Сила и энергия в пласте-коллекторе

Источники пластовой энергии

(Слайд1G4_5)

Нефть и газ в пластовых условиях находятся под действием сил, способствующих их перемещению к забоям эксплуатационных скважин или, наоборот, удерживающих в пласте. К основным источникам энергии, проявляющейся при движении подземных флюидов к забоям действующих скважин, по данным М. Маскета (1953), относятся:

- сжимаемость нефти и воды в породах-коллекторах;

- гравитационная энергия нефти в верхних слоях пласта по сравнению с энергией на его погружении;

- упругость сжатого и растворенного газа в нефти и воде внутри продуктивного слоя или в зонах свободного газа, лежащих над горизонтом, насыщенным нефтью;

- упругое сжатие воды в пластах, сообщающихся с нефтяным резервуаром.

Энергия пласта расходуется на преодоление сопротивления породы течению жидкостей и газа, перемещающихся в области с более низкими энергией и давлением. Дополнительным источником энергии, который может играть некоторую роль в нефтеотдаче, является упругое сжатие самой породы. После снижения пластового давления в какой-то мере может произойти изменение объема норового пространства пород-коллекторов, связанное с воздействием горного давления. Однако этот процесс в достаточной мере еще не изучен и нет ясности о характере его эффективности.

Давление

(Слайд1G4_6)

К основным источникам давления жидкостей в нефтяных пластах относятся вес столба воды над точкой измерения давления на поверхности Земли и вес перекрывающих продуктивный пласт пород.

В большинстве нефтяных залежей пластовое давление равно весу столба воды до пьезометрической поверхности, или статического уровня. Однако в некоторых залежах основным источником пластового давления является давление, передаваемое вмещающими породами (коллекторами).

Превышение пластового давления над нормальным наблюдается в залежах, приуроченных к изолированным линзам, не имеющим гидродинамической связи с площадью питания на поверхности Земли. Под действием веса налегающих пород мягкие (компетентные) осадочные породы уменьшаются в объеме главным образом за счет изменения порового пространства, что приводит к возрастанию пластового давления. Давление, развивающееся в результате уплотнения мягких пород, передается воде, содержащейся в поровой системе, и определяет градиент давления.

Жидкости и газы, заключенные в порах коллектора, залегают под определенным давлением, которое называют пластовым.

Пластовое давление, измеряемое в кГ/см2, характеризует давление, существующее в пласте перед началом отбора нефти и газа или после того, как установится режим эксплуатации залежи. С глубиной залегания пласта оно повышается почти линейно. В ряде случаев еще до вскрытия залежи ее пластовое давление можно приблизительно подсчитать путем умножения глубины залегания залежи, находящейся ниже уровня подземных вод, на 0,1. Однако, как указывает С. Д. Пирсон (1961), из этого правила имеется много исключений, особенно для глубин более 2100 м, что связывают с пластической деформацией части горных пород. Степень повышения давления в пласте в нисходящем направлении колеблется от 0,45— 0,68 кГ/см2до 2,04—2,3 кГ/см2на каждые 10 м глубины скважины.

Статическое давление создается в скважине у забоя при остановке ее на значительное время для восстановления давления столба газа и жидкости до давления в нефтеносном пласте. Статическое давление на забое действующей скважины обычно ниже начального пластового давления в залежи. Разность между начальным пластовым давлением и давлением в закрытой скважине соответствует степени падения пластового давления.

Нефть и газ, образующие залежи, обычно находятся под высоким давлением, которое создается напором краевых, или подошвенных вод, а также давлением лежащих выше горных пород. Давление, оказываемое весом пород, в среднем составляет примерно 0,23 кГ/см2на 1 м. Такое давление называют геостатическим давлением Земли. Давление, возникающее как следствие диастрофизма и деформации пород, называют геодинамическим давлением.

