На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


реферат Коллекторные свойства пласта

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 04.07.2012. Сдан: 2011. Страниц: 7. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Нефтегазовым  коллектором называется горная порода, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать в ней жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. Качество породы-коллектора нефти и газа определяют ее емкостные и фильтрационные характеристики, определяемые литолого-петрографическим (вещественным) составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде – типом коллектора. Тип коллектора оказывает значительное влияние на характер фильтрации нефти и воды и на выбор способа борьбы с прогрессирующим обводнением скважины.
    Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений  приурочена к коллекторам трёх типов  – гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся  коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых  состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.
    Анализ  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, породы осадочного происхождения –  основные коллекторы нефти и газа.
    В связи с разнообразием условий  формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.
    Нефтяной  пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом  и водой.
    Свойства  горной породы вмещать (обусловлено  пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через  себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС). 
Фильтрационные  и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:
- пористостью;
- проницаемостью;
- капиллярными  свойствами;
- удельной  поверхностью;
- механическими  свойствами.
    ПОРИСТОСТЬ
    Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.
    В зависимости от происхождения различают  следующие виды пор:
    1. Поры между зёрнами обломочного  материала (межкристаллические). Это  первичные поры, образовавшиеся  одновременно с формированием  породы.
    2. Поры растворения – образовались  в результате циркуляции подземных  вод.
    3. Пустоты и трещины, образованные  за счёт процессов растворения  минеральной составляющей породы  активными флюидами и образование  карста.
    4. Поры и трещины, возникшие под  влиянием химических процессов,  например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (МgСО3) – при доломитизации  идёт сокращение объёмов породы  на 12%.
    5. Пустоты и трещины, образованные  за счёт выветривания, эрозионных  процессов, закарстовывания.
    Виды  пор (2)-(5) – это так называемые вторичные поры, возникшие при  геолого-химических процессах.
    Объём пор зависит от:
    - формы зёрен;
    -сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);
    - размера зёрен;
    - укладки зёрен – при кубической  укладке пористость составляет  » 47,6%, при ромбической укладке  – 25,96% (см. рис. 1.1);
    - однородности и окатанности зёрен;
    - вида цемента (см. рис. 1.2). 

    
    Рис. 1.1. Различная укладка  сферических зёрен  одного размера, составляющих пористый материал: а – менее плотная  кубическая укладка, б – более компактная ромбическая укладка
    
     
       
    
         Рис. 1.2. Разновидности  цемента горных пород
    Не  все виды пор заполняются флюидами, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.
    Виды  пористости
    Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный  объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых.
    Пористость  открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор.
    На  практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.
    Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) в процентах зависит от объема всех пор: 

     (1.1)
    Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор: 

     (1.2)
    Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация. 

     (1.3)
    Для зернистых пород, содержащих малое  или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная  пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.
    Для коэффициентов пористости всегда выполняется  соотношение:
    mп > mo > mэф. (1.4)
    Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%
    Поровые каналы нефтяных пластов условно  подразделяются на три группы:
    - субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически непроницаемые:  глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);
    - капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);
    - сверхкапиллярные > 0,5 мм.
    По  крупным (сверхкапиллярным) каналам  и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных  сил.
    В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически  никакого движения не происходит.
    Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).
    Коэффициенты  пористости некоторых осадочных  пород
    Таблица 1.1
    
        Горная порода     Пористость, %
        Глинистые сланцы     0,54-1,4
        Глины     6,0-50,0
        Пески     6,0-52
        Песчаники     3,5-29,0
        Известняки     до 33
        Доломиты     до 39
        Известняки  и доломиты, как покрышки     0,65-2,5
    Пористость  пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому  материалу. Пористость пласта на больших  участках определяется статистически  по большому числу исследованных  образцов керна.
    С пористостью связаны величины насыщения  пласта флюидами: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн), величины, выраженные в долях или в процентах.
    Связь пористости и коэффициента насыщенности (в долях): 

    
    . (1.5)
    Sнасыщ = 1; Sг = 1 – (SB + SH). (1.6)
    
    Рис. 1.3. Влияние естественного  уплотнения пород  на их пористость:1. –  песчаники, 2. – глины
    Общая и открытая пористость зависят от:
    глубины залегания, падает с увеличением глубины (рис. 1.3.);
    от плотности пород;
    количества цемента и др.
    ПРОНИЦАЕМОСТЬ
    Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность  пропускать через себя жидкости и  газы при перепаде давления.
    Абсолютно непроницаемых тел в природе  нет. При сверхвысоких давлениях  все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах  давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически  непроницаемыми для жидкостей и  газов (глины, сланцы и т.д.).
    Хорошо  проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рис. 1.4). 

    
    
      
 
     
 
     
     
         Рис. 1.4. Пример массивной  пакетной упаковки глин – фильтрация происходит через каналы между  пакетами 
 
 
 

    Рис. 1.5. Пример упорядоченной  пакетной упаковки глин – фильтрация практически  не происходит 

    К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией (рис. 1.5). 

