Основные цели и задачи физики пласта.

k_{динам.п.}=k_о.п.×(k_н – k_о.н.н.),

где k_н – коэффициент нефтенасыщения

k_о.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения

Кроме способности содержать нефть и газ, пласт, как коллектор, имеет свойство отдавать (фильтровать) флюид. Поэтому, кроме пористости, есть такая характеристика, как фильтрационная способность нефтегазового пласта.

27 Дайте понятие коэффициента пористости, виды коэффициентов пористости

См. выше

28 Взаимосвязь и отличие коэффициентов общей, эффективной и динамической пористости, области их применения.

См. выше

29-32 Понятие структуры порового пространства

Коллекторы, которые могут содержать нефть и газ, по структуре пол бывают следующих видов:

1. Коллекторы с гранулярным типом пор, могут быть сложены следующими песчано-алевролитовыми и карбонатными породами.

2. Коллекторы с трещинным типом пор, могут быть сложены любым типом пород.

3. Коллекторы со смешанным типом пор:

a. Коллекторы с трещинно-каверновым типом пор.

b. Коллекторы с трещинно-пористым типом пор.

c. Коллекторы с трещинно-порово-каверновым типом пор.

_____________________________________________________________________________

Пористость – способность содержать пустоты.

Выделяются следующие виды пористости:

Первичные/гранулярные поры Вторичные/трещиноватые поры

Типы пор:

ü хорошо отсортированный песчаник

ü плохо отсортированный песчаник

ü глина, содержащая замкнутые поры

ü трещинный тип

ü кавернозный тип

Первичные поры по форме могут быть различной конфигурации, в зависимости от гранулометрического состава:

1) ромбоидальной формы (это в основном высокопористые, открытопористые, хорошо окатанные песчаники)

2) тетраэдральной формы (это спрессованные песчаники)

3) трещиноватые (глины, слюды и др.)

Что касается вторичных пор, то они связаны с деформацией, выщелачиванием и другими седиментационными процессами. Они, в свою очередь, подразделяются на:

1) щелевидные

2) каверновые

Поры можно охарактеризовать такими параметрами, как:

& эффективный диаметр

& степень раскрытости трещин

В зависимости от размеров пор имеются определённые классификации пор по способности их фильтровать:

­ сверхкапиллярные - наиболее крупные поры; d_эф>10^-4 м. Для этих пор характерно подчинённое отношение между флюидом и породой. Такие поры характерны для высокопористых, высокопроницаемых пород.

­ Капиллярные – d_эф=10^-7-10^-4 м. Взаимодействие между флюидом и породой в таких порах существенно. Большую роль играют капиллярные силы, которые препятствуют фильтрации жидкости и газа.

­ Субкапиллярные – d_эф= 2×10^-9-10^-7 м. Размер подобных пор настолько мал, что молекулярные силы, действующие на поверхности пор, имеют существенное влияние. Если градиент давления мал – фильтрации не будет происходить.

­ Микропоры - dэф<2×10-9 м. В этих порах вообще ничего не движется. Пора забита слоем, созданным молекулярными силами.

Сверхкапиллярные поры типичны для песчаников, обломочных и крупнозернистых пород, доломитов.

Капиллярные – для сцементированных песчаников.

Субкапиллярные соответствуют глинам, мелкокристаллическим, меловидным породам.

Трещинноватость характерна для хрупких горных пород.

2 основных метода изучения строения пор:

1)Прямые;

2)Косвенные

1) Берем образец керна; делаем шлиф, помещаем в микроскоп и начинаем его изучать. Существуют так же программы, определяющие конфигурацию пор.

Так же существуют электронные микроскопы.

Существуют специальные программы, восстанавливающие структуру пор пространства.

Анизатропия – разница в свойствах по разным направлениям.

Координационное число – это количество мелких капилляров на круглую

форму. Для западной сибири координационное число может составлять

20, 30 и т.д.

2) Косвенные методы:

Пористую среду схематизируют в виде различных правил.

33. Кривые капилярного давления, способы их получения и область использования.

Распределение пор по размерам можно определять разными способами: ртутное выдавливание, выдавливание центрифугой и другие.

Наиболее распространён способ центрифугирования, по опытным данным которого строится кривая зависимости капиллярного давления от водонасыщенности.

Р_к

S_в

Функция капиллярного давления зависит от коллекторских свойств. Чем выше коэффициент k, тем более сдвинута кривая влево, тем ниже остаточная водонасыщенность.

Но всё же наша функция

неявным образом характеризует

распределение пор по размерам.

