Взаимодействие флюида и породы

ВВЕДЕНИЕ
При разработке газоконденсатных месторождений возникает задача извлечь не только газ, но и ценнейшее сырье для нефтехимического производства – газовый конденсат. Особенность газоконденсатных месторождений заключается в том, что в процессе их эксплуатации изменяется компонентный состав извлекаемой на поверхность газоконденсатной смеси вследствие выпадения конденсата в пласте по мере естественного снижения пластового давления. Изучение условий формирования залежей нефти и газа, поиски и рациональная разработка их неразрывно связаны с необходимостью изучения физических свойств горных пород и содержащихся в них полезных ископаемых. Большинство горных пород не однородно по проницаемости, пористости, гранулометрическому составу. Скорость движения жидкостей и газов в порах разного размера различна, что ведет к неравномерному продвижению контуров нефтеносности и газоносности. Непременными спутниками нефти в большинстве нефтяных залежей являются вода и газ. В результате частичной закупорки пор коллектора пузырьками газа и капельками нефти часто ухудшается нефтеотдача коллектора. Решающее значение в этом случае имеют размер поровых каналов, толщина пограничных слоев и величина поверхностного натяжения на границе раздела вода — нефть. Помимо геологических факторов учитывают проницаемость коллектора и вязкость содержащихся в нем жидкостей и газа. Полное и обстоятельное изучение свойств горных пород и содержащихся в них полезных ископаемых возможно при комплексном использовании разнообразных методов исследования глубинных проб пород, жидкостей и газов в сочетании с гидродинамическими и геофизическими исследованиями.1 ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ИНТЕНСИВНОСТЬ И ХАРАКТЕР ВЫПАДЕНИЯ КОНДЕНСАТА В ПЛАСТЕ1.1 Физика пластаНефть и газ могут встречаться в горных породах земной коры, где для их накопления и сохранения имелись благоприятные геологические условия. Главное из этих условий: хорошо выраженные коллекторские свойства пород, которые зависят от многих факторов, в том числе от происхождения и последующих изменений в течение геологического времени. По действующей в настоящее время классификации горные породы разделяются на три основные группы: изверженные, осадочные и метаморфические. К изверженным относятся породы, образовавшиеся в результате застывания и кристаллизации магматической массы сложного минералогического состава. К осадочным породам относятся продукты разрушения литосферы поверхностными агентами, мелкораздробленные продукты вулканических явлений и продукты жизнедеятельности организмов. В осадочном комплексе пород иногда встречается и космическая пыль. Однако преобладают в них продукты разрушения литосферы водой, которые достигают областей седиментации в виде обломочного материала различной крупности и в виде водных растворов минеральных солей. По происхождению осадочные породы делятся на терригенные, состоящие из обломочного материала, хемогенные, образующиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов в результате химических и биохимических реакций или температурных изменений в бассейне, и органогенные, сложенные из скелетных остатков животных и растений. Согласно этому делению к терригенным отложениям относятся: пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты и другие осадни обломочного материала; к хемогенным — каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др.; к органогенным — мел, известняки органогенного происхождения и т. п. Изложенная классификация пород до некоторой степени условна. Во многих структурах имеются смешанные осадочные породы, например, терригенные отложения цементируются веществами химического происхождения, а известняки нередко образуются из органических остатков при участии продуктов химического происхождения и т. д. В большинстве своем осадочные породы имеют сложное строение и содержат органические остатки. Иногда среди них встречаются породы с ясно выраженным кристаллическим строением, которые в отличие от изверженных пород характеризуются однородностью минерального состава. Кристаллическое строение в данном случае присуще породам химического происхождения, поскольку их формирование происходило из вновь образованных минералов, выпадавших из водных растворов. Метаморфические породы образуются из осадочных и изверженных пород в результате глубокого физического, а иногда и химического изменения последних под влиянием высоких температур, давлений и химических воздействий. К метаморфическим породам относятся: кристаллические сланцы, кварциты, роговики, скарны и другие, имеющие преимущественно кристаллическое строение. Горные породы имеют в основном слоистое строение, реже — кристаллическое, причем слоистое строение свойственно большинству осадочных пород, а кристаллическое — изверженным, метаморфическим и некоторым хемогенным. Их строением, главным образом, предопределяется распределение и содержание нефти, газа и воды в горных породах. Чтобы нефть, газ и вода могли накапливаться в породе, она должна быть прежде всего коллектором, т. е. иметь определенную емкость пустот в виде пор, каверн или трещин, а для образования промышленных запасов порода должна быть еще и проницаемой. В зависимости от происхождения и строения пород эти свойства могут быть выражены хорошо или плохо. У одних пород преобладающее значение может иметь пористость, у других — кавернозность, у третьих— трещиноватость и т. д. В зависимости от строения пород коллекторские и петрофизические свойства их могут изменяться в широких пределах. Вместе с этим могут существенно изменяться и содержащиеся в них запасы нефти, газа и воды.