Реологические модели.

Важным моментом в понимании деформационных свойств являются реологические модели.

Реологические модели описывают схематизированное поведение породы при деформации посредством отдельных элементов.

1. Модель Гука (Упругая) 2. Модель Ньютона (Вязкая)

Нет возрастания

деформаций поршня

3. Модель Кельвина-Фогта 4. Модель Максвелла (Упруго-вязкая)

/параллельная/ /последовательная/

5. Пластическая модель 6. Модель Бингама-Шведова

(вязкопластическая)

22. Прочность и разрушение нефтегазового пласта.

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

Критические напряжения делятся на напряжения:

• сжатия;

• растяжения;

• объёмного сжатия;

• сдвиговые,

действия которых определяются видом напряжённого состояния.

Разрушение – разрыв между частицами кристаллической решётки и молекулами.

Разрыв межатомных связей в разрушающейся решётке происходит, если касательные напряжения G/(2); нормальные - 0.1Е

Для нефтегазовых пластов эти величины составляют: 1.510^-3G/(2); 1.510^-30.1Е.

Нефтегазовые пласты в отличие от сплошной среды имеют дефекты: поры, трещины и явления концентрации напряжений (возникающими в местах контакта зёрен). В этих местах нормальные напряжения  намного превышают приложенную нагрузку.

Рассмотрим фиктивную модель:

Р

1

1  /Рk1/1

К тому же наличие границ зёрен приводит к тому, что при изменении горного давления происходят

пластические деформации, образуются дислокации.

С целью изменения концентрации напряжений на границах зёрен, для чего должны быть достигнуты минимальные напряжения, происходит переупаковка зёрен.

В результате применения ГРП (гидроразрыва), вторичного вскрытия (пластовой перфорации), процесса бурения происходит вынос песка (под действием разницы давлений происходит отрыв отдельных частиц, которые устремляются в скважину).

23. Физический механизм разрушения пласта. Теория прочности Мора.

Для удобства понимания можно представить разрушение в виде кругов Мора:



k_сц 

_р _сж 

k_сц – коэффициент сцепления.

Положение огибающей будет характеризовать условие разрушения в случае сложно напряжённого состояния.

Огибающую можно представить так: =k_сц+tg

Это соотношение называется паспортом прочности. Физический смысл таков: он выражает предел прочности на срез.

Прочность зависит от:

• микроструктуры пласта;

• пористости;

• минерального состава.

Для примера: с ростом цементирующего вещества между зёрнами прочность падает. С ростом пористости – прочность падает.

_сж=_сж.0(1 - аk_п)²

k_п0

а – коэффициент, характеризующий структуру пласта.

Коэффициент анизотропии показывает различие плоскостных свойств вдоль и поперёк напластования.

k_ан=_/_II1 (растяжение)

k_ан=_/_II1 (сжатие)

Для песчаника: _сж1/410⁸_II; _сж1/310⁸_;

_р 8.310⁶_II; _р 7.310⁶_.

27. Типы волн в нефтегазовых пластах и их характеристика.

Упругие колебания – процесс распространения в породе знакопеременных упругих деформаций.

v²²U=²U/t²,

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.

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.

28. Поглощение и отражение упругих волн, коэффициенты характеризующие явление.

Скорость распространения волны не зависит от частоты. Но от частоты зависят затухания волны (амплитуда со временем затухает по мере удаления от источника).

Затухание обусловлено:

1. Поглощением части волновой энергии породой и трансформацией этой энергии в тепло;

2. Рассеянием акустической энергии на элементах фрагментарности (границах зёрен, порах) в различных направлениях.

Амплитуда волны падает по мере прохождения волны по следующему закону:

U=U₀е^-х,

где U₀ – амплитуда упругих колебаний;

U – амплитуда на расстоянии х;

 - коэффициент поглощения [1/м].

Коэффициент поглощения показывает потерю энергии по мере прохождения вглубь пласта.

Этот коэффициент зависит от свойств породы, таких как: тепловые свойства, коэффициент внутреннего трения, структура, а также частота колебания.

Для однородных тел зависимость () (от частоты) записывается по закону Стокса-Кирхгофа.

Для однородных сред: ^,=2/3(²/(v³)),

где  - циклическая частота;

 - коэффициент вязкости;

 - плотность среды.