S_в

Стрелка указывает на возрастание k.

1 – ширина переходной зоны,

определяемая капиллярным давлением.

Высота переходной зоны может быть

более 30 м.

Одной из определяющих характеристик на практике является функция Леверетта.

34. Физический смысл функции Леверетта, ее получение и область использования.

Функция Леверетта– отношение капиллярного давления к давлению, развивающемуся в порах среднего размера: _

I(S)=Р_к(S)/Р

График: I(S) от S

Капиллярное давление имеет гистерезис, который определяется тем, какой процесс идёт:

ü увеличение насыщения водой (пропитка)

ü уменьшение насыщения водой (дренаж)

Соответствующие кривые для пропитки и дренажа совершенно разные:

Рк

Р₀

S* S

Красная линия соответствует дренажу, синяя - пропитке.

Явление гистерезиса характерно и для кривых фазовой проницаемости. Кривые фазовой проницаемости определяются характером взаимодействия между фазой и пористой средой.

35 Водо-, нефте- и газонасыщенность пород. Коэффициенты, характеризующие эти свойства

Нефтенасыщение – параметр, характеризующий содержание нефти в объеме образца.

аналогично

36 Емкостные свойства нефтегазовых пластов, характеристика, взаимосвязь и область применения

Пористость бывает вторичная, первичная. Этого мало, чтобы сказать, какого типа коллектор. В разных пластах с разным типом трещин поры различны.

Под структурой порового пространства понимается характер распределения пор по размерам, конфигурация и взаимное расположение пор.

С точки зрения «вида» конфигурации пор:

Поры делятся на категории:

1) сверхкапиллярные поры, Æ>10^-4м;

2) капиллярные поры, Æ:10^-7 – 10^-4м;

3) субкапиллярные поры, Æ:10^-9 – 10^-7м;

4) микропоры, Æ<10^-9м.

1) Сверхкапиллярные поры: характерны для слабосцементированного галечника, гравия, среднезернистых песков, зон выщелачивания, карст.

Поверхность взаимодействия на ед. объема – мала.

2) Капиллярные:Существенное взаимодействие, поверхностное натяжение препятствует движению флюидов. В таких объектах делают ПХГ. Характерны сцементированным породам, доломитам.

3) Субкапиллярные:_Поры могут быть заполнены прочносвязывающей жидкостью, нефтью.

Глины, мелкокристаллические известняки, доломиты и т.д.

4) Микропоры: Нефть в таких порах неподвижна. Глины.

37 Понятие проницаемости (характеристика и физический принцип измерения)

Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают прони­цаемостью

Под абсолютной проницаемостью принято понимать прони­цаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолют­ная проницаемость характеризует только свойства самой поро­ды и не должна зависеть от физико-химических свойств филь­трующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называют прони­цаемость горной породы для одной фазы при наличии или дви­жении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера меж­молекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.

Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость – это отношение фазовой проницаемости к абсолютной

Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтра­ции Дарси. По этому закону скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости:

Закон Дарси используется для определении как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.

38 Физический смысл абсолютной проницаемости и принципы ее определения

См. выше

40 Фазовая проницаемость, ее физический смысл и взаимосвязь с абсолютной проницаемостью

См. выше

42 Относительные фазовые проницаемости пластов, совместное движение несмешивающихся флюидов в пористой среде и области их использования

Рис. Графики зависимости относительной проницаемости песка для воды и нефти от водонасыщенности.

На рис. приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (k_в) и нефти (k_н) от водонасыщенности пористого пространства. Как видно из рисунка, при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, хотя и получаем еще безводную нефть в пределах пластовых градиентов давлений. Это объясняется тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, тем самым уменьшая площадь сечения фильтрационных каналов. При достижении водонасыщенности 80 % фильтрация нефти прекращается, хотя еще в пласте имеется нефть. Поэтому нельзя допускать преждевременного обводнения скважин, необходимо предупреждать попадание воды в призабойную зону при вскрытии пласта, при проведении ремонтных работ.

44 Обычные и нормированные фазовые проницаемости, понятие нормированной насыщенности, ее физический смысл

?

45 Относительная фазовая проницаемость при трехфазной фильтрации и ее сопоставление с двухфазной фильтрацией

В заштрихованной области могут двигаться все три фазы. Трёхфазное насыщение представляет неблагоприятную обстановку для разработки месторождения. Если в процессе фильтрации выделяется третья фаза, то она мешает первым двум фазам двигаться по поровому пространству, вследствие чего ухудшается фазовая проницаемость. Поэтому не рекомендуется при разработке нефтяных месторождений достигать давлений, при которых из нефти начинает выделяться газ, а при разработке газовых месторождений достигать давлений, при которых из газа начинает выделяться газоконденсат.

