Физика пласта — наука, изучающая физические свойства пород нефтяных и газовых коллекторов; свойства пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей; методы их анализа, а также физические основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов.
В последние десятилетия ни одно месторождение не начинают разрабатывать без детального изучения физических свойств пород пласта, пластовых жидкостей и газов — без этого нельзя осуществить научно обоснованную разработку месторождений нефти и газа.
Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора.
По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте изменяются. Это сопровождается значительными изменениями свойств пород, пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике — в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах.
Важное место в курсе отводится физике и физико-химии вытеснения нефти и газа из пористых сред вытесняющими агентами. Эти материалы служат теоретической основой современных методов увеличения нефте- и газоотдачи пластов.
коллектор горный гранулометрический карбонатность
Физические свойства горных пород — коллекторов нефти и газа
Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать:
1) гранулометрический (механический) состав пород;
2) пористость;
3) проницаемость;
4) капиллярные свойства;
5) удельную поверхность;
6) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивлениеразрыву, сжатию и другим видам деформаций);
7) тепловые свойства (теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность);
8) насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях.
Виды пород-коллекторов
Нефть и газ могут встречаться в горных породах земной коры, где для их накопления и сохранения имелись благоприятные геологические условия. Главное из этих условий: хорошо выраженные коллекторские свойства пород, которые зависят от многих факторов, в том числе от происхождения и последующих изменений в течение геологического времени.
Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая способностью аккумулировать (накапливать) углеводороды и отдавать (фильтровать) пластовые флюиды: нефть, газ и воду.
Физические свойства жидкостей и газов
... жидкости можно рассматривать жидкости и газы в виде некоторой сплошной среды, придавая ей свойства непрерывности. Жидкость - это физическое ... напряжение. Температура жидкости выражается в единицах градусов абсолютной шкалы 2. Основные свойства реальных жидкостей Сжимаемость коэффициентом ... спирт 0. 00110 нефть 0. 00060 Вязкость Вязкость - это способность жидкости оказывать сопротивление скольжению ...
По действующей в настоящее время классификации горные породы разделяются на три основные группы: изверженные, осадочные и метаморфические.
К изверженным относятся породы, образовавшиеся в результате застывания и кристаллизации магматической массы сложного минералогического состава.
К осадочным породам относятся продукты разрушения литосферы поверхностными агентами, мелкораздробленные продукты вулканических явлений и продукты жизнедеятельности организмов. В осадочном комплексе пород иногда встречается и космическая пыль. Однако преобладают в них продукты разрушения литосферы водой, которые достигают областей седиментации в виде обломочного материала различной крупности и в виде водных растворов минеральных солей.
Метаморфические породы образуются из осадочных и изверженных пород в результате глубокого физического, а иногда и химического изменения последних под влиянием высоких температур, давлений и химических воздействий. К метаморфическим породам относятся: сланцы, мрамор, яшмы и другие, имеющие преимущественно кристаллическое строение.
Анализ статистических данных по опыту разработки и эксплуатации месторождений показывает, что около 60 % запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39 % — к карбонатным отложениям, 1 % — к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, основными коллекторами нефти и газа являются пористые породы осадочного происхождения.
По происхождению осадочные породы делятся на терригенные, состоящие из обломочного материала, хемогенные, образующиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов в результате химических и биохимических реакций или температурных изменений в бассейне, и органогенные, сложенные из скелетных остатков животных и растений.
Согласно этому делению к терригенным отложениям относятся:
- пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты и другие осадки обломочного материала;
- к хемогенным — каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др.;
- к органогенным — мел, известняки органогенного происхождения и т. п.
Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов — гранулярным (терригенный, обломочный), трещинным и смешанного строения.
К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов, поровое пространство которых состоит в основном из межзерновых полостей.
Коллекторы трещинного типа сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство которых состоит из микро- и макротрещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.
Трещинный тип коллектора известен на месторождениях Западного Приуралья, Северного Кавказа, Западной Венесуэлы, США. К трещинным коллекторам за рубежом приурочено 50 % открытых запасов нефти, а в России — 12 %.
На практике, однако, чаще всего встречаются коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство межзерновых полостей, а также каверны и карст.