К трещиноватым относятся породы, у которых кавернозность равна нулю, а поры заполнены водой или отсутствуют. К ним относятся породы, в которых нефть и газ содержатся только в трещинах: граниты, кварциты, метаморфические сланцы и карбонатные отложения в осадочном комплексе. К чисто кавернозным относятся породы, у которых трещиноватость равна нулю, а пористая часть матрицы полностью насыщена водой, т. е. в которых нефть или газ содержатся только в кавернах. Коллектора этого типа ограничены в основном карбонатными породами, особенно с широко развитым карстом. Эти известняки отличаются сильной окремнелостью и высокой кавернозностью, которая образовалась в результате выщелачивания солей кальция. К коллекторам каверново-трещинного и к трещинно-кавернового типов относятся породы, в которых нефть и газ содержатся в трещинах и кавернах, а поры матрицы заполнены капиллярно-связанной водой. Коллекторы этих двух типов отличаются между собой тем, что в первом из них наибольшая часть извлекаемых запасов нефти или газа содержится в кавернах, а во втором — в трещинах. К ним могут относиться многие карбонатные породы органогенного и хемогенного происхождения. К пористым относятся породы, у которых коэффициенты кавернозности и трещиноватости равны нулю, а капиллярно-связанная вода занимает только часть объема пор. Однако опыт изучения горных пород показывает, что чисто пористых, как и чисто трещиноватых коллекторов в природе не существует. Наряду с пористостью в них обычно имеется трещиноватость, а в карбонатных еще и кавернозность. К пористым относятся также породы, у которых суммарная емкость пор и содержащиеся в них извлекаемые запасы нефти или газа на один-два порядка больше суммарной емкости трещин и каверн, а соответственно и содержащихся в них запасов нефти и газа. Такого типа коллектора наиболее распространены прежде всего среди терригенных отложений. К трещинно-поровому и порово-трещинному типам коллекторов относятся породы, у которых извлекаемые запасы нефти или газа в порах и в трещинах соизмеримы. В первом из них извлекаемые запасы преобладают в трещинах, а во втором — в порах, хотя в обоих случаях емкость пор существенно больше емкости трещин. Характерная особенность этих коллекторов состоит в том, что если бы в них отсутствовали трещины, то приуроченные к ним нефтяные или газовые залежи не имели бы промышленного значения. Наиболее распространенный из них порово-трещинный тип коллекторов. К порово-каверново-трещинному, каверново-порово-трещинному и трещинно-порово-каверновому типам коллекторов относятся породы, в которых извлекаемые запасы либо равноценны во всех видах пустот, либо превалируют в одном случае в порах, а в другом — в кавернах, в третьем — в трещинах. Этот тип коллектора может быть распространен только на карбонатные породы с развитой емкостью пустот первичного и вторичного происхождения. В порово-каверновом и каверново-поровом типах коллекторов нефть и газ содержатся как в порах, так и в кавернах. В одном случав их больше в порах, в другом — в кавернах.Для песчаных и карбонатных коллекторов коллекторы нефти и газа с пористостью меньше 5—12% и проницаемостью меньше 10 мД практически не продуктивны и могут представлять промышленный интерес лишь при достаточной их мощности. В ряде случаев и при достаточной мощности пласта легко прийти к выводу о промышленной непродуктивности коллектора, например, при проницаемости его меньше 1 мД. Однако в действительности это далеко не так. Известняки асмари в Иране имеют проницаемость 0,5 мД, а средний дебит скважин, эксплуатирующих эти известняки, составляет несколько тысяч тонн нефти в сутки при очень малых депрессиях. Карбонатные отложения цехштейн верхней перми в Центральной и Западной Европе имеют мощность 15—20 м и проницаемость, как правило, меньше 1 мД. Несмотря на это, на нескольких десятках месторождений из них ведется промышленная добыча нефти. Менилитовая толща терригенных отложений палеогена в Западной Украине имеет иористость меньше 12%, а проницаемость в основном меньше 1 мД. Тем не менее из нее ведется промышленная добыча нефти на ряде месторождений в течение многих десятилетий. В формировании коллекторов наряду с происхождением большое значение имеют вторичные процессы, а для терригенных пород - их минералогический состав. Образование терригенных осадков схематически представляет собой процесс разрушения земной коры и концентрирование возникших в результате этого обломочных материалов. При этом в обломочные материалы могут входить обломки самой породы, частицы исходных минералов, а также продукты, прошедшие не только механическое дробление, но и химическую перестройку.