Под горным давлением понимают давление горных пород друг на друга. Основное различие между давлением в жидкостях и горным давлением заключается в передаче гидростатического давления через жидкости, заполняющие поровую систему. Горное давление передается через породу, ее составные элементы, воспринимающие нагрузку. Если объем поровой системы, заполненной жидкостями, изменяется под действием горного давления, то последнее передается на жидкости. Давление нефти и газа в залежах всегда меньше горного давления.

Гидростатический напор является причиной подъема воды в во-доносном горизонте над его кровлей, когда последний вскрыт скважиной, по достижении статического уровня. Вода в стволе скважины поднимается до определенного уровня, пока столб воды не уравновесит пластовое давление. Скважина играет роль водяного манометра. Поверхность равновесия воздушно-водяного зеркала при 1 am, изображенная графически для одного и того же водяного горизонта, называется пьезометрической, а наблюдательные скважины — пьезометрами. В случае нахождения пьезометрической поверхности выше кровли водоносного горизонта пробуренная скважина является артезианской. При горизонтальной пьезометрической поверхности движения воды в пласте не наблюдается и преобладают гидростатические условия. Наличие наклонной поверхности указывает на существование гидродинамического градиента давления, обеспечивающего движение воды из области с большим напором в область с меньшим напором. Гидродинамический градиент выражается в метрах падения напора на 1 км.

При отборе жидкости из скважины пластовое давление вокруг нее падает, создается местный градиент гидродинамического давления. Депрессионные воронки, образовавшиеся вокруг таких скважин, смыкаются друг с другом до тех пор, пока пластовое давление на всей площади залежи не станет меньше начального пластового давления. Падение пластового давления при отборе нефти и газа распространяется по залежи с различной скоростью и на разные расстояния в зависимости от проницаемости пород-коллекторов, и условий их залегания в пласте. При значительных углах наклона газового и нефтяного пласта начальное пластовое давление в различных его частях различно, причем в сводовой части залежи оно будет наименьшим, на крыльях — наибольшим.

Противодавлениемназывают давление, создающееся в скважине, тормозящее выход нефти и газа из пласта, иначе — сопротивление фонтанированию из скважины. Это давление измеряют на головке обсадной трубы; к нему добавляют давление на пласт, образуемое весом столба жидкостей и газа в скважине. Пластовое давление падает в процессе отбора из пласта жидкостей и газов.

Установление кривой падения давления в пласте в начале разработки залежи позволяет судить о продуктивных возможностях (запасах) пласта. Так, быстрое падение давления на единицу объема нефти и газа, извлеченных из недр, может указывать на малый объем продуктивного пласта; при медленном падении давления объем залежи может быть большим. Замеры забойного давления производят специальными манометрами высокой точности.

Температура

(Слайд1G4_7)

Повышение температуры вызывает увеличение объема составляющих элементов пласта (минеральных зерен и флюидов) на весьма малую величину.

При ограниченной протяженности пласта-коллектора с повышением температуры давление в пластовой жидкости возрастает с последующим расширением породы за счет уменьшения ее пористости. Повышение температуры отражается на уменьшении растворимости газа в нефти и способствует увеличению растворимости солей в воде.

Скорость нарастания температуры с глубиной называется геотермическим градиентом. Расчет геотермического градиента производят путем деления разности между температурой пласта и средней годовой температурой на соответствующей поверхности Земли на глубину пласта в м. Обычно геотермический градиент определяют по приросту температуры пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры.

При геотермических исследованиях различают также геотермическую ступень, характеризующую расстояние по вертикали в м, на протяжении которого температура изменяется на 1°С (в среднем 27 м увеличения глубины на каждый градус). Геотермическая ступень находится в обратной зависимости от геотермического градиента. Величина геотермической ступени колеблется от 11 до 98 м на 1°С. На изменение величин геотермической ступени влияет ряд факторов, к которым прежде всего относят: тепловые свойства пород и близость последних к источникам тепловой энергии (поток тепла от центра Земли; распад радиоактивных элементов; тепло конвекционных токов в верхних слоях земной коры).