Проницаемость пород-коллекторов
... порового пространства. Видно, что при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость (и соответственно относительная проницаемость) породы для нефти резко снижается, а при достижении водонасыщенности порядка 85 % фильтрация нефти прекращается вообще, хотя в пласте нефть ...
Трещинные коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяются на подтипы: трещинно- пористые, трещинно-каверновые, трещинно-карстовые.
В Западной Сибири на участках ряда месторождений отмечается трещинно-пористые типы коллекторов: Герасимовское, Талинское и другие месторождения.
Наличие коллектора в осадочной толще не является достаточным условием формирования и существования нефтяной или газовой залежи. Промышленные запасы нефти и газа приурочены к тем коллекторам, которые, совместно с окружающими их породами, образуют ловушки различных форм: антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости.
Условия формирования нефтеносных толщ включают наличие коллекторов с надежными покрышками практически непроницаемых пород.
Гранулометрический состав горных пород
Пласты, сложенные песками, состоят из разнообразных по размерам зерен неправильной формы. Количественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим составом, от которого зависят многие свойства пористой среды:
проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть их гранулометрический анализ.
Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.
Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое.
Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако по результатам исследований размеры их для большинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 1 — 0,01 мм.
Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размерами частиц меньше 0,1 мкм (0,001 мм).
Значительное количество их содержится в глинах, лёссах и других породах.
В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследствие огромной величины их общей поверхности состав этих минералов влияет на процессы поглощения катионов (и анионов).
От их количества в значительной степени зависит степень набухаемости горных пород в воде.
Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и более. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации.
Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы
Горные породы и их виды
... и глинистых частиц. Песок является основным заполнителем в строительных растворах, для штукатурок. Широко применяется в строительстве, в стеклянной промышленности Целью курсовой работы является: рассмотреть горные породы их свойства и многообразие ...
где g — ускорение силы тяжести; d — диаметр частиц; х -кинематическая вязкость; сж — плотность жидкости; сп — плотность вещества частицы.
Данная формула справедлива при свободном нестесненном движении зерен; чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждения в дисперсной среде, массовое содержание твердой фазы в суспензии не должно превышать 1%.
Пористость горных пород
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот- пор, каверн, трещин).
Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:
1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры) — это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопления. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород.
2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счет растворения минеральной составляющей породы активными флюидами (циркуляционными водами) образуются поры. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.
3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3? МgСО3).
При доломитизации идет сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации — образование каолинита (Al2O3?2*SiO2?H2O).
4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.
5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.
В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:
1) сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм;
2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);
3) 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.
Наряду с полной пористостью введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора.
Основные понятия и законы фильтрации нефти, газа, воды
... пластов является нефтегазовая подземная гидромеханика, изучающая фильтрацию нефти, газа и воды в пористых и (или) трещиноватых горных породах. Движение флюидов в проницаемых толщах осадочных ... Движение жидкостей, газов и их смесей через твердые тела (вообще говоря, деформируемые) по связанным между собой порам или трещинам называется фильтрацией. Теория фильтрации, являющаяся разделом ...
Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости т,, называется отношение суммарного объема пор V nop в образце породы к видимому его объему Vo6p :
В таблице 1 приведены коэффициенты пористости некоторых осадочных пород:
Таблица 1. Коэффициенты пористости осадочных пород.
Удельная поверхность
Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Удельная поверхность пористых тел зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность норового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы. Проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и т. д. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Очень важно знать ее величину также в связи с большим влиянием молекулярно-поверхностных сил на процессы фильтрации нефти. Эти молекулярно-поверхностные явления могут существенно изменять характер фильтрации. Обычные объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются молекулами, распространенными внутри жидкой фазы. Поэтому в крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому, поверхностные явления в малопроницаемой породе могут оказать более значительное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в крупнозернистой.
Таким образом, удельная поверхность представляет одну из важнейших характеристик горной породы. Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, точное определение ее величины — сложная задача. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами от десятков и сотен микрон (по диаметру) до величин, сравнимых с размерами молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенной величины, а зависит от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул, имеющих одинаковые размеры, можно по опытным данным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.