В процессе такой дезинтеграции первоначальный минералогический состав материнской породы нарушается, и вновь образованные осадочные породы имеют иной состав.Литосфера состоит преимущественно из алюмосиликатов, основные ее минералы полевые шпаты и кварц. Вследствие различной сопротивляемости их выветриванию полевые шпаты дают начало пелитам, состоящим в основном из глинистых минералов, а кварц — псаммитам. В соответствии с этим грубообломочные материалы образуют, например, отложения галечника, гравия и конгломератов, кварц в основном образует зернистые породы в виде песков, песчаников, алевритов и алевролитов, а полевые шпаты после соответствующего химического изменения образуют глины, аргиллиты и т. п.Гранулометрический состав терригенных пород зависит от многих факторов. К числу их относятся: минералогический состав материнской породы, климатическая обстановка, в которой происходило выветривание земной коры, условия переноса и седиментации обломочного материала, в процессе которых продолжалась последующая его дезинтеграция, и др. В зависимости от сочетания этих факторов в одних случаях осадконакопление происходило из частиц более или менее однородного гранулометрического состава, в других — оно сопровождалось накоплением частиц с широким диапазоном размеров. При этом одни условия благоприятствовали накоплению глинистых фаций, другие — песчаных. Нарушение постоянства сочетания определяющих факторов и условий осадконакопления приводило и к соответствующему изменению гранулометрического состава терригенных породГранулометрический состав нефтесодержащих коллекторов в известной мере сказывается на режиме их эксплуатации и на степени минерализации содержащихся в них вод. Гранулометрический состав также влияет на нефтеотдачу продуктивных пластов и на различные протекающие в пласте биохимические процессы.Степень дисперсности нефтесодержащих пород характеризуется не только гранулометрическим составом слагающих их частиц, но и удельной поверхностью, под которой понимают суммарную поверхность частиц, содержащихся в единице объема образца. Чем больше в породе мелких частиц, тем больше ее удельная поверхность. наибольшую удельную поверхность имеют пелитовые породы, несколько меньшую — алевриты и еще меньшую — псаммиты. Однако удельная поверхность, как и гранулометрический состав, может характеризовать степень дисперсности пород, когда они не сцементированы или слабо сцементированы. В сцементированных породах удельная поверхность преимущественно зависит от последствий вторичных процессов и прежде всего от обусловленного ими характера распределения и строения пустот.Однако удельная поверхность, как и гранулометрический состав, может характеризовать степень дисперсности пород, когда они не сцементированы или слабо сцементированы. В сцементированных породах удельная поверхность преимущественно зависит от последствий вторичных процессов и прежде всего от обусловленного ими характера распределения и строения пустот.Наряду с гранулометрическим составом и степенью дисперсности терригенных пород большое значение имеет форма и окатанность частиц, слагающих породу, которые влияют на пористость, проницаемость и прочность пород. По форме и окатанности частиц можно судить в общих чертах об условиях переноса и отложения их. На коллекторские и петрофизические свойства терригенных пород решающее влияние оказывает их цементация. Степень влияния цементации терригенных пород на их свойства зависит от типа и строения цемента. Прежде всего цемент может распределяться в породе равномерно и неравномерно. При равномерном распределении он может представлять собою массу, в которую вкраплены частицы породы, при этом пустотность породы равна нулю. Такой цемент относят к базальному типу. Наряду с этим пустотность породы может быть равной нулю, когда частицы ее расположены плотно, а поры полностью заполнены цементом. В подобных случаях цемент именуется поровым. При малом количестве цемента в породе он может распределяться только в местах контакта частиц или на их поверхности в виде тонкого покрова, соответственно называясь контактовым, или пленочным. Перечисленные типы цементов могут встречаться одновременно в различных соотношениях. Из этого нетрудно заключить, что тип цемента в терригенных породах существенно зависит и от его количества.