Физика пласта (Ответы на экзамен)

Капиллярное давление

Р_к=2соs/r_к,

где соs - косинус угла смачивания;

 - поверхность натяжения.

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.

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

I(S)=Р_к(S)/Р

I(S)

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

увеличение насыщения водой (пропитка)
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.

14. Гидрофильные и гидрофобные пласты, характеристика и основные свойства.

– гидрофобный пласт

– гидрофильный пласт

Для гидрофобных пластов фазовая проницаемость по воде выше, чем для гидрофильных, следовательно: не следует заводнять гидрофобные пласты (они лучше проводят воду). В них присутствует эффект смазки. Жидкость встречает меньше сопротивления, т.к. поверхность не оказывает влияния на движение.

если 090 - преимущественно гидрофильная поверхность;

если 90180 - преимущественно гидрофобная поверхность.

К преимущественно гидрофобным поверхностям относятся поверхности таких минералов как: битумы, ископаемые угли, гидрофобные глины (нефтематеринские породы, например баженовские глины).

К преимущественно гидрофильным – остальные глины, кварц, полевые шпаты, кальцит.

Поверхности таких минералов как доломит, ангидрит, а также известняк относятся либо к преимущественно гидрофильным, либо имеют избирательную смачиваемость.

Избирательная смачиваемость наиболее вероятна, если пластовые воды были повышенной минерализации, с повышенным содержанием ионов Са и Мg.

В карбонатных коллекторах условия для возникновения гидрофобных поверхностей более благоприятны, чем в терригенных.

15. Способы определения смачиваемости пласта.

(см 14)

Для оценки смачиваемости используют классический подход, связанный с нахождением угла , но он довольно условен. Характеристика имеет классификационный характер, и выглядит классификация следующим образом:

=0 - поверхность полностью гидрофильна;

=180 - поверхность полностью гидрофобна.

Наша поверхность в основном относится к смешанному (неравномерно смачиваемому) типу, т.к. нефть состоит из смоло-асфальтеновых компонентов, которые, адсорбируясь гидрофильными (по большей части своей) минералами, гидрофобизуют пласт, а плёнка адсорбированных тяжёлых углеводородов располагается неравномерно.

полевой

SiО₂ шпат плагиоклаз

В газовых месторождениях присутствует до 28-30% адсорбированных углеводородов.

Поверхность, покрытая битуминозной массой, гидрофобная. Поэтому наряду с гидрофильной поверхностью у нас присутствуют отдельные участки гидрофобности, что даёт сложную мозаичную смачиваемость пласта.

Поэтому такие мозаичные поверхности делятся в зависимости от угла  на следующие типы:

если 090 - преимущественно гидрофильная поверхность;

если 90180 - преимущественно гидрофобная поверхность.

К преимущественно гидрофильным – остальные глины, кварц, полевые шпаты, кальцит.

Минералогический состав и углы смачивания на границе пластинки и капли не информативны.

Академиком Ребиндером был введён новый способ оценки смачиваемости: образец, предварительно насыщенный пластовой нефтью, изучают на какое-то физическое свойство, затем этот образец экстрагируют (удаляют все органические компоненты, в том числе смоло-асфальтеновый состав), снова проверяют на то же свойство и по разнице оценивают, какая часть была занята смоло-асфальтенами. Он предложил следующий параметр:

=Q_см.в/Q_см.н - коэффициент Ребиндера,

где Q_см.в – теплота смачивания в водоносной среде;

Q_см.н – теплота смачивания в нефтеносной среде.

Ребиндер обнаружил, что если на горизонтальную поверхность воздействовать ПАВ, то деформационные свойства изменятся (поверхность станет мягче, так что её легче будет бурить).

По коэффициенту Ребиндера определяют характер смачивания:

если >1, то пласт гидрофильный;

если 1, то пласт гидрофобный.

Конечно, этот способ не нашёл определённого применения, поскольку дифференциация по теплоте смачивания невелика.

Был предложен способ изучения параметра Ребиндера с помощью ядерно-магнитного резонанса. Если мы воздействуем магнитным полем, а затем поле снимаем, молекулы начинают прецессировать и  определяется по спиновому времени (времени релаксации). Этот способ получил название – метода спиново- решёточной релаксации.

=_в/_н

Выравнивание собственных моментов по направлению естественного магнитного поля и искусственного, которое мы создаём.