46 Диаграммы относительной фазовой проницаемости для трехфазной и двухфазной фильтрации. Сходство и различие.

См. выше

49 Понятие удельной поверхности, разновидности удельной поверхности, их связь для различных горных пород

Удельной поверхностью породы называется величина суммарной поверхности частиц, приходящейся на единицу объема образца.

Вследствие небольших размеров отдельных зерен и большой плотности их упаковки общая площадь поверхностей порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Подсчитано, что поверхность зерен правильной сферической формы размером 0,2 мм, содержащихся в 1 м3 однородного песка, составляет около 20276 м2.

От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной воды, адсорбционная способность и т. д. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнивым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать более существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых породах.

Удельную площадь поверхности фильтрации нефтесодержащих пород с достаточной точностью можно подсчитать по приближенной формуле:

(1.7)

где Sуд – удельная поверхность породы, м2/м3; m – пористость, доли единицы; k – проницаемость, м2.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, колеблется в широких пределах – от 40000 до 230000 м2/м3. Породы, имеющие удельную поверхность более 230000 м2/м3, проницаемы или слабопроницаемы. Они представлены глинами, глинистыми песками, глинистыми сланцами и т.п.

Чем больше удельная поверхность, тем сильнее твердая фаза влияет на движение жидкости и газа. Сужается диапазон фазовой проницаемости.

32 Удельная поверхность фильтрации, ее связь с пористостью и проницаемостью

См.выше

33 Удельная поверхность пород, ее виды и области использования

Ø Объемная

Ø Массовая

54 Перечислите основные фильтрационные и емкостные свойства нефтегазовых пластов, дайте понятие анизотропии нефтегазового пласта

Емкостные свойства – пористость (способность вмещать флюид)

Фильтрационные свойства – проницаемость (способность пропускать жидкость)

Анизотропия –разницы свойств в различных направлениях

55 Основные физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта и покрышки; области их использования.

Физические:

· Механические

· Термодинамические

· Акустические

· капилярные

Физико-технологические

· Буримость породы

· проницаемость

57 Понятие напряжений и деформаций в нефтегазовых пластах

Напряжение – сила, приходящаяся на единицу поверхности и направленная против действующей силы: , то есть напряжение есть сила противодействия, отнесённая к единице поверхности.

Если силы действуют только в одном направлении, то возникают линейные деформации. Если силы действую в плоскости, то возникает плоское напряжённое состояния. Если действуют объёмные силы, то возникает объёмное напряжённое состояние.

Деформации могут быть упругими (обратимыми) и неупругими (необратимыми).

Изменение объёма пласта может быть охарактеризовано относительной объёмной деформацией, изменение формы – деформацией сдвига.

58. Первичные и вторичные напряжения, их связь с условиями залегания пластов и технологическими факторами.

Напряжения делятся на первичные (геологические) и вторичные (возникают при разработке скважины). Напряжение возникает на контактах зерен – концентрация напряжений.

Горное давление – это силы, которые действуют на пласт в его естественном залегании. Это силы, которые обусловлены весом вышележащих слоев, тектоническим движением, давлением газов.

59. Понятие нормальных и касательных напряжений, тензор напряжений.

Напряжение – реакция пласта на приложенную нагрузку.

В зависимости от того, как действуют напряжения, оно

Подразделяется на:

sx,sy,sz – нормальное напряжение,

tij – касательное напряжение.

S ij – тензор напряжений.

где σ – главное (нормальное) напряжение, P ik– совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i≠k.

Напряжённое состояние приводит к тому, что пласт подвергается деформации.

Напряжения могут быть охарактеризованы диаграммой Мора.

61. Виды напряженного состояния нефтегазовых платов, тензор напряжений.

Напряжение – реакция пласта на приложенную нагрузку.

Выберем из массива породы эллипсоидный элемент и рассмотрим реакции:

Если напряжения действуют в одном направлении, то мы получим одноосное напряжённое состояние.

Если напряжения действуют в плоскости в разных направлениях, мы получим плоское напряжённое состояние.

Если у нас происходит изменение напряжения в объёме, возникает объёмное напряжённое состояние.

При реализации эксперимента модель даёт нам одноосное напряжение, тогда как в пласте объёмное напряжённое состояние.

В зависимости от того, как действуют напряжения, оно подразделяется на:

sx,sy,sz – нормальное напряжение,

tij – касательное напряжение.