Различное строение цемента оказывает влияние на прочность, хрупкость и другие свойства пород, представляющие в ряде случаев существенный практический интерес. Содержание цемента в песчаных коллекторах нефти и газа в зависимости от его типа колеблется от долей процента до 45—50%. Установлено, что с увеличением количества цемента в породе проницаемость ее резко уменьшается. При этом наихудшие показатели получаются при базальном и норовом цементе. Кроме того, было выяснено, что на полную пористость пород существенное влияние оказывает минералогический состав цемента. Наихудшие в этом отношении карбонатный и кварцевый цементы. Так, мелкозернистые литологические разности при глинистом цементе могут иметь большую пористость, чем крупнозернистые, сцементированные карбонатным или кварцевым цементом. Однако значение цемента в коллекторах этим не ограничивается. В последующих главах показано, что от типа и состава цемента песчаных пород зависит также их нефтенасыщенность и нефтеотдача.Коллекторы нефти и газа характеризуются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью. Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор, не заполненных твердым веществом. Такая пористость в нефтяной технике носит название полной пористости. Полная пористость включает в себя абсолютно все поры горной породы (открытые и закрытые) независимо от их формы и взаимного расположения. В соответствии с этим наряду с полной пористостью существует понятие открытой пористости, характеризующей емкость пор, сообщающихся с поверхностью образца. К пористости не относят пустоты в виде каверн и трещин, так как они существенно отличаются от пор по размеру и определяются обычно раздельно. Из самого понятия «пористость» следует, что речь в данном случае идет только о суммарной емкости пор в породе независимо от наличия в ней каверн. К кавернам следует относить пустоты, которые в трех взаимно перпендикулярных направлениях имеют размеры более 2 мм. К порам следует относить пустоты исследуемого образца породы, в которых вода или нефть могут удерживаться капиллярными силами, т. е. в которых капиллярные силы преобладают над гравитационными, а к кавернам — пустоты, в которых гравитационные силы преобладают над капиллярными, и поэтому жидкость в них не удерживается. Из такого деления пустот породы на поры и каверны следует, что содержание капиллярно-связанной воды в кавернах можно всегда принимать практически равным нулю, коэффициенты нефтеотдачи и газоотдачи каверн и пор в этом случае при прочих равных условиях всегда различны и методы определения их емкости также различны. Под проницаемостью пористой среды подразумевается способность ее пропускать жидкость или газ, если между двумя точками ее имеется перепад давления. Почти все без исключения осадочные породы — пески, песчаники, известняки, доломиты и даже глины — обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты и некоторые известняки, несмотря на сравнительно значительную пористость, имеют заметную проницаемость только для газа и при значительных градиентах давления. Это объясняется тем, что в указанных породах капиллярные поры очень узкие и оказывают большое сопротивление даже протеканию газа. Основная масса нефти, получаемой при эксплуатации нефтяных залежей, поступает в скважины по поровым каналам, размер которых больше 1 мкм. Это, конечно, не означает, что в порах размером меньше 1 мкм движение жидкостей отсутствует. Коллекторы с размером пор меньше 1 мкм нельзя рассматривать как совершенно непродуктивные, особенно при развитой естественной трещиноватости, но продуктивность их существенно меньше продуктивности коллекторов с размерами пор намного больше 1 мкм, что и обусловливает наибольшую добычу нефти из последних. Проницаемость пористой среды зависит не только от размера пор, но и от характера движения в них жидкостей и газов. Аномальные явления в пристенных слоях могут наблюдаться при толщине пленки 0,01—0,015 мкм меньше, а толщина адсорбционных слоев, как известно, еще на порядок меньше. Кроме того, при нарушении линейного закона фильтрации или при движении газированной жидкости и смеси двух взаимно не растворимых жидкостей проницаемость пористой среды уменьшается. В связи с этим при изучении проницаемости нефтесодержащих пород определяется не только проницаемость, характеризующая свойства породы, но и проницаемость, характеризующая одновременно физико-химические свойства жидкостей и газов и условия их движения. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости. Под абсолютной проницаемостью понимают проницаемость, которая характеризует только физические свойства породы. Эффективная проницаемость наряду с физическими свойствами породы характеризует также физико-химические свойства жидкостей и газов и характер движения их в поровых каналах. В соответствии с этим в качестве абсолютной проницаемости пород принята газопрдницаемость их после экстракции и последующей сушки до постоянной массы. Под эффективной проницаемостью принято понимать проницаемость пород для какой-то одной жидкости или газа при движении в них многофазных систем или наличии в порах неподвижной жидкости или, наконец, проницаемости пород для жидкости, когда существенно влияние молекулярных явлений на границе жидкость — порода. В настоящее время доказано, что значения проницаемости породы по газу и жидкости совпадают между собой, если достигнуто полное насыщение ее и поперечное сечение пор не столь мало, чтобы влияние молекулярных сил пристенных слоев становилось ощутимым. К эффективной проницаемости нефтесодержащих пород относится также проницаемость их в естественных условиях при двухфазном или трехфазном насыщении Моделирование коллекторов и, соответственно, классификация их параметров проводится по трём направлениям: геометрическое, механическое и связанное с наличием жидкости.С геометрической точки зрения, все коллектора можно подразделить на две большие группы: гранулярные (поровые)  и трещинные представлены на рисунке 1. Ёмкость и фильтрация в пористом коллекторе определяется структурой порового пространства между зёрнами породы. Для второй группы характерно наличие развитой системы трещин, густота которых зависит от состава пород, степени уплотнения, мощности, структурных условий и так далее.Рисунок 1 – Схема пористого и трещинно-пористого коллектора:а – шлиф пористого коллектора:1-зерна(частицы); 2 - цемент(кальцит); 3- глина; 4 - поровое пространство;б – схема трещинно-пористой среды:1-трещины; 2-пористые блокиЧаще всего имеют место коллектора смешанного типа, для которых ёмкостью служат трещины, каверны, поровые пространства, а ведущая роль в фильтрации флюидов принадлежит развитой системе микротрещин, сообщающих эти пустоты между собой. В зависимости от вида путей фильтрации или главных вместилищ флюида различают коллектора: трещинно-пористые, трещинно-каверновые и т.д. При этом первая часть в названии определяет вид пустот, по которым происходит фильтрация.С целью количественного описания фильтрационно - ёмкостных параметров реальные сложные породы заменяют идеализированными моделями.Реальные горные породы имеют очень сложную геометрию порового пространства или трещин. Кроме того, размеры частиц гранулярных коллекторов или трещин в трещиноватых породах меняются в очень широких пределах – от микрометров до сантиметров. Естественно, что математическое описание течения через столь хаотическую структуру невозможно и, следовательно, необходима некоторая идеализация структуры. Рисунок 2 – Элемент фиктивного грунтаФиктивный грунт – среда, состоящая из шариков одного размера, уложенных во всем объёме пористой среды одинаковым образом по элементам из восьми шаров в углах ромбоэдра, представлен на рисунке 2. Острый угол раствора ромбоэдра a меняется от 60 до 90о. Наиболее плотная укладка частиц при a=60о и наименее плотная при a=90о (куб)С целью более точного описания реальных пористых сред в настоящее время предложены более сложные модели фиктивного грунта: с различными диаметрами шаров, элементами не шарообразной формы и так далее.Идеальный грунт – среда, состоящая из трубочек одного размера, уложенных одинаковым образом по элементам из четырех трубочек в углах ромба. Плотность укладки меняется от угла раствора ромба. Трещинно-пористые коллекторы рассматриваются как совокупность двух разномасштабных пористых сред: системы трещин (среда 1), где пористые блоки играют роль “зёрен”, а трещины – роль извилистых “пор” и системы пористых блоков (среда 2).В простейшем случае трещинный пласт моделируется одной сеткой горизонтальных трещин некоторой протяженности, причём все трещины одинаково раскрыты и равно отстоят друг от друга (одномерный случай).Рисунок 3 – Схема одномерной и пространственной модели трещинной средыВ большинстве случаев трещинный пласт характеризуется наличием двух взаимно-перпендикулярных систем вертикальных трещин (плоский случай). Такая порода может быть представлена в виде модели коллектора, расчленённого двумя взаимно-перпендикулярными системами трещин с равными величинами раскрытия dи линейного размера блока породы l. В пространственном случае используют систему трёх взаимно-перпендикулярных систем трещин, показанных на рисунке 3.Всякое изменение сил, действующих на горные породы, вызывает их деформацию, а также изменение внутренних усилий – напряжений. Таким образом, динамическое состояние горных пород, как и флюидов, описывается реологическими соотношениями. Обычно реологические зависимости получают в результате анализа экспериментальных данных, натурных исследований или физического моделирования. Если объём пустот не изменяется или изменяется так, что его изменением можно пренебречь, то такую среду можно назвать недеформируемой. Если происходит линейное изменение объёма от напряжения, то такая среда – упругая, иначе ещё её называют кулоновской. К таким средам относятся песчаники, известняки, базальты. В упругих телах при снятии нагрузки объём восстанавливается полностью и линия нагрузки совпадает с линией разгрузки. Многие породы деформируются с остаточным изменением объёма, т.