    Линейная  фильтрация нефти  и газа в пористой среде
    Для оценки проницаемости горных пород  обычно пользуются линейным законом  фильтрации Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр (рис. 1.6), установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления.
    
    Рис. 1.6. Схема экспериментальной  установки Дарси для изучения течения воды через песок
    Согласно  уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления: 

     (1.7)
    где Q – объёмная скорость воды;
    v – линейная скорость воды;
    F – площадь сечения, F = pd2/4;
    L – длина фильтра;
    k – коэффициент пропорциональности .
    Нефть – неидеальная система (компоненты нефти взаимодействуют между  собой), поэтому линейный закон фильтрации для нефти, содержит вязкость, учитывающую  взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы:
     
(1.8)

    где m – вязкость нефти.
    В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется  коэффициентом пропорциональности k (1.7), который называется коэффициентом проницаемости (kпр).
    Размерность коэффициента проницаемости (система  СИ) вытекает из соотношения: 

     (1.9)
    Размерность параметров уравнения Дарси в разных системах единиц
    Таблица 1.2
    
    Параметры уравнения     Размерность
    СИ     СГС     НПГ
    Объемный  дебит, Q     м3 / с     см3 / с     см3 / с
    Площадь поперечного сечения фильтра, F     м2     см2     см2
    Длина фильтра, L     м     см     см
    Перепад давления, ?P     Па     дн / см2     атм
    Вязкость  жидкости, µ     Па  · с     дн · с / см2     спз (сантипуаз)
 
    В системе СИ коэффициент проницаемости  измеряется в м2; в системе СГС [kпр] = см2; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [kпр] = Д (Дарси).
    1 Дарси = 1,02?10-8 см2 = 1,02 · 10-12 м2 » 1 мкм2.
    Проницаемостью  в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2 длиной 1 м и при перепаде давления 1 Па, при которой расход жидкости вязкостью 1 Па?с составляет 1 м3.
    Пористая  среда имеет проницаемость 1 Дарси, если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью 1 спз (спуаз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см2 и перепаде давления 1 атм., расход жидкости на 1 см длины породы составляет 1 см3/сек.
    Физический  смысл размерности проницаемости  – это площадь сечения каналов  пористой среды, через которые идет фильтрация.
    Существует  несколько типов каналов:
    - субкапиллярные;
    - капиллярные;
    - трещины;
    - разрывы.
    Приведённые выше уравнения справедливы при  условии движения несжимаемой жидкости по линейному закону Дарси.
    В случае фильтрации газа это условие  не выполняется. При перепаде давления объём газа изменяется, и оценивается  по закону Бойля-Мариотта:
    При Т = const, P·V = const (1.10)
    При линейной фильтрации газа оценивается  средняя скорость фильтрации (Vср): 
Vcр· Pср = Vо ·Pо = V1· P1 = V2 · P2, (1.11)

    Pср = (P1 + P2) / 2, (1.12)
    Vcр = Vо·Pо / Pср = 2·Vо·Pо / (P1 + P2). (1.13)
    Тогда, средний объёмный расход газа будет  равен: 

     (1.14)
    Отсюда  уравнение коэффициента проницаемости  для газа: 

     (1.15) 
 

    Радиальная  фильтрация нефти  и газа в пористой среде
     Процесс притока пластовых флюидов  из пласта в скважину описывается  моделью радиальной фильтрации. В  этом случае образец породы представляется в виде цилиндрического кольца с  проводящими каналами в осевом направлении (рис. 1.7). 
 
 
 
 
 

    Рис. 1.7. Схема радиального  притока жидкости в скважину 

    Площадь боковой поверхности цилиндра: F=2prh, таким образом уравнение Дарси для радиальной фильтрации будет иметь следующий вид: 

     (1.16)
    Отсюда, дебит при радиальной фильтрации жидкости: 

     (1.17)
    Таким образом, коэффициент проницаемости  при радиальной фильтрации: 

     (1.18) 
 

    Оценка  проницаемости пласта, состоящего из нескольких пропластков различной проницаемости
    Пласт состоит, как правило, из отдельных  пропластков, поэтому общая проницаемость пласта (kпр) оценивается с учетом проницаемости пропластков и направления фильтрации. 

    
    Рис. 1.8. Линейная фильтрация в пласте, состоящем  из нескольких изолированных  пропластков различной мощности и проницаемости.
    При линейной фильтрации жидкости в пласте, состоящем из нескольких изолированных  пропластков различной мощности и проницаемости (рис. 1.8), средняя проницаемость пласта рассчитывается следующим образом: 

     (1.19)
    где hi – мощность i-го пропластка;
    ki – проницаемость i-го пропластка. 

