величина этого показателя смачиваемости эквивалентна Cos©. По крайне мере она изменяется в том же диапазоне и с теми же знаками. В коллекторах месторождений Удмуртии показатели смачивания изменяются от -0,02 до +0,84. То есть, встречаются преимущественно гидрофильные породы и породы с промежуточной смачиваемостью. Причем последние преобладают. Следует отметить, что при всем разнообразии свойств поверхности, показатели смачиваемости представляют собой некую интегральную характеристику, т.к. в реальных пористых средах всегда есть каналы, в которых никогда не было нефти и которые, поэтому, всегда оставались гидрофильными. Поэтому можно предположить, что основные крупные каналы фильтрации, в которых осуществляется перемещение углеводородов, гораздо более гидрофобны, чем мы можем это оценить с помощью интегральных характеристик. 6 1.7 Удельная поверхность ^ 2/м3 или в м2/г. Величина удельной поверхности зависит от минерального и гранулометриче- ' ского состава, формы зерен, содержания и типа цемента. Наиболь- ' шую удельную поверхность имеют природные адсорбенты: глины, тре-*' пелы, отдельные разновидности бокситов, туфовые пеплы. 5 Для оценки удельной поверхности разработаны адсорбционные, фильтрационные, оптические, электронно-микроскопические, гранулометрические и другие способы лабораторных исследований. Адсорбционные методы могут быть статическими и динамическими и основаны на: 1) адсорбции паров азота, аргона, криптона, воды, спиртов, углеводородов; 2) адсорбции веществ из растворов; 3) поверхностном обмене; 4) теплоте адсорбции паров и смачивания. Фильтрационные способы основаны на фильтрации сжатых газов или жидкостей и разреженных газов в равновесном и неравновесном режимах. На изучении капиллярных явлений основана ртутная порометрия и способ вытеснения смачивающей поровое пространство пород жидкости несмачивающей или наоборот.  здесь Тг - гидравлическая извилистость; f - постоянная Козени; ienp - проницаемость, м2; тп - пористость, д. ед. Один из способов оценки удельной поверхности каналов фильтрации (Козени-Кармана) предполагает изучение пористости, проницаемости и электропроводности в образце породы. Тогда, зная эти параметры можно рассчитать величину удельной поверхности каналов фильтрации 7 Принято считать, что Tr=J(Pnm), где Р=—^- (здесь рвпк и рв - А, удельное электрическое сопротивление водонасыщенной породы и воды) . Недостатком метода является весьма условный расчет коэффициента извилистости и неизвестный коэффициент Козени. Другой способ основан на фильтрации гелия и аргона через образец пористой среды. При этом величина удельной поверхности фильтрации рассчитывается по формуле 41;7эфЛГ(Л-Уд) где Sya - удельная поверхность фильтрации, см-1; Рнвг Раг - давление в линии гелия и аргона, Па; т - пористость; D, L - диаметр и длина образца, см; ?7эф ~ эффективная вязкость газовой смеси, Па-с; JR - газовая постоянная 8,31-Ю7; Т -температура, °К; Js, Ja - суммарный и диффузионный поток Не через образец, моль-с"1. Величина суммарного потока гелия через образец определяется как J WC г ~ 22400 где W - объемная скорость газовой смеси, см3/с; С - объемная концентрация Не в газовой смеси,%. Объемная концентрация Не в суммарном потоке смеси газов определяется по калибровочному графику катарометра, построенному в координатах C7(v)-C(%). Величина диффузионного потока Не находится по зависимости Js= f{Phe2-PAr2) как отрезок, отсекаемый на оси ординат, прямой, проходящей через ряд экспериментальных точек. Для коллекторов месторождений Удмуртии получены зависимости удельной поверхности фильтрации от фильтрационно-емкостных характеристик пород. Для терригенных коллекторов такая зависимость 8 описывается уравнением регрессии с коэффициентом корреляции 0,928 5уд = 3420 пр V m J -0,966 Для карбонатных коллекторов уравнение имеет вид -1,545 Sya = 3028 пр с коэффициентом корреляции -0,892 Аналогичные уравнения получены для ряда конкретных объектов разработки. Лекция 5 ^ При формировании нефтяных и газовых залежей происходит процесс вытеснения воды нефтью или газом. При этом часть воды всегда остается в самых тонких каналах, а иногда и в виде пленки на гидрофильных участках их поверхности. Следует сказать, что в нефтена-сыщенных породах эта пленка не образует связанной системы и ее неоднородность и разорванность определяются активностью нефти на границах раздела фаз, а также минерализацией пластовой воды. С увеличением концентрации солей в воде увеличивается степень гидро-фобизации поверхности породы вследствие десольватирующего действия ионов солей. В поровом пространстве нефтегазонасыщенных пород нефть, вода и газ присутствуют в различных объемах и имеют различное распределение, которое