е. линия нагрузки не совпадает с линией разгрузки. Такие породы называются пластичными (глины), текучими (несцементируемые пески) или разрушаемыми.Горные породы необходимо разделять по ориентированности изменения их характеристик в пространстве. С этой позиции выделяют изотропные и анизотропные тела. Изотропия – это независимость изменения физических параметров от направления,анизотропия – различные изменения по отдельным направлениям. Понятие ориентированности, применительно к коллекторам, связано с геометрией расположения частиц, трещин. Частицы горной породы могут располагаться хаотически и упорядочно (иметь геометрическую ориентацию). Упорядочные структуры – анизотропны по поверхностным параметрам.1.2 Физика флюидаФлюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы, газоконденсаты, нефтегазоконденсаты, нефть, газированные пластовые воды и минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном, смешанными в различных пропорциях. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и газоконденсаты) и жидком (нефть, нефтегазоконденсаты, минерализованные воды и рапа). Плотность флюидов является важной характеристикой и определяется как масса одной единицы объема вещества. Абсолютная плотность - масса вещества, приходящаяся на единицу объема. Для газа эта плотность определяется при нормальных условиях - температура 20 °С и давление 0,1 МПа (1 атм.). Относительная плотность - плотность газа (или паров) по отношению к плотности воздуха. По значению этой плотности можно судить о степени и характере распространения газов в атмосфере (как далеко распространяется, где концентрируется). Относительная плотность для жидкостей не определяется. Чем выше плотность флюида, тем меньше скорость его фильтрации, и, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей. Плотность пластового флюида определяет скорость миграции (всплытия) флюида в скважине, что во многом определяет характер развития проявления в открытый фонтан. Если при поступлении в скважину жидких флюидов (высокая плотность) миграция практически не происходит, то при проявлениях газа она является весьма существенным фактором, заставляющим незамедлительно предпринимать технологические мероприятия по ликвидации проявления (например, вымыв газированного бурового раствора) во избежание возникновения открытого фонтана. Такой исход может быть из-за того, что рост давления в скважине в результате миграции газа может вывести из строя противовыбросовое оборудование, разрушив устье скважины. Можно говорить о снижении фонтаноопасности пластовых флюидов по мере увеличения их плотности. Вязкость пластовых флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине. Для оценки качества нефти пользуются относительной (условной) вязкостью. Способность растворяться в жидких флюидах или в буровом растворе имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов, так как это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом или с буровым раствором. В этом случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного). В пластовых условиях происходит растворение газообразных пластовых флюидов в жидких (нефти). Для характеристики количества растворенного газа в нефти вводится понятие газового фактора. Это объемное количество газа в м3 (при нормальных условиях), получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1 м3 дегазированной нефти. Принято считать, что при газовом факторе свыше 200 м3/м3 нефть характеризуется высоким содержанием газа. Природный газ способен значительно изменять свой объём при изменении давления, вода и нефть в довольно значительном диапазоне давлений (приблизительно до 20МПа) практически несжимаемы, а при высоких давлениях обладают упругими свойствами. В связи с указанными факторами различают модели сжимаемой, несжимаемой и упругой среды. Построение каждой из указанной модели требует привлечения эмпирических уравнений состояния – соотношений, связывающих изменение объёма с изменением давления.В области контакта флюидов при вытеснении одного другим или при выделении одного флюида из другого в каждом микрообъёме содержится два или больше флюидов, занимающих отдельные четко различимые объёмы (пузырьки газа в жидкости, капли или плёнки в газе) и взаимодействующих на поверхностях раздела. Такие системы называют многофазными (двух, трёх и т.д.), в отличие от многокомпонентных смесей (природный газ, нефть), в которых взаимодействие происходит на молекулярном уровне, и поверхности раздела выделить нельзя. В гидродинамике такие среды называют однофазными или гомогенными.В процессе движения флюиды испытывают различные деформации (сжатие, кручение, растяжение и т.