    
    Рис. 1.9. Линейная фильтрация через пласт, имеющий  несколько последовательно  расположенных зон  различной проницаемости.
    При линейной фильтрации жидкости через  пласт, имеющий несколько последовательно  расположенных зон различной  проницаемости (рис1.9), коэффициент проницаемости пласта рассчитывается следующим образом:
     (1.20)
    где Li – длина i-го пропластка;
    ki – проницаемость i-го пропластка. 

    
    Рис. 1.10. Радиальная фильтрация через пласт, имеющий  несколько концентрически расположенных зон  различной проницаемости.
    При радиальной фильтрации жидкости через  пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной  проницаемости (рис. 1.10), средняя проницаемость  пласта оценивается следующим образом: 

     (1.21)
    где rk – радиус контура;
    rс – радиус скважины;
    ri – радиус i-го пропластка;
    ki – проницаемость i-го пропластка. 
 

    Классификация проницаемых пород
    По  характеру проницаемости (классификация  Теодоровича Г. И.) различают коллектора:
    - равномерно проницаемые;
    - неравномерно проницаемые;
    - трещиноватые.
    По  величине проницаемости (мкм2) для нефти выделяют 5 классов коллекторов:
    1. очень хорошо проницаемые (>1);
    2. хорошо проницаемые (0,1 – 1);
    3. средне проницаемые (0,01 – 0,1);
    4. слабопроницаемые (0,001 – 0,01);
    5. плохопроницаемые (<0,001).
    Для классификации коллекторов газовых  месторождений используют 1–4 классы коллекторов.
    Виды  проницаемости
    Проницаемость абсолютная (физическая) – проницаемость  пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:
    1. Отсутствие физико-химического взаимодействия  между пористой средой и этим  газом или жидкостью.
    2. Полное заполнение всех пор  среды этим газом или жидкостью.
    Для продуктивных нефтяных пластов эти  условия не выполняются.
    Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость  пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном  наличии в порах другой фазы или  системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).
    При фильтрации смесей коэффициент фазовой  проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для  пласта в целом.
    Относительная проницаемость – отношение фазовой  проницаемости к абсолютной.
    Проницаемость горной породы зависит от степени  насыщения породы флюидами, соотношения  фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.
    Фазовая и относительная проницаемости  для различных фаз зависят  от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и пористых фаз.
    Насыщенность  – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой  проницаемостью.
    Предполагается, что продуктивные пласты сначала  были насыщены водой. Водой были заполнены  капилляры, трещины, каналы.
    При миграции углеводороды, вследствие меньшей  плотности, стремятся к верхней  части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким  образом, в пласте остаётся связанная  вода.
    Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой  и газом.
    Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:
     (1.37)
    Обычно  для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.
    Для нефтяных месторождений справедливо  следующее соотношение:
    SН + SВ = 1. (1.38)
    Для газонефтяных месторождений:
    SВ + SН + SГ = 1. (1.39)
    Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность SВ < 25%.
    Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.
    При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.
    При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.
    Экспериментально  изучался поток при одновременном  содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного  насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и  трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной  диаграммы (рис. 1.11). 

    
    Рис. 1.11. Области распространения  одно-, двух- и трёхфазного  потоков:1. – 5% воды; 2. – 5% нефти; 3. – 5% газа.
    Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока.
    Удельная  поверхность пористой среды
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 малых размеров отдельных зерен песка и большой  плотности их укладки поверхность  порового пространства пласта может  достигать огромных размеров, что  значительно осложняет задачу полного  извлечения нефти из породы.
Величиной удельной поверхности определяются многие свойства горной породы: проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и др. Очень  важно знать удельную поверхность  нефтеносных пород также в  связи с большим влиянием молекулярно-поверхностных  сил на процессы фильтрации нефти. Установлено, что, кроме объемных свойств жидкостей  и газов, как, например, плотность, вязкость, на законы фильтрации влияют еще и  молекулярные явления, происходящие на контактах жидкости и породы. Эти  молекулярно-поверхностные явления  могут существенным образом изменять характер фильтрации. Обычные объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются молекулами, распространенными внутри жидкой фазы, и поэтому при фильтрации жидкости через крупнозернистую породу с относительно небольшой удельной поверхностью роль молекул, находящихся на поверхности, невелика, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда, через которую движется жидкость, имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления могут оказать большое влияние на процесс фильтрации жидкости.
    Таким образом, удельная поверхность представляет одну из важнейших характеристик  горной породы.
    Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся  простоту понятия удельной поверхности, изучение и точное определение ее величины — сложная задача. Дело в том, что поры в пористой среде  представлены каналами размером от десятков и сотен микрон до размеров, сравнимых  с размерами молекул. Поэтому  удельная поверхность глин или других адсорбентов, играющая, например, роль в процессах адсорбции, не имеет  для данного пористого вещества определенной величины, а зависит  от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул с близкими размерами принципиально возможно из опытных данных получить близкие  значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента. 


и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.