Способность вещества передавать тепло называется теплопроводностью. Теплопроводность — это количество тепла, измеряемое в калориях, передающееся за 1 сек через пластинку вещества толщиной в 1 см, площадью 1 см2при разности температур 1° С. Коэффициент теплопроводности (удельная теплопроводность) численно характеризует способность горных пород к передаче тепла. Величину, обратную удельной теплопроводности, называют удельным тепловым сопротивлением, которое характеризует сопротивление пород передаче тепла.

Тепловое сопротивление горных пород зависит от их плотности, насыщенности жидкостями, проницаемости, температуры и структуры. С увеличением плотности пород тепловое сопротивление понижается, особенно с глубиной, что отражается на увеличении геотермической ступени.

Тепловое сопротивление горных пород уменьшается при увеличении их влажности, а также при возрастании проницаемости в условиях движения гравитационных вод. Таким образом, на скорость переноса тепла в значительной степени влияют гидродинамические факторы. На тепловое сопротивление пород оказывает влияние природа вещества, насыщающего поровое пространство. Так, тепловое сопротивление нефти в 4 раза больше, чем воды. Газонасыщение пород также способствует увеличению теплового сопротивления.

За прошедшее геологическое время с момента формирования за-лежи ее основные физические параметры — температура, давление, нефте,- водо- и газонасыщенность — достигли равновесного состояния с окружающей средой. С момента вскрытия залежи и начала от-бора пластовых флюидов это равновесие нарушается.

Капиллярные силы

(Слайд1G4_8)

К поверхностным явлениям, протекающим на границе раздела двух фаз, относятся: возникновение поверхностей свободной энергии, поверхностного натяжения, натяжения на поверхности двух фаз, адсорбционных сил, прилипания и смачиваемости.

Взаимодействие между жидкостями и породами в пластовых условиях во многом зависит от капиллярных сил, проявляющихся на поверхности раздела двух фаз.

Молекулы поверхности жидкости с газообразной фазой лишь частично окружены молекулами жидкости и испытывают тенденцию быть втянутыми внутрь жидкости (проявление сил Ван-дер-Ваальса), чему мешают силы поверхностного натяжения, способствующие образованию поверхности типа упругой мембраны.

Поверхностное натяжение жидкостей является следствием их молекулярных свойств, проявляющихся вблизи поверхности жидкости на границе раздела двух жидкостей или жидкости и газа. Поверхностное натяжение выражается в стремлении жидкости уменьшить до минимума свою свободную поверхность, при этом затрачивается энергия. Количество работы, необходимой для образования 1 см2поверхностной площади (эрг/см2), называют поверхностной энергией вещества. Натяжение поверхности жидкости на разделе фаз называется поверхностным натяжением и выражается силой в динах, необходимой для растяжения сжатой поверхности на расстояние в 1 см (дн/см), численно равной величине поверхностной энергии в эрг/см2.

Поверхностное натяжение на границе раздела между равновесными жидкой и паровой фазами является функцией давления, температуры и состава фаз. С повышением температуры поверхностное натяжение жидкости уменьшается, то же происходит с повышением давления. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз также снижается с превышением растворения газа в нефти выше давления точки насыщения. Поверхностное натяжение уменьшается с уменьшением разности в удельном весе между водой и нефтью. Нефти различного химического состава характеризуются разной величиной поверхностного натяжения на границе с водой и неодинаковым содержанием полярных компонентов.

Притяжение поверхностных молекул на границе раздела двух фаз силами Ван-дер-Ваальса называют энергией прилипания, или силой адгезии (адгезия — сцепление разнородных молекул друг с другом). С уменьшением поверхностного натяжения увеличивается энергия прилипания. Она измеряется количеством работы, затраченной при разделении двух фаз, и численно равна сумме поверхностных натяжений отдельно взятых веществ минус поверхностное натяжение на границе раздела двух фаз.