S ij – тензор напряжений.

где σ – главное (нормальное) напряжение, P ik– совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i≠k.

Напряжённое состояние приводит к тому, что пласт подвергается деформации.

62. Виды деформаций, тензор деформаций.

Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений.

Деформация зависит от вида напряжённого состояния, т.о. можно выделить:

линейные деформации;

сдвиговые деформации;

объёмные деформации.

Суммарная деформация gху, gуz, gхz – величина, на которую уменьшается прямой угол между соответствующими гранями выбранного нами из массива пласта куба в результате сдвига.

Деформации удлинения и сдвига можно разложить на составляющие по осям координат и написать тензор деформаций:

63. Зависимость деформаций от напряжений, упругие и пластические деформации.

Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений.

В случае линейной деформации можно записать относительно продольную деформацию: e=D1/1. Нормальные составляющие напряжения обычно вызывают деформации сжатия или растяжения eх, eу, ez.

Касательные напряжения вызывают деформации сдвига gху, gуz, gхz (деформация сдвига обычно измеряется углами сдвига, т.к. из-за малости их величины tgg=g).

Что бы охарактеризовать пласт строят зависимости деформации от напряжения. По этой зависимости выделяют следующие типы поведения пласта:

Пласт, имеющий упругую деформацию. Такой вид деформации описывается законом Гука. Наклон графика характеризуется модулем Юнга.

Пласт упругопластического типа. Переход от упругого состояния в пластическое характеризуется пределом упругости .

Пласт пластического типа.

Пластическая деформация характерна упругопла- стистическим породам, таким как глина, спрессованная порода.

Для пород, слагающих пласты, нарушается закон Гука:

DV/V=(3×(1 - 2×n)/Е×)р, р=(sх+sу+sz)/3. Упругость пласта – это способность пласта сопротивляться изменению размеров тела и его формы

64 Деформационные и прочностные свойства нефтегазовых пластов.

При отсутствии высокого всестороннего давления как в условиях одноосного, так и сложного напряжённого состояния при быстром нагружении или разгрузке в большом диапазоне напряжений подчиняется закону Гука.

По мере увеличения напряжения на сжатие усиливается и деформация.

Если пласт изотропен и однороден, то связь между деформациями и напряжениями запишется так:

eх=1/Е×(sх - n×(sу+sz))

eу=1/Е×(sу - n×(sz+sх))

ez=1/Е×(sz - n×(sу+sх))

где sх, sу, sz – главные нормальные напряжения;

ν - коэффициент Пуассона;

Е - модуль Юнга.

Сдвиговые деформации можно расписать как:

gху=1/G×tху; gуz=1/G×tуz; gzх=1/G×tzх G – модуль сдвига.

Упругие свойства пласта зависят от:

- минералогии;

- особенностей строения в частности солистого строения.

Прочность определяется величиной критических напряжений, при которых происходит разрушение породы.

Критические напряжения:

сжатия;

растяжения

объемное сжатие

сдвиговые

65. Обобщенный закон Гука и область его существования.

В общем случае деформация может быть записана через обобщённый закон Гука, который используется в случае неравномерного напряжённого состояния:

;

;

;

В этих выражениях - модуль продольной упругости, - коэффициент Пуассона (для горных пород 0 – 0,5), который характеризует изменение поперечных размеров.

67.Понятие истинных и эффективных напряжений в нефтегазовых пластах. Связь эффективных напряжений с внутрипластовым давлением.

В реальных геологических условиях на пласт действует горное давление.

Это горное давление воспринимается порами и флюидом:

Рг=σэф+Рпл

При равномерном напряжённом состоянии значение эффективных напряжений может быть вычислено по следующей формуле:

σэф=(σ1 +σ2 +σ3)/3

49. Зависимость фильтрационных и емкостных свойств пласта от эффективных напряжений и области их использования.

В процессе разработки залежи происходит изменение эффективных напряжений, что приводит к тому, что свойства пласта (например m,kпр) оказываются не такими, как до разработки:

m=m0*(e-α*σэф)

m=m0*σ-α

kпр= kпр.0*e-β*σэф

kпр= kпр.0* σ-β

где α,β – коэффициенты, характеризующие m или kпр.

Закон фильтрации при действии эффективных напряжений выражается формулой:

V=k(σ)/μ*gradσ

dp=-dσэф

если мы имеем степенную зависимость, то закон фильтрации запишется след. образом:

V=k*σ1-σ/μ*dσ/dx.