д.) при изменении нагрузки (трение соседних объёмов, внешние силы), которая, отнесённая к единице площади, получила название напряжения. Само соотношение, связывающее деформацию или скорость изменения деформации с напряжением, называется реологическим соотношением или законом. Довольно часто движение флюидов не подчиняется данному закону, например, при страгивании пластовой нефти требуется некоторое, отличное от нулевого, напряжение, чтобы разорвать образованные пластовой водой коллоидные структуры. Такие среды называются неньютоновскими, а модель – моделью неньютоновского течения.1.3 Взаимодействие флюида и породыИзвестные промышленные скопления нефти и газа в недрах земной коры приурочены в основном к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. До появления в них нефти и газа они были полностью или частично заполнены водой. В зависимости от палеогеографической и гидрогеологической обстановки, особенностей литогенеза и формирования залежей нефти и газа в начальный период, указанная вода могла сохраняться или многократно замещаться поверхностными или глубинными водами. Следовательно, процесс формирования залежей нефти и газа так или иначе сопровождался вытеснением воды и газопаровой фазы из пор, каверн и трещин.Эффективность замещения воды нефтью и газом была различной, так как зависела от степени преодоления капиллярных сил, возникающих на границах раздела соприкасающихся фаз, и от структуры пустотного пространства горной породы. В трещинах и кавернах капиллярно-связанная вода, как правило, практически отсутствует. Будучи непременным спутником нефти и газа, она содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенках каверн, пор и трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно связанном состоянии в непроточной части пустот.Приток флюида осуществляется благодаря энергии пласта, связанной с напором краевых вод, напором газа в газовой шапке, энергии газа, который растворён в нефти и выделяется при снижении давления, упругости пород и гравитационной энергии. Доминирующая энергия определяет определённый режим.Явления, обуславливаемые молекулярным взаимодействием флюидов со стенками пор, играют важную роль в условиях газоконденсатного или нефтяного пласта, представляющего собой высокодисперсную пористую среду с развитой поверхностью. Сорбционно- десорбционные процессы, изменяя состав флюида в поровом пространстве, существенно влияют на его фазовое поведение. Определяющим фактором различия процессов выпадения и испарения конденсата в пористых средах является макроскопическое расслоение жидкой и паровой фаз, обусловленное размером поровых каналов.Особенностью газоконденсатных месторождений является проявление ретроградной, обратной конденсации при их разработке. Это связано с тем, что пластовые флюиды в этих залежах характеризуются тем, что в газовой фазе жидкие углеводороды находятся в растворенном состоянии. При этом следует отметить, что газовая фаза включает в себя углеводородные и неуглеводородные (азот, сероводород, углекислый газ, гелий и т.д.) компоненты. В начальных пластовых условиях газоконденсатная смесь находится в термодинамическом равновесии. После начала разработки месторождения при снижении пластового давления термодинамическое равновесие нарушается и начинают происходить фазовые превращения - выпадение отдельных углеводородов из растворенного газового состояния в жидкую фазу, т.е. конденсация тяжелых углеводородов. В процессе снижения пластового давления из газоконденсатной системы начинают выпадать жидкие углеводороды (газовый конденсат), т.е. фракции С5+выс.Эта конденсация и выпадение в пласте углеводородов приводят к значительному изменению состава добываемой на поверхность пластовой углеводородной смеси. Фазовая диаграмма пластовой системы представлена на рисунке 4.Рисунок 4 – Фазовая диаграмма пластовой системы:АА1- однофазный газ, АА2- двухфазный газ, ВВ3- ретроградный конденсат, СС1- движение растворенного газа, D- две фазы в пластеКонденсатные пласты являются залежами легких углеводородов, имеющими особые термодинамические свойства пластовой жидкости, которая представляет в пластовых условиях насыщенный пар, подвергающийся при снижении давления ретроградной конденсации жидкой фазы. Состав углеводородной жидкости конденсатных залежей состоит в значительной степени из метана и его гомологов. Жидкая фаза, образующаяся из пара, обычно окрашена в соломенно-желтый цвет и имеет малый удельный вес.Критическая температура смеси обычно ниже пластовой температуры, а критическое давление имеет величину порядка пластового давления. Средний молекулярный вес тяжелых компонентов конденсатной жидкости значительно ниже, чем у сырых нефтей. Газоконденсатный фактор в добыче из таких пластов выше, чем при добыче сырой нефти и природного газа.