Н

16. Влияние смачиваемости на природную и технологическую структуру многофазного пласта.

( см 14, 15)

17. Напряжение и деформации нефтегазового пласта.

Горное давление – механические силы, которые действуют в пласте, как в его природном состоянии, так и в техногенном изменении пласта.

Напряжение – реакция пласта на приложенную нагрузку.

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.

В зависимости от того, как действует напряжение, оно подразделяется на:

первичные – напряжения, связанные с образованием пласта;

вторичные – напряжения, связанные с деятельностью человека.

_х _ху _хz

S_ij _ух _у _уz = Р_ik,

_zх _zу _z

где  - главное (нормальное) напряжение, Р_ik – совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при ik.

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

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

линейные деформации;
сдвиговые деформации;
объёмные деформации.

18. Зависимость деформаций от напряжений, разрушение пород, упругие и пластические де формации.

Типичные графики зависимости () выглядят следующим образом:

Упруго-хрупкий тип деформации

Упруго-пластичный тип деформации

Пластичный тип деформации

Пласт, имеющий упругую деформацию. Такой вид деформации описывается законом Гука. Наклон графика характеризуется модулем Юнга. Пластупругопластического типа. Переход от упругого состояния в пластическое характеризуется пределом упругости .

Пласт пластического типа. Пластическая деформация характерна упругопластическим породам, таким как глина, спрессованная порода.

Для пород, слагающих пласты, нарушается закон Гука:

V/V=(3(1 - 2)/Е)р, р=(х+у+z)/3. Упругость пласта – это способность пласта сопротивляться изменению размеров тела и его формы.

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

х=1/Е(х - (у+z))

у=1/Е(у - (z+х))

z=1/Е(z - (у+х))

где х, у, z – главные нормальные напряжения;

ν - коэффициент Пуассона;

Е - модуль Юнга.

Сдвиговые деформации можно расписать как:

ху=1/Gху; уz=1/Gуz; zх=1/Gzх G – модуль сдвига.

Разрушение – разрыв между частицами кристаллической решётки и молекулами.

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

19. Тензор Напряжений и тензор деформаций.

Р_ik – совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при ik.

Тензор напряжений Тензор деформаций

_х _ху _хz

S_ij _ух _у _уz = Р_ik,

_z_х _z_у _z

Деформации удлинения и сдвига можно разложить на составляющие по осям координат и на их основе написать тензор деформаций T.

20. Упругие свойства нефтегазовых пластов и взаимосвязь между ними.

Большая часть пород 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.

Можно приблизительно подобрать такие значения, что деформацию можно будет считать линейной.





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

_х=1/Е(_х - (_у+_z))

_у=1/Е(_у - (_z+_х))

_z=1/Е(_z - (_у+_х))

х, у, z – главные нормальные напряжения;

- коэффициент Пуассона;

Е - модуль Юнга.

Сдвиговые деформации можно расписать как:

_ху=1/G_ху;

_уz=1/G_уz;

_zх=1/G_zх.

G – модуль сдвига.

Связь между такими параметрами, как G,  и Е находится с помощью соотношения:

G=Е/(2(1+))

Упругие свойства пласта зависят от:
минералогии;
особенностей строения, в частности:

слоистого строения

Е₁ V₁ 1₁

Е₂ V₂ 1₂

Е₃ V₃ 1₃

При сдавливании пласта поперёк напластований его общая деформация складывается из полных деформаций всех слоёв и:

1/Е_=V_i/Е_i

При сдавливании пласта вдоль напластований, то направления суммируются и:

Е_II=V_iЕ_i

Анизотропия – разница свойств Е_ и Е_II напластований.

Т.о. выражается анизотропия деформационных свойств. Величина анизотропии характеризуется цифрами 0.7¼1.55. (Антрацит, глина, песчаник).

Модули упругости зависят от направления исследований.

Пористость

Относительное удлинение связано с пористостью зависимостью:

Е/Е₀=(1 - аk_п)²

Минимальными значениями, связанными с модулем Юнга, как правило, обладают кварцы, а полевые шпаты и известняки – максимальным.

Предел прочности

Напряжение, при котором возникает разрушение пласта, называется пределом прочности.



_р - линия соответствует упругой

модели,

- пластичной.



21. Пластические свойства нефтегазового пласта, реологические модели, явление ползучести и релаксации напряжений.

Содержание