1. Волновые процессы в нефтегазовых пластах, их общая характеристика и роль в нефтепромысловом деле.

Волновые свойства связаны с процессами распространения упругих колебаний в нефтегазовых пластах.

Идея была подсказана самой природой.

На месторождении исследовалось изменение обводнённости, на основе данных строилась диаграмма. Неожиданно кривая изменила своё направление, т.е. обводнённость снизилась. Причиной такого снижения оказалось землетрясение. Отсюда возникло направление использования упругих волн для повышения газонефтеотдачи. Воздействие на пласты дало повышение на 30%.

График зависимости В% от 90 t

Упругие колебания – процесс распространения в породе знакопеременных упругих деформаций.

v²×ѲU=d²U/dt²,

где v – скорость распространения упругих колебаний,

U – упругое смещение.

По частоте упругие колебания подразделяются на:

1. инфразвуковые до 20Гц;

2. гиперзвуковые > 10¹⁰Гц;

3. звуковые от 20 до 20000 Гц;

4. ультразвуковые >20000Гц;

Эти колебания, как и сейсмический диапазон частот, используются в нефтегазовом деле.

Сейсмические колебания быстро затухают, но распространяются на длительное расстояние от центра.

2. Деформации при колебательных и динамических нагрузках.

Деформации бывают продольные поперечные и сдвиговые, в соответствии с этим, волны делятся на:

продольные – характеризуются продольными деформациями попеременного сжатия и растяжения (свойственны газу, воде, нефти и др.)

поперечные – связаны с деформацией сдвига (характерны для твёрдой фазы, т.к. для жидкостей и газов сопротивления сдвигу не существует).

Оба типа волн распространяются по всему объёму пласта и поэтому называются объёмными.

Кроме объёмных волн, существуют волны, связанные с поверхностями раздела – это поверхностные волны. В них движения частиц происходят неравномерно и по разным направлениям.

Если движение происходит в горизонтальной плоскости, то образуются волны, именуемые волнами Лява. Эти поверхностные волны присущи только для твёрдых тел.

Для описания и исследования волн необходимо знать волновые/акустические свойства. Это:

скорости распространения упругих волн;

коэффициенты поглощения упругих волн;

коэффициенты, характеризующие волновое сопротивление;

коэффициенты отражения и преломления.

3. Частотная характеристиика волн в нефтегазовых пластах.

Воздействие: от 0,5 Гц до 20 МГц.

20 МГц - разрушает структуру на небольшем расстоянии от скважины.

Упругие колебания – процесс распространения в породе знакопеременных упругих деформаций.

v²×ѲU=d²U/dt²,

где v – скорость распространения упругих колебаний,

U – упругое смещение.

По частоте упругие колебания подразделяются на:

5. инфразвуковые до 20Гц;

6. гиперзвуковые > 10¹⁰Гц;

7. звуковые от 20 до 20000 Гц;

8. ультразвуковые >20000Гц;

4 Физическая интерпретация волнового уравнения

См. 1-4

5. Типы волн в нефтегазовых пластах

Деформации продольные, поперечные и сдвиговые, в соответствии с этим волны делятся на:

продольные – характеризуются продольными деформациями попеременного сжатия и растяжения (свойственны газу, воде, нефти и др.)

поперечные – связаны с деформацией сдвига (характерны для твёрдой фаза, т.к. для жидкостей и газов сопротивления сдвигу не существует).

Оба типа волн распространяются по всему объёму пласта и называются объёмными.

Кроме объёмных волн, существуют волны, связанные с поверхностями раздела – поверхностные волны. В них движение частиц происходят неравномерно и по разным направлениям.

В зависимости от распространения деформаций, мы можем говорить о скорости распространения волны. Из скорости волны вытекает скорость распространения фронта волны.

Фронт волны – геометрическое место точек, в которых в рассматриваемый момент времени t фаза волны имеет постоянное значение давления.

Если мы рассмотрим с позиции сплошной среды, то :v=ÖЕ/r

6 Скорости распространения упругих волн различных типов

Для горных пород, если известны коэффициенты, такие как модуль Юнга и коэффициент Пуассона:

v_р=Ö3(1-n)/(b×d×(1+n)) - (продольные)

где b - коэффициент сжимаемости,

d - плотность

v_S=Ö3(1-2×n)/(2×b×d×(1+n))=ÖG/d - (поперечные)

где G – модуль сдвига,

d - плотность.

Эта величина связана с отношением (энергии с b, G) скорости распространения продольных колебаний к поперечным:

v_р/v_S=Ö2×(1-n)/(1-2×n)