Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 [ 44 ] 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178

Способность пород BMcnuiTb воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т.е. наличием в них пустот (пор). Каналы, образуемые норами, могут быть условно разделены натри гэуппы: 1) крупные (сверхкапиллярные) - диаметром более 0,5 мм; 2) капн.вдяриые - от 0,5 до 0,0002 мм; 3) субкапнллярные - менее 0,0002 мм.

Отношение суммарного объема пор к общему обьсму образца породы называется коэффициентом полной пористости. 1{го величина у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэффициента пористости составляет от 6 до 52 %, у известняков и доломитов - от 0,65 до 33 %, у песчаников - от 13 до 29 %, а у магматических пород - от 0,05 до 1,25 %. Большие пределы изме-пспня пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием па эту величину многих факторов: взаимного распололсепия зерен, их размеров и формы, состава и типа цементирующего материала и других.

Однако величина коэффициента полной пористости пе в достаточной мере характеризует коллекторские свойства горных пород. Часть пор является закрытыми, т.е. изолирова1И1ыми друг от друга, что делает невозмолсиой миграцию через них нес1)ти, газа и воды. Поэтому наряду с коэффнциегггом полной пористости используют таклсе коэс})-фициеиты открытой и эффективной пористости. Первый из них - это опюшенне к объему образца суммарного объема пор, сообициопщхся между собой, второй - это относительный объем пор, но которым возмолсно двилсеиие заполняющих их жидкостей и газов.

Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, входяпц1м в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющем размерность «метр в квадрате». Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. А из закона фильтрации Дарси с учетом теории размерности следует, что коэффициентом проницаемости равным 1 м обладает образец пористой среды площадью поперечного сечения 1 м и длиной 1 м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па?с составляет 1 мУс.

На самом деле коэффициент проницаемости горных пород значительно меньше: для большинства нефтяных месторождений он колеблется в пределах 0,1...2 мкм т.е. 10"\..2« 10" м, газ добывают из продуктивных пластов с проницаемостью до 5*10" м\

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В

связи с этим про1И1цаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотнонхения компонентов в смеси. Поэтому д.ая характеристики проницаемости нефтесодержапхих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютной называется ирохиищемость пористой среды, на-блюдаюпхаяся ири фильтрации только одной какой-либо фазы (воды, нефти или газа), кото]5ой занолиеиа пористая среда. Под эффективной (фазовой) проницаемостью понимают проницаемость пористой среды для жидкости или газа при одповремеииой фильтрации многофазных систем. Фазовая протгцаемость завнсит от свойств iiopiicToii среды и каждой фазы в отдельности, от соотношения фаз в смеси и существуюиц1х градиентов давления. Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсо;иотной проихищемости.

Ма рис. 7.2. приведены эксперимепта1н>ные зависимости относительной проницаемости песка для воды (к) и нефти (к) от водонасьнцениости норового пространства. Видно, что при водоиасы-пхенгюсти более 20 % фазовая проницаемость гюроды для нефти резко снижается, а при достижеппи водоиасьпцепности около 85 % фильтрация нефти нрекрапщстся вообще, хотя в пласте нефть еще имеется. Объясняется это тем, что за счет молекулярно-поверхиостпых сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, что ведет к уменьнгепию площади сечения фильтрационных каналов. Отсюда следует, что обводнение пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче.

Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся па единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содерлсание остаточной (связанной) воды и нефти.

Удельная поверхность пефтесодерлсащих пород нефтяных месторолсдений, имеюпцхх промьпцлсниое значение, составляет гигантские величины: от 40000 до 230000 ы/ж\ Это связано с тем, что отдельные зерна породы имеют небольшой размер и достаточно плотно упакованы. Породы с удельной поверхностью более 230000 mVm* (глины, глинистые пески, глинистые сланцы и т.н.) являются слабоп-ропицаемыми.

Упругость пласта - это его способность изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки продуктивный пласт находится под давлением, создаваемым весом вышелелсащих пород (горное давление), и противодействующего ему давлением пластовых флюидов (нефти, воды, газа), насыищющих нласт. При отборе исс1)ти

и газа пластовое давление снижается и под действием горного давления объем пласта и пор в нем уменьшается. Это приводит к дополнительному выталкиванию иефти и газа из пор.

Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщеннос ть) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Количественно ее оценивают величиной коэффициента нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности), который находится как доля объема нор, заполненных нефтью (газом или водой).

Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, называемым пластовым. Давление, существовавшее в пласте до начала разработки, называют начальным пластовым. Его величину ориентировочно принимают равной пщростатическому давлению - давлению, создаваемому столбом воды высотой, равной глубине залегания продуктивного пласта, tia самом деле из-за притока жидкости в пласт и отбора ее, давления вышележащих горных пород, действия tcktoihi-ческих сил пластовое давление отличается от гидростатического. Обычно пластовое давление меньше. Однако встречаются и обратные ситуации. Пласты, в которых давление превышает гидростатическое, называют пластами с аномально высоким давлением.

Чем больше пластовое давление, тем при прочих равных условиях больше запасы энергии пласта и тем больше иефти и газа можно извлечь из данного месторождения или залежи.

Температура в пластах также повышается с увеличением глубины их залегания. В разных районах страны динамика роста температуры различна: она возрастает на 1 градус при погружении на глубину 13,3 м - в Грозненском районе и на 50...60 м - в Башкирии.

В зависимости от давления и температуры, а также ее состава смесь углеводородов в пластовых условиях может находиться в различных состояниях: жидком, газообразном или двухфазном (газожидкостная смесь). Как правило, в жидком состоянии смесь находится, когда в ней преобладают тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, а пластовая температура относительно мала. Такие месторождения называются нефтяными.

Условием газообразного состояния смеси углеводородов является преобладание в ее составе метана. В чисто газовых месторождениях его более 90 % (остальное - другие углеводородные газы, а также двуокись углерода, сероводород, азот и др.).

Однако наличие в смеси некоторого количества тяжелых углеводородов ие значит, что она обязательно будет находиться в