![]() Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву ![]() Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Промысловая классификация пластовых вод
С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на · собственные, · чуждые · техногенные (искусственно введенные в пласт). К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте). Собственные пластовые воды — один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные. Ø Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи. Ø Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК). Ø К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов. К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические. Ø Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними — воды всех горизонтов, залегающих ниже его. Ø К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность. Ø Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей. Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах. Физические свойства пластовых вод В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи. Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.
Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора. В зависимости от содержания солей различают: - пресные до 1 г/л; - солоноватые до 10 г/л; - соленые до 50 г/л; - рассолы свыше 50 г/л. Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300кг/м3 в рапах. Прозрачность зависит от наличия мех. примесей. - прозрачные; - слегка мутные; - мутные; - очень мутные. Цвет зависит от химического состава и наличия примесей - голубоватый оттенок у жесткой воды; - зеленовато-голубоватая окраска у вод содержащих соли железа и сероводород; - желтоватый при наличии органических гуминовых соединений; - сероватый оттенок у вод при наличии взвешанных минеральных частиц; Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной (ρв =1-1,4 г/см3) Сжимаемость воды — обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3¸5)10-4МПа-1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей. Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5— 2,0м3/м3, обычно оно равно 0,2—0,5м3/м3. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон. Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается. Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2.
Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. Вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2— 1,5 мПа×с. Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Радиоактивность вызвана наличием в воде урана, радия и радона. Электропроводность воды зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом×м. КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА Коллектораминефти и газа являются такие породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при перепаде давления. Любая порода, которая содержит сообщающиеся между собой поры, пустоты, трещины, может стать коллектором. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.
Терригенные коллекторы. Породы — коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитам, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы. По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые. Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95—98 %). Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25—50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства. Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. Среди карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные или органогенные толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей. По величине обломков различают породы:
Свойства горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами. Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.
Каверны - это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации. Трещины - совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы. Биопустоты - к ним относятся внутренние пустоты в раковинах, внутри коралловых скелетов, в известняках ракушечниках. Емкость определяется пористостью — объемом пустот в породе. Пористость по генетической классификации может быть: Первичной - пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами - межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.). И вторичной - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Пористость измеряется в процентах. Пористость коллекторов
Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом. Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами. 1) общая (абсолютная) – объем всех пор в породе (изолированных и сообщающихся). Коэффициент общей пористости – представляет собой отношение объема всех пор к объему образца породы. Кnобщ = Vвсех пор / Vобр 2) открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен: Кnоткр = Vсообщ / Vобр Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости. 3) эффективная – определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы. Кnэф = Vэф / Vобр Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента. Пористость пород меняется с глубиной при увеличении давления, но не все так однозначно, поскольку увеличение пористости с увеличением давления может произойти при растрескивании, например аргиллитов.
Размер пор пород (по Б.А.Соколову)
Проницаемость коллекторов
Проницаемость пористой среды – это способность пропускать жидкость или газ при перепаде давления. Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость горной породы. Абсолютная проницаемость - это проницаемость горных пород для однородной инертной жидкости или газа при отсутствии заметного физико-химического взаимодействия их с пористой средой. Фазовая проницаемость - проницаемость горных пород для какой-либо жидкости или газа при одновременном наличии в ней других флюидов (газ — вода, вода - нефть, газ - нефть - вода) для данной жидкости или газа, зависит от степени насыщенности пор породы этой жидкостью или газом. Относительная проницаемость — отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Величина безразмерная, может изменяться от 0 до 1. Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящее сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути Qж = Кпр *·F* (ΔP) / μ * Δℓ где Q-объемный расход жидкости в м3/с; kпр – коэффициент проницаемости в м2; F – площадь поперечного сечения в м2; m - вязкость флюида в Па×с; L – длина пути в см; (P1-P2) – перепад давления в Па; В случае фильтрации газа коэффициент проницаемости рассчитывается по формуле:
Единица коэффициента проницаемости называемая Дарси, Анри Филибер Гаспар Дарси (фр. 10 июня 1803, Дижон, — 2 января 1858, Париж) — французский инженер-гидравлик, обосновавший закон Дарси (1856), связывающий скорость фильтрации жидкости в пористой среде с градиентом давления. Именем Дарси названа единица измерения проницаемости пористой среды. Под руководством Дарси в г. Дижоне была создана первая в Европе система городских очистных сооружений с различными фильтрационными засыпками. Это настолько изменило город в лучшую сторону, что уже на следующий день после смерти Дарси от пневмонии главной площади города было присвоено его имя. Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси или мкм2 ×10-3 1Д»1.02 × ×10-3 мкм2»1.02 ×10-12м2»1000мД.
Проницаемость в большей степени зависит от наличия трещин, хотя доля их в пустотном пространстве составляет десятые и сотые доли процента. Объясняется это высокой проводимостью трещин по сравнению с порами гранулярных коллекторов, поэтому трещины создают в пласте направления преимущественной фильтрации.
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2021-12-15; просмотров: 152; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.145.44.199 (0.048 с.) |