Движение смеси жидкости и газа на примере их фильтрации через песок, песчаник, пористые известняки и доломиты проиллюстрировано на рисунках 3.10-3.11.
Рис. 3.10. Зависимость относительной проницаемости песка (а) и песчаника (б) для газа и жидкости от водонасыщенности
Анализ приведенных зависимостей отражает закономерности в движении жидкости и газа в различных типах коллекторов. При содержании в поровом пространстве до 30 % жидкости для песков, известняков, доломитов, а в песчаниках до 60 %, относительная проницаемость для жидкой фазы (k'Ж) равна нулю.
Относительная проницаемость для газа (k'Г) для песков, известняков и доломитов ~ 60 %, песчаников ~ 30 %. Жидкость с увеличением ее содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. То есть, при обводнённости до 60 % из пласта можно добывать чистый газ.
Рис. 3.11 Зависимость относительной проницаемости пористых известняков и доломитов для газа и жидкости от водонасыщенности
При газонасыщенности песка и песчаника до 10-15 %, известняка до 25-30 %, газ остается неподвижной фазой. Относительная проницаемость для него (k'Г) равна нулю. Однако наличие свободного газа, выделившегося из нефти в пласте, отрицательно влияют на условия ее фильтрации.
При небольших количествах свободного газа, находящегося в поровом пространстве, сильно снижается проницаемость среды для нефти.
Относительные проницаемости для жидкой фазы при газонасыщенности пород до 10-15 %, снижается для известняков и доломитов до 22 %, для песков до 70 %, для песчаников до 60 %.
Движение смеси нефти, воды и газа проиллюстрировано на рис. 3.12, где представлены результаты экспериментального исследования газо-водо-нефтяного потока при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа в виде треугольной диаграммы.
Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение.
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.
Рис. 3.12. Области распространения одно- , двух- и трёхфазного потоков, в которых содержится: 1 - 5 % воды; 2 - 5 % нефти; 3 - 5 % газа
При водонасыщенности до 25 % нефте-, газонасыщенность пород максимальная (45-75 %), 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 флюидов в пласте стремится к нулю.
При газонасыщенности меньше 10 % и нефтенасыщенности меньше 23 % в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10 % движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33-35 % фильтроваться будет один газ.
При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть.
Области, отвечающие двухфазным потокам (газ-вода, газ-нефть, вода-нефть) - промежуточные (заштрихованные), примыкают к сторонам треугольника.
Область существования трехфазного потока (совместного движения в потоке всех трех фаз) выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 30 %.
3.5 Механические свойства горных пород
Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность - наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.
Упругость - свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.
Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.
Горные породы в недрах земли находятся в напряженном состоянии,
вызванным собственным весом пород (Рг - геостатическое давление). Пластовое давление жидкости разрушает минеральный скелет пород, которые испытывают давление, равное разности между горным и пластовым давлениями (Рупл.= Рг. - Рпл.). При извлечении нефти на поверхность пластовое давление (Рпл.) падает, а давление на минеральный скелет пород (Рупл.) увеличивается. При снижении пластового давления, объём жидкости будет увеличиваться, а объём порового пространства будет уменьшаться. Установлено, что с падением пластового давления объём порового пространства пласта уменьшается вследствие упругого расширения зерен породы и возрастания сжимающих условий, передающихся на скелет от массы вышележащих пород (рис. 3.13).
Рис 3.13 Схема давления на минеральный скелет пород
При этом зерна породы испытывают дополнительную деформацию. Пористость коллектора уменьшается также вследствие перераспределения зерен и более плотной упаковки их. Изменения пластового давления являются причиной деформации пород формирующих пласт. Изменяется структура самой пористой среды.
Поэтому, общепринятым считается мнение, что горные породы при условиях залегания в месторождениях имеют меньшие значения ФЕС по сравнению с параметрами, определенными на поверхности. По результатам исследований пористость песчаников уменьшается на 20 % при давлениях около 15 МПа, пористость плотных аргиллитов уменьшается на 6 % при том же давлении.
Упругие свойства горных пород описываются законом Гука, то есть относительная деформация пород пропорциональна изменению пластового давления:
(3.44)
где: вс - коэффициент объёмной упругости пористой породы;
вп - коэффициент сжимаемости пор;
Vо - начальный объём образца породы;
Vп - изменение объёма пор;
?P - изменение пластового давления;
m - коэффициент пористости.
Для характеристики упругих деформаций используются коэффициенты сжимаемости (объёмной упругости) породы, пласта, пор, твердой фазы и пористой среды.
Коэффициент объёмной упругости пористой породы (вс) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (вn) и на пористость пород:
вn = вс/mо, (3.45)
где: mo- пористость при начальном напряжении (Рупл. min).
Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объёмной упругости пористой среды (вс) и наименьшего напряжения (Рупл. min):
m = mо? [1 - вп? (Рупл. - Рупл. min)] = mo - вс? (Рупл. - Рупл. min)], (3.46)
Величина коэффициента объёмной упругости пористой среды (вс) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0,3-2,0 ?10-10 м2/н (0,3-2,0 ?10-4 МПа-1).
В нефтепромысловой практике часто используется коэффициент упругоёмкости пласта (в*):
в* = m · вж + вс, (3.47)
где: вж - коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, Па-1.
Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объёмного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Мелкозернистые породы, как правило, обладают более высокой прочностью, чем породы того же минералогического состава, но сложенные кристаллами больших размеров. Весьма прочны породы волокнистого строения. Большое влияние на прочность пород оказывает состав цемента. Однако высокая прочность зерен еще не означает, что порода будет оказывать большое сопротивление различным видам деформаций. Песчаники с глинистым цементом относятся к группе пород с низкой прочностью на сжатие. Примесь глины в известняках также понижает их прочность. Песчаники, цементирующим веществом которых служит кремнезем или известковый цемент, обладают повышенной прочностью.
Осадочным породам обычно присуща анизотропия (зависимость свойства от направления его измерения) в механических свойствах. Например, прочность, измеренная вдоль напластования породы, большей частью превышает прочность, измеренную в направлении, перпендикулярном напластованию.
Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов, при искусственном воздействии на породы призабойной зоны скважин..
Пластичность - изменение формы породы при воздействии на них различных нагрузок, без появления видимых трещин. Последние характеризуют хрупкость породы. Часто пластичность горных пород проявляется под действием длительной нагрузки, вызывающей изменение структуры породы. Механизм пластических деформаций может быть различен, как результат межзерновых и трансляционных движений (смещение атомов внутри отдельных кристаллов вдоль плоскостей, известных под названием плоскостей скольжения) или явлений перекристаллизации.
Пластические свойства при высоких давлениях особенно ярко проявляются у глин, пород, содержащих в значительных количествах глинистые минералы, солей.
При значительном снижении пластового давления происходят необратимые пластические деформации.
Установлено, что с течением времени нарушенное поле естественных напряжений вокруг нефтяных скважин в значительной мере восстанавливается, и давление на обсадные трубы нефтяных скважин после окончания бурения возрастает, что объясняется проявлением ползучести и пластичности некоторых горных пород.
3.6 Тепловые свойства горных пород
Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности. Эти параметры необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт и решении термодинамических вопросов, связанных с прогнозированием температуры флюидов на устье добывающих скважин, оценкой фильтрационных параметров пласта, термической обработкой продуктивных горизонтов.
Свойство горных пород поглощать тепловую энергию при теплообмене характеризуется удельной теплоёмкостью пород.
Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1оС:
, (3.48)
где: M - масса породы;
dT - прирост температуры от количества теплоты dQ, переданной породе.
Удельная теплоёмкость пород зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относит к определенной температуре или к интервалу температур. Сообщение породе количества теплоты (dQ), вызывает количественное повышение температуры (dT):
dQ = с · М · dT. (3.49)
Теплоёмкость пород зависит от условий его нагревания - при постоянном объёме и при постоянном давлении. При нагревании породы при постоянном объёме всё тепло расходуется на увеличение внутренней энергии тела. При нагревании породы при постоянном давлении часть тепла расходуется на увеличение внутренней энергии тела, а часть идет на расширение породы.
Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Чем больше пористость, влажность, и температура горных пород, тем выше их теплоёмкость, особенно при слабой минерализации пластовой воды.
Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости.
Удельная теплоёмкость в пород нефтесодержащих толщ изменяется в пределах 0,4-2 кДж/ (кг·К).
Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в породе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице:
, (3.50)
Коэффициент температуропроводности (б) горных пород характеризует скорость прогрева пород, изменения температуры пород, вследствие поглощения или отдачи тепла, или скорость распространения изотермических границ. При нагреве породы расширяются. Способность пород к расширению характеризуется коэффициентами линейного (L) и объёмного (V) теплового расширения.
Коэффициенты линейного (L) и объёмного (V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:
, (3.51)
где: L и V - начальные длина и объём образца.
Взаимосвязи тепловых свойств горных пород выражаются соотношениями:
, , (3.52)
где - коэффициент температуропроводности, м2/с;
- коэффициент теплопроводности, Вт/(м · К);
с - удельная теплоёмкость, Дж/(м · К);
- плотность породы, кг/м3.
Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами (табл. 3.3). Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей.
Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой, значительно повышается за счет конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причине для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины одновременно подвергают ультразвуковой обработке. Вследствие упругих колебаний среды, ускоряется процесс передачи тепла за счет конвекции.