зависит от характера смачивания поверхности каналов фильтрации. Гидрофобность коллекторов обусловлена, в основном, адсорбцией активных компонентов, содержащихся в нефтях. Например, исследования коллекторов Пермской области и Удмуртии показали, что смачиваемость поверхности тесно связана с содержанием в нефтях металло-порфириновых комплексов ванадия. Зависимость между интегральным показателем смачивания и количеством металлопорфириновых комплексов ванадия в нефтях описывается уравнением А 1>784 П Пго Л = — 0,058 С+2,13 где А - индекс Амотта-Гервея С - концентрация металлопорфириновых комплексов ванадия, мг/100г. Вопрос о природе гидрофобности коллекторов пока изучен недостаточно. Вместе с тем, от характера распределения пластовых жидкостей в поровом пространстве зависит ряд петрофизических величин (например, удельное электрическое сопротивление, коэффициент фазовой проницаемости, коэффициент нефтевытеснения). Отношения VH/Vnop, VB/Vnop, выраженные в процентах или в долях единицы, обозначаются соответственно Кнн, Квн, называются коэффициентами нефтенасыщенности и водонасыщенности и используются для 2 оценки степени насыщения порового пространства. Коэффициент нефте-^ насыщенности в природе может достигать 95%. При этом величина коэффициента остаточной водонасыщенности соответственно составляет всего 5%. Такие коллектора встречаются не часто и являются, как правило, преимущественно гидрофобными. Высокая нефтенасыщенность и повышенная гидрофобность поверхности присуща высокопроницаемым карбонатным коллекторам мелкокавернозно-порового типа. Обычно нефтенасыщенность продуктивных коллекторов составляет 50-70%. Предельно высокие значения коэффициента нефтенасыщенности характерны для верхних частей водоплавающих залежей в пластах большой мощности. Зоны предельного насыщения и недонасыщения разделяет водонеф-тяной контакт. Зона недонасыщения (переходная зона) может иметь толщину от долей метра до 30-40 м. Часть запасов нефти в этой зоне может иметь промышленное значение. Граница промышленной нефтенасыщенности в переходной зоне устанавливается по результатам исследования фазовых проницаемостей в виде некой критической нефтенасыщенности. Состояние свободной и связанной воды в переходной зоне определяется свойствами всех фаз системы и степенью нефтенаысщен-ности пород. Для оценки величины и строения переходной зоны используют геофизические и лабораторные методы исследований. В последнем случае изучают характер кривых капиллярного давления. При этом полагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах проникает до высоты, где капиллярное давление уравновешивается гидростатическим, то есть справедливо соотношение: PK=ghAp Отсюда gAp Так как капиллярное давление есть функция водонасыщенности, тогда Средняя водонасыщенность в переходной зоне однородного объекта определяется как: *2 \(p{h)dh о _ К ср~ к-к В природе характер изменения водонасыщенности по высоте переходной зоны носит весьма сложный характер, определяющийся геологической неоднородностью пористой среды. Количество остаточной воды в породах в значительной степени зависит от характера строения порового пространства. В практике подсчета запасов часто используют зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности от пористости и проницаемости. Такие зависимости обычно имеют вид Ков= А/К8 и в случае, когда аргументом является коэффициент проницаемости, характеризуются достаточно высокими коэффициентами корреляции. Еще более тесной корреляционной связью характеризуются зависимости KOB=f[ {Кпр/Ки) °'5] . По характеру связи воды с породой выделяют химически связанную, физически связанную и свободную воду. К категории химически связанной относится вода конституционная и кристаллизационная, к физически связанной - вода адсорбционная или гигроскопическая, образовавшаяся за счет действия адсорбционных сил на поверхности гидрофильных минералов, к свободной - вода, содержащаяся в капиллярах. В связи с тем, что процессы нефтедобычи связаны с наличием в пористой среде остаточной водонасыщенности в виде адсорбционной и капиллярно удерживаемой воды, мы здесь не станем рассматривать химически связанную воду. В отношении этого типа воды важно знать, что она выделяется при температурах выше 110 °С, и процесс сопровождается изменением кристаллической решетки минералов и химического состава породы. В соответствии с современными представлениями о строении и структуре свободной и связанной воды ее молекула имеет тетраэдри-ческое строение с двумя положительными и двумя отрицательными полюсами. Такое строение обусловливает специфическую структуру жидкой воды, образованную относительно прочными водородными связями между ее молекулами (около 5-6 ккал/моль). Принимается, что жидкая вода имеет исходную решетку льда, размытую трансляционным движением ее молекул. Трансляционное движение молекул воды состоит из колебаний атомов около временных положений равновесия и скачкообразных перемещений их из одного положения равновесия в другое. Молекулы воды в среднем совершают около 1000 колебаний в секунду, а 4 средняя частота активированных скачков молекул для чистой воды около 6 миллионов скачков в секунду. Наличие в воде сильно полярных молекул, направленных водородных связей, аномально высокое значение межмолекулярного эффекта, влияние которого определяется температурой, обусловливает многие особенности воды. ^ Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной водонасыщенности в породе получены при анализе керна, добытого с применением растворов на нефтяной основе, при условии, что фильтрат их не проникает в породу и не изменяет ее первоначального насыщения. После подъема на поверхность такие образцы маркируют и помещают в углеводородную жидкость, а нефте - водонасыщенность определяют путем экстрагирования их в приборах С.Л. Закса. В качестве растворителя используют толуол, температура кипения которого 110 °С. Нефте-, водонасыщенность определяют по массе образца до и после экстракции и по объему воды, попавшей в ловушку аппарата Закса. Метод приемлем только в случае, когда керн поднимается из части пласта с возможной максимальной нефтенасыщенностью для соответствующих геолого-физических условий залегания пород. Если в породе присутствует свободная вода, то под действием градиентов давления, возникающих при проникновении углеводородной основы бурового раствора, часть ее может оказаться замещенной на углеводородную жидкость, что приводит к искажению результатов. В большинстве случаев пласты вскрываются на обычных глинистых буровых растворах, характеризующихся определенной водоотдачей. При этом часть нефти из пористой среды вытесняется фильтратом бурового раствора, что искажает результаты исследований. Некоторые исследователи считают, что в этом случае можно определить величину остаточной нефтенасыщенности и оценить коэффициент вытеснения нефти водой. Однако современные тщательные исследования показывают, что это не совсем то, что обычно получают при вытеснении нефти из линейных моделей пористых сред в ходе лабораторной оценки коэффициента нефтевытеснения при соблюдении определенных условий подобия и требований к подобным экспериментам. С уменьшением вязкости нефти 5 погрешность оценки коэффициента вытеснения по результатам измере ния нефте - водонасыщенности пород по керну увеличивается из-за потери части нефти при дегазации ее в процессе подъема на поверх ность . • Наиболее достоверным из косвенных методов оценки коэффициента остаточной водонасыщенности считается метод полупроницаемой мембраны. Сопоставление результатов оценки коэффициента остаточной водонасыщенности установленных прямым и косвенным методом для тер-ригенных и карбонатных коллекторов Ельниковского месторождения Удмуртии и Арланского месторождения Башкирии подтвердили достаточную точность метода полупроницаемой мембраны. |
Похожие:
 | Анализ к ф. м н., доцент Рудой Евгений Михайлович 2013-2014 уч год Лекция (2 часа) Введение. Нормированные пространства. Компактные множества. Теорема Хана-Банаха |  | Лекция введение Материалы данного файла могут быть использованы без ограничений для написания собственных работ с целью последующей сдачи в учебных... |
| Лекция «Сущность и проблемы вэд, состояние вэд в России» 1 час. 2... Лекция «Внешнеэкономические операции и сделки: виды, классификация, организация» 1 час | | 1. Лекция: Введение. История, предмет, структура информатики Хотя информатика и считается достаточно молодой наукой по отношению ко многим другим отраслям знания, но предпосылки к ее зарождению... |
| Лекция №1. Введение в Экономикс. Основная проблема экономики и производственные... Под материальными потребностями подразумевается желания потребителей приобрести и использовать товары и услуги, которые доставят... | | Лекция №1 Лекция № Общие принципы эффективной организации учебного процесса. Физиологическая цена учебных нагрузок |
| Лекция №1 Лекция № Общие принципы эффективной организации учебного процесса. Физиологическая цена учебных нагрузок | | Лекция №1 Лекция № Общие принципы эффективной организации учебного процесса. Физиологическая цена учебных нагрузок |
| Лекция №1 Лекция № Общие принципы эффективной организации учебного процесса. Физиологическая цена учебных нагрузок | | Лекция №1 Введение Системное по – это комплексы программ, предназначенные для совместного использования технических средств вычислительных систем, для... |