=2f

Для реальных, пористых сред зависимость коэффициента поглощения от частоты носит логарифмический характер.

=F(f)

В данном случае оказывает влияние характер насыщения. , как функция f будет различной, в зависимости от насыщения водой, нефтью или газом.

Ф_р Ф_s

Г В

Н Н

В Г

f f

Важным моментом является логарифмический декремент затухания.

D=v/f – эта величина вводится, чтобы можно было избавиться от влияния частоты.

Соотношение D/ получило название коэффициента механических потерь;

а /D – добротности.

Часто в расчётах используется удельное волновое сопротивление пласта:

Z=v

Этот коэффициент характеризует способность пласта отражать и преломлять упругие волны.

Коэффициент отражения – это отношение энергии отражённой волны к энергии падающей волны:

k₀=А₀/А=(z₁ - z₂)/(z₁+z₂),

где z- удельное волновое сопротивление

Чем больше разница волновых сопротивлений, тем больше энергии отражается.

Также больше энергии отражается, с ростом контрастности сред.

При переходе из воздуха в воду отражается более 99,8% их энергии, а из воды в породу – до 85%.

Т.о. от коэффициента отражения зависит эффективность передачи волновой энергии в пласт.

29. Взаимодействие упругих волн с нефтегазовым пластом.

Слоистое строение нефтегазового пласта приводит к различию скоростей упругих волн при прохождении вдоль и поперёк пласта, причём v_II>v_ .

Вдоль слоёв: Поперёк слоёв:

Если скорость будет перпендикулярна слоям: v_=v_i/u_i,

где v_i – объём i-ого слоя, u_i – скорости распространения в i-ом слое.

Если скорость будет параллельна слоям: v_II=v_iu_i.

Для продольных и поперечных волн зависимости от характера насыщения различны и претерпевают инверсию.

Это происходит по следующим причинам:

• Проникновение продольных и поперечных волн в пласт различно;

Для примера возьмём водоносный пласт, то вдали от скважины будут фиксироваться продольные волны, а вблизи скважины – поперечные.

• Содержание глины в пласте оказывает существенную роль;

С ростом коэффициента глинистости растёт коэффициент поглощения.

_р,s

S

Р

К_гл

• Влияет трещинноватость:

Коэффициент поглощения растёт с ростом коэффициента трещинноватости.

_р,s

S

Р

К_тр

Вывод: поперечные волны более чувствительны к неоднородности пласта.

30. Волновые свойства нефтегазовых пластов, их определение и области использования.

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

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.

Области использования:

Технология низкочистотного воздействия. Прирост 30%, все остальные 10-15

31. Природный тепловой режим нефтегазового пласта, характеризующие его параметры и свойства.

32. Типы теплопроводности и их физический смысл

1. кондуктивный перенос тепла;

Осуществляется вследствие соударения молекул, электронов и агрегатов элементарных частиц друг с другом. (Теплота переходит от более нагретого тела к менее нагретому). Или в металах: постепенная передача колебаний кристаллической решётки от одной частицы к другой (упругие колебания частиц решётки – фононная теплопроводность).

2. конвективный перенос;

Этот перенос связан с движением частиц флюидов и обусловлен перемещением микроскопических элементов веществ, его осуществляет свободное или вынужденное движение теплоносителя.

Под воздействием градиента температуры в земной коре возникают конвективные потоки не только тепла, но и вещества. Возникает термогидродинамический градиент давления.

t

Н

Можно наблюдать и такое явление, что при возникновении гидродинамического градиента давления нефть удерживается в пласте без покрышки.

3. Теплообмен, связанный с излучением.

Радиоактивная единица в результате распада выделяет тепло, и это тепло выделяется вследствии излучения.

33. Тепловые свойства нефтегазового пласта, характеристика и область использования.

Тепловыми свойствами являются:

1. Коэффициент теплоёмкости с

2. Коэффициент теплопроводности 

3. Коэффициент температуроппроводности а

1. Теплоёмкость:

с – количество теплоты, необходимое для повышения температуры вещества на один градус при заданных условиях (V, Р=соnst).

с=dQ/dТ

Средняя теплоёмкость вещества: с=Q/Т.