Для мелкопористых адсорбентов и существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул наблюдаются значительные отклонения в величинах удельной поверхности (явление это носит название ультрапористости).
Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму, то поверхность всех частиц в 1 м3 породы составит:
где S-удельная поверхность в м 2 /м3 ; m — пористость в долях единицы; d — диаметр частиц в м.
Природный газ. Нефть. Каменный уголь
... сера, которую извлекают из нефти в процессе переработки, идет на производство серной кислоты. газ уголь топливо нефть 3. Каменный уголь Каменный уголь - это осадочная порода, представляющая собой продукт глубокого ... синтетических каучуков, синтетического бензина и многих других ценных продуктов. 2. Нефть Нефть - это маслянистая жидкость темно-бурого или почти черного цвета с характерным запахом. ...
Для песчинок радиусом г = 0,1 мм, удельная поверхность будет равна (если пористость m = 0,26):
Удельная поверхность частиц с радиусом 0,05 мм составит уже 44 000 м 2 /м3 .
Проницаемость горных пород
Проницаемость — важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями.
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.).
Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.
В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введеныпонятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемости.
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 фазовой проницаемости этой среды 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;
- Q — объемный расход жидкости в единицу времени;
- М — динамическая вязкость жидкости;
- F — площадь фильтрации;
- >р — перепад давления;
- L — длина пористой среды.
В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют проницаемостью:
За единицу проницаемости в 1 м 2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3 /с.
Растворимость газов в нефти
... возрастает. Особенно плохо растворяется азот. Растворимость газов повышается с ростом содержания в нефтях парафиновых углеводородов. При высоком содержании в нефти ароматических углеводородов ухудшается растворимость в ней газов. Малорастворимые газы (метан, азот) лучше подчиняются закону ...
Физический смысл размерности коэффициента проницаемости — это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов.
За единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см 2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кГ/см2 расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см3 /сек. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД).
Учитывая, что 1 кГ/см2 = ~105 Па, 1 см3 = 10-6 м3, 1 см2 = 10-4 м2 , 1 спз = 10-3 Па * сек, получим следующее соотношение:
При измерении проницаемости пород по газу в формулу следует подставлять средний расход газа в условиях образца:
где Q г — объемный расход газа, приведенный к среднему давлению p в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством (увеличением) его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца.
Насыщенность коллекторов
Насыщенность — один из важных параметров продуктивных пластов, характеризует запасы нефти (газа и воды) в пласте, количественно оценивается величиной коэффициента S:
- водонасыщенностью — Sв;
- газонасыщенностью — Sг;
- нефтенасыщенностью — Sн.
Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены все поры: капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремились к верхней части ловушек, выдавливая вниз воду, и та легче всего уходила из трещин, каналов, а оставалась в микропорах.
Из капиллярных, особенно субкапиллярных пор и микротрещин вода плохо вытесняется, в силу действия капиллярных явлений. В порах маленького размера вода прочно удерживается молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Поэтому в пласте всегда находится остаточная, погребённая вода (Sв ост) с периода формирования залежи.
Количество остаточной воды (Sв ост) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа. Её величина зависит от содержания цемента в коллекторах, в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд.
Обычно для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (Sн), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от «созревания» пласта считается хорошим показателем залежи.
Подобная закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров.
При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти.
Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и других. Очень часто это проявляется для малых малодебитных месторождений Западной Сибири.
Закономерности изменения вязкости нефти
... фильтрации нефти и газа в пласте, выбор типа вытесняющего агента, расчет мощности насосов и другое, учитывается величина вязкости. Важнейшее технологическое свойство нефти - это вязкость, ... газ с меньшей вязкостью неизбежно опережают нефть. Проведя исследования было установлено, что с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, ...
В пределах нефтяных залежей большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур. К зоне водонефтяного контакта (ВНК) её величина может значительно снижаться.
Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы нефтью, газом и водой. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.
Водонасыщенность (Sв) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (Sн) и газонасыщенности (Sг):
где Vв, Vн, Vг — соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы.
Параметр насыщенности нормирован и равен единице (S=1) или 100 %. То есть, для образцов пород, в случае фильтрации систем: нефти, газа и воды справедливо соотношение:
Sв + Sн + Sг = 1, Sг = 1 — (Sв + Sн).