Применение поверхностно-активных веществ, положительно адсорбирующихся в пограничном слое, в случае закачки воды в пласт при разработке нефтяных залежей приводит к уменьшению поверхностного натяжения на границе раздела двух фаз.

Это способствует образованию более тесной смеси двух иным путем несмешивающихся жидкостей (нефть и вода), или повышению нефтеотдачи пласта.

Низкое поверхностное натяжение на границе двух фаз приводит к образованию эмульсии (устойчивое диспергирование одной жидкости в другой). Эмульгатором является поверхностно-активное вещество, в небольшой степени растворимое в одной из жидкостей и адсорбируемое на ее поверхности.

В лабораторных условиях поверхностное натяжение измеряется тензиометрическим методом счета капель, методом удержанного пузырька, методом отрыва кольца, методом капиллярного подъема и др.

Смачиваемость представляет собой одно из проявлений сил прилипания. Жидкости, характеризующиеся наименьшей полярностью и, как следствие, наименьшим поверхностным натяжением, активней смачивают твердую поверхность, чем жидкости с высокой полярностью. Поверхностное натяжение ртути примерно в 7 раз больше воды. При смачивании стекла ртутью последняя собирается в сферические капли, образуя угол со стеклом больше 90°. В отличие от ртути вода является смачивающей жидкостью. Мерой смачивания служит краевой угол, образованный поверхностью твердого тела с касательной, проведенной к поверхности капли в точке соприкосновения ее с твердым телом (Котяхов, 1956). Краевой угол смачивания поверхности твердого тела жидкостями зависит от смачивающих свойств жидкости и поверхности породы. При нулевом значении угла смачивания жидкость полностью смачивает поверхность твердого тела и при 180° не смачивает поверхности. При смачивании твердого тела жидкостью выделяется тепло, носящее название теплоты смачивания. Оно тем больше, чем выше избирательная смачиваемость жидкости.

При движении смачивающих фаз вдоль твердой поверхности наблюдается явление кинетического гистерезиса смачивания, сказывающееся на образовании углов наступления и отступления, величина которых может значительно отличаться от величины статического краевого угла. С увеличением скорости движения мениска в капилляре угол наступления увеличивается, а угол отступления уменьшается (Котяхов, 1956).

Капиллярное давление

(Слайд1G4_9)

Поровая система пород-коллекторов обладает огромным количеством капиллярных пор, в которых под действием капиллярных сил породы впитывают жидкость (нефть или воду) и в то же время удерживают ее в порах, противодействуя силам движения.

Капиллярные силы являются выражением совместного действия поверхностного натяжения, внутреннего сцепления жидкости и молекулярного притяжения между жидкостью и поверхностью минеральных зерен породы.

Разность давлений междудвумя фазами, измеренная на прилегающих точках по обе стороны раздела искривленной поверхности контакта, носит название капиллярного давления. Капиллярное давление зависит от среднего размера капилляров, определяющего кривизну поверхности раздела двух фаз.

где рк— капиллярное давление в кГ/см2;

р1—р2— разность давлений на выпуклой и вогнутой сторонах искривленной контактовой поверхности;

q— поверхностное натяжение на границе раздела двух фаз в дин/см;

r1и r2— главные радиусы кривизны, взятые под прямым углом друг к другу.

Если кривизна представлена отрезком сферы, то r1=r2= rстановятся равными: .

 

Если на содержимое трубки , находящейся в равновесном состоянии слева, оказать некоторое давление, то флюид будет перемещаться к правому ее концу. Слева, со стороны повышенного давления, мениск станет более вогнутым, с меньшим, чем ранее, радиусом кривизны r1. Справа, где давление пониженное, мениск станет менее вогнутым, с большим, чем прежний, радиусом кривизны r2.