Т.к. образцы породы могут иметь разную массу, объём, то для более дифференцированной оценки вводятся специальные виды теплоёмкости: массовая, объёмная и молярная.

• Удельная массовая теплоёмкость [Дж/(кгград)]:

С_m=dQ/dТ=С/m

Это количество теплоты, необходимое для изменения на один градус единицы массы образца.

• Удельная объёмная теплоёмкость [Дж/(м³К)]:

С_v=dQ/(VdТ)=С_m,

где  - плотность

Количество теплоты, которое необходимо сообщить единице для повышения её на один градус, в случае Р, V=соnst.

• Удельная молярная теплоёмкость [Дж/(мольК)]:

С_=dQ/(dТ)=МС_m,

где М – относительная молекулярная масса [кг/кмоль]

Количество теплоты, которое надо сообщить молю вещества для изменения его температуры на один градус.

Теплоёмкость является аддитивным свойством пласта:

С_i=_j=1^С_jК_i, где К_i=1, К – количество фаз.

Теплоёмкость зависит от пористости пласта: чем больше пористость, тем меньше теплоёмкость.

(с)=с_ск_ск(1-k_п)+с_з_зk_п,

где с_з – коэффициент заполнения пор;

k_п – коэффициент пористости.

2. Теплопроводность.

 [Вт/(мК)] характеризует свойство породы передавать кинетическую (или тепловую) энергию от одного элемента к другому.

Коэффициент теплопроводности – количество тепла, проходящее за единицу времени через кубический объём вещества с гранью единичного размера, при этом на других гранях поддерживается разница температур в один градус (Т=1).

Коэффициент теплопроводности зависит от:

• минерального состава скелета. Разброс значений коэффициентов может достигать десяти тысяч раз.

Например, самый большой  у алмаза – 200 Вт/(мК), т.к. у его кристалла практически отсутствуют структурные дефекты. Для сравнения,  воздуха составляет 0,023 Вт/(мК), воды – 0,58 Вт/(мК).

• степени наполненности скелета.

• Теплопроводности флюидов.

Существует такой параметр, какконтактный коэффициент теплопроводности.

Наибольшим из контактных коэффициентов обладает кварц – 7-12 Вт/(мК). Далее идут гидрохимические осадки, каменная соль, сильвин, ангидрит.

Пониженный контактный коэффициент имеют уголь и асбест.

Аддитивность для коэффициента теплопроводности не соблюдается, зависимость не подчиняется правилу аддитивности.

Например, теплопроводность минералов может быть записана следующим образом:

1g=v_i1g_i,

где 1g_i – логарифм  i-ой фазы с объёмным содержанием v_i.

Важным свойством является величина обратная теплопроводности, именуемая тепловым сопротивлением.

Вследствие теплового сопротивления, мы имеем сложное распределение тепловых полей. Это приводит к тепловой конвекции, благодаря которой могут образовываться особые типы залежей – не обычная покрышка, а термодинамическая.

Термодинамическое сопротивление снижается со снижением плотности, проницаемости, влажности, а также (в северных районах) степени льдистости.

Повышается оно при замещении воды нефтью, газом или воздухом в процессе теплового изменения давления, с увеличением слоистой неоднородности, явления анизотропии.

Наибольшим тепловым сопротивлением обладают угли, сухие и газонасыщенные породы.

При переходе от терригенных пород к карбонатным тепловое сопротивление снижается.

Минимальным тепловым сопротивлением обладают гидрохимические осадки, такие как галит, сильвин, мирабелит, ангидрит, т.е. породы, обладающие структурой пластинчатой соли.

Глинистые пласты, среди всех пластов, выделяются максимальным тепловым сопротивлением.

Из всего этого мы можем заключить, что тепловое сопротивление определяет степени тепловой инерции, тепловой проводимости.

3. Температуропроводность.

На практике часто используется такой коэффициент, как температуропроводность, который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе теплопередачи.

а=/(с), когда =соnst.

На самом деле «а» не является постоянной, т.к.  является функцией координат и температуры, а с – коэффициента пористости, массы и т.д.

При разработке мы можем использовать процессы, в которых возможно возникновение внутреннего источника тепла (например, закачка кислоты), в таком случае уравнение будет выглядеть так:

Т/t=а²Т+Q/(с),

где Q – теплота внутреннего источника тепла,  - плотность породы.