От объёма остаточной воды в залежи зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность объёма сообщающихся пор и объёма, занятого остаточной водой:
Пст = Vсообщ. пор — Vв ост
В зависимости от перепадов давлений, существующих в пористых средах, свойств фильтрующихся жидкостей, свойств поверхности пород, соприкасающихся с пластовыми флюидами, та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость в порах) не движется в порах.
Величина порового пространства, занятая остаточной водой влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Динамическая полезная ёмкость коллектора (Пдин) характеризует относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте.
На практике насыщенность пород определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.
Карбонатность горных пород
Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка — СаСО3, доломита — СаСО3? МgСО3, соды — Na2СО3, поташа — K2СО3, сидерита -FeСО3 и других.
Общее количество карбонатов относят обычно к содержанию известняка (СаСО3), потому, что углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.
Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом.
Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты под действием соляной кислоты и измерением объёма выделившегося углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:
СаСО 3 + 2 HCl = CаCl2 + CO2 ^ + H2 O
Текущее состояние Актанышского месторождения нефти
... курсовой работе рассмотрены вопросы о данном месторождений, произведен анализ текущего состояния разработки и произведен расчет технологических показателей разработки, сделаны выводы. 1. Общие сведения о месторождении (площади, залежи) нефть ... Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими .аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, ...
По объёму выделившегося газа (CO 2 ) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (СаСО3 ).
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.
Так, например, от упругих свойств горных пород и упругости пластовых жидкостей зависит перераспределение давления в пласте во время эксплуатации месторождения. Запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления, может быть значительным источником энергии, под действием которой происходит движение нефти по пласту к забоям скважин. Действительно, если пластовое давление снижается, то жидкость (вода и нефть) расширяется, а поровые каналы сужаются. Упругость пород и жидкостей очень мала, но вследствие огромных размеров пластовых водонапорных систем в процессе эксплуатации значительное количество жидкости (упругий запас) дополнительно вытесняется из пласта в скважины за счет расширения объема жидкости и уменьшения объема пор при снижении пластового давления.
При рассмотрении физических свойств горных пород следует учитывать, что в зависимости от условий залегания механические свойства породы могут резко изменяться.
Основные факторы, определяющие физико-механические свойства породы, следующие:
1) глубина залегания породы, определяющая величину давления, испытываемого породой от веса вышележащей толщи (горное давление);
2) тектоника района, определяющая характер и степень интенсивности испытанных породой деформаций;
3) стратиграфические условия залегания;
4) внутрипластовое давление и условия насыщения пор жидкостями.
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.
Горные породы, налегая друг на друга, находятся в определенном напряженном состоянии, вызванном собственным весом пород и определяющимся глубиной залегания и характером самих пород. До нарушения условий залегания пород скважиной внешнее давление от собственного веса вышележащих пород и возникающие в породе ответные напряжения находятся в условиях равновесия. Составляющие этого нормального поля напряжений имеют следующие значения.
Рисунок 1. Распределение напряжений в элементарном объеме горной породы
По вертикали:
s— z— =gH— =—rgH— =—p г
где s z — вертикальная составляющая напряжений; с — плотность породы; g — ускорение силы тяжести; Н — глубина залегания пласта.
По горизонтали (в простейшем случае):
sy=—sx=ngH=nrgH,
где п — коэффициент бокового распора
Величина п для пластичных и жидких пород типа плывунов равна единице (и тогда горизонтальное напряжение определяется гидростатическим законом), а для плотных и крепких пород в нормальных условиях, не осложненных тектонически, коэффициент бокового распора выражается во многих случаях долями единицы.
Заключение
Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, её физические характеристики (пористость, проницаемость, насыщенность и др.), физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающие породы, уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволят определить начальные запасы углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте при его разработке и на различных стадиях эксплуатации.
Список используемой литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/vidyi-i-klassifikatsiya-neftesoderjaschih-porod/
1) А.Т. Росляк «Курс Лекций. Физика Пласта»
2) Ш. К. Гиматудинов «Физика нефтяного и газового пласта»