 

(Слайд1G4_91)

С уменьшением радиуса кривизны контактовой поверхности на разделе двух фаз капиллярное давление увеличивается. Оно возрастает также с увеличением поверхностного натяжения. Эффект капиллярного давления проявляется в подъеме уровня жидкости в капиллярной трубке. Поверхность раздела жидкость — воздух образует со стенками капилляра острый угол 0 (краевой угол поверхности раздела со стенками капилляра). Чем меньше угол 0, тем больше сила адгезии, тем выше эффект смачивания. С подъемом мениска под влиянием сил капиллярного давления угол 9 возрастает, в то же время эффект адгезии уменьшается. Подъем мениска происходит до момента уравновешивания капиллярного давления, направленного кверху, с весом жидкости в капилляре (трубке), давящим книзу. При 0, меньшем 90°, жидкость в трубке поднимается вверх.

Измерение капиллярного давления в кернах в лабораторных условиях проводится методами:

1. Полупроницаемой мембраны (дренирование и вытеснение).

2. Центробежным (применение специальной центрифуги со струбоскопом).

3. Нагнетанием ртути (под вакуумом).

4. Динамическим (по замеру разности давлений двух движущихся фаз при установившемся течении).

5. Выпаривания.

Капиллярное давление в пластовых условиях (рк пл) может быть рассчитано по лабораторным данным (рк лаб),если известно поверхностное натяжение на границе фаз, изучаемых и рассматриваемых лабораторно (qлаб), например газ — вода, и в пластовых условиях (qпл), например нефть — вода.

По данным Хокотта (Hocott, 1939), коэффициент, выражающий отношение приведенных в формуле поверхностных натяжений, приблизительно равен 3/8.

Для нефтепромысловых расчетов капиллярное давление может быть выражено в кГ/см2следующим образом:

где h — высота поверхности раздела фаз в м;

увиунплотности воды и нефти в г/ см3.

Решая данное уравнение относительно высоты h (считая высоту над уровнем свободной поверхности воды в м) и принимая капиллярное давление ркпри пластовых условиях, плотности воды уви нефти Ун, а также при пластовых условиях, выраженных в г/см3, можно приближенно определить водонасыщенность пород в любой точке залежи по вертикали.

(Слайд1G4_92)

Высоту уровня воды находят по данным исследований непродуктивных скважин испытателем пластов, а также по данным геофизических исследований скважин. Используя приведенное выше уравнение, можно по величинам капиллярного давления, вычисленным лабораторно, построить зависимость водонасыщенности от высоты залежи. Кривые капиллярного давления позволяют определить соотношение насыщенностей в пласте в дополнение к данным электрометрии скважин.

Величина перепада давления, необходимая для преодоления капиллярных сил, тем больше, чем меньше сечение поровых каналов и выше поверхностное натяжение. В случае движения двух несмешивающихся жидкостей вследствие неодинаковой скорости движения водонефтяного контакта в порах разного сечения наблюдается явление, при котором часть участков пористой среды, заполненной нефтью, окружена водой, а отдельные поры, заполненные водой, окружены нефтью. Для движения газированной жидкости подобное явление носит название эффекта Жамена.

Для преодоления капиллярных сил, обусловленных этим явлением, необходимы значительные перепады давления, которые обычно отсутствуют. С данным явлением связывают неполную нефтеотдачу пластов и снижение проницаемости пористой среды при последовательной прокачке через нее двух несмешивающихся жидкостей или жидкости и газа (Котяхов, 1956).

Нефтеотдача пласта при вытеснении нефти водой или газом зависит от капиллярных сил. Если бы они отсутствовали, жидкость из пористой среды вытеснялась бы полностью. Максимальная нефтеотдача пластов обычно не превышает 75—80% от первоначального объема нефти в пласте. С увеличением вязкости нефти нефтеотдача пласта снижается.

По данным В.Р. Лисунова (1954), влияние вязкости нефти на нефтеотдачу макроскопически однородной пористой среды в без-водный период сказывается при вязкости, не превышающей 25 спз.