Когда пластовое давление вследствие отбора жидкости падает в таких залежах ниже точки конденсации, в пласте происходит образование жидкости. Этот процесс конденсации (ретроградный) продолжается до тех пор, пока давление не упадет до значения 68-136 ат в зависимости от начального состава жирного газа и пластовой температуры. Ниже этого давления возникает нормальное испарение, и объем пластовой жидкости уменьшается. Так как ожидаемые компоненты составляют незначительную часть всего жирного газа, то однократная конденсация последнего в пласте вызывает насыщение конденсатом только 5-18% порового пространства. Выпавшая жидкость остается в недрах пласта, а из скважин добывается газовая фаза. Состав пластовой жидкой фазы также непрерывно меняется, так как к ней добавляются тяжелые фракции остаточного газа, адсорбировавшиеся на породе. Количество выпавшей углеводородной жидкости вследствие истощения давления в пласте может достигать 30-60% от первоначального ее содержания.Для предупреждения ретроградных потерь более тяжелых компонентов в пласте в результате падения давления нужно использовать поддержание пластового давления при помощи обратной закачки газа.Выпадающий в пласте газовый конденсат, в случае если разработка газоконденсатного месторождения осуществляться на режиме истощения пластовой энергии, является практически потерянным. Но его можно, в какой степени частично извлечь, если будут достигнуты давления, когда начинается процесс прямого испарения. Это возможно в зоне очень низких давлений, порядка 1 - 2 МПа и менее.В процессе разработки месторождений природных газов наблюдается изотермическое снижение пластового давления, приводящее к увеличению влагонасыщенности парогазовой смеси. При газовом режиме, пластовое давление снижается до давления насыщенного пара при пластовой температуре, а минимальное давление в залежи будет равно давлению насыщенного пара. Это давление будет постоянным до тех пор, пока в поровом пространстве будет находиться остаточная вода. В этой связи, поскольку водяной пар является составной частью пластовой смеси, то возможно увеличение конденсатоотдачи за счёт следующих факторов:- возрастания общего объёма оставшейся в пласте парогазоконденсатной смеси за счёт испарения воды;- поддержания пластового давления на величину парциального давления водяного пара;- предполагаемого предпочтительного растворения высококипящих углеводородов в водяном паре.С целью получения максимальной добычи газового конденсата на многих газоконденсатных месторождениях возникает необходимость поддержания пластового давления в процессе его разработки. Поддержание пластового давления может быть осуществлено как за счёт закачки сухого (отбензиненного) газа, так и за счёт закачки воды. В первом случае это осуществляется в условиях, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения на какой-то определенный период времени. Возможность закачки воды зависит от наличия дешевых источников воды, приёмистости нагнетательных скважин и степени неоднородности пласта по коллекторским свойствам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды,дебиты скважин, продуктивность коллектора.Эффективность разработки газовых и газоконденсатных месторождений оценивается, прежде всего, по полноте извлечения углеводородного сырья из пласта [2]. Способы разработки месторождения на режиме естественного истощения не позволяют извлекать углеводороды с достаточной полнотой, среднее извлечение газа для газовых месторождений составляет 85-90%, для газоконденсатных -75- 85%, а извлечение конденсата не превышает 30%.В данной работе детально рассмотрены вопросы физики пласта, насыщающих его флюидов и характер их взаимодействия.Горные породы разделяются на три основные группы: изверженные, осадочные и метаморфические. Их строение определяет распределение и содержание нефти, газа и воды в горных породах. Чтобы нефть, газ и вода могли накапливаться в породе, она должна быть прежде всего коллектором, т. е. иметь определенную емкость пустот в виде пор, каверн или трещин, а для образования промышленных запасов порода должна быть еще и проницаемой.Флюиды подразделяются на следующие типы: природные газы, газоканденсаты, нефтегазоконденсаты, нефть, газированные пластовые воды и минерализованные пластовые воды. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном и жидком. Фильтрация пластового флюида к скважине зависит от вязкости пластовых флюидов. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Булыгин, Ю.А. Физика пласта: учеб. пособие / Ю.А. Булыгин –Воронеж : ГОУВПО "Воронежский гос. технический ун-т", 2006. – 183 с.Бурханов, Р.Н. Физика нефтяного и хазового пласта: учеб. пособие / Р.Н. Бурханов, Н.А. Чухновская – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013. – 116 с.Гафаров, Ш.А. Физика нефтяного пласта / Ш.А. Гафаров, А.Ю. Харин, Г.А. Шамаев – Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2000. – 86 с.Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш. К. Гиматудинов – Москва: Недра, 1971 – 312 с.Гудок, Н.С. Экспериментальные методы физики пласта / Н.С. Гудок, Н.Н. Богданович – Москва: Спутник, 2007. – 594 с. Карманский, А.Т. Физика нефтяного и газового пласта: учеб. пособие / А.Т. Карманский – Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский гос. горный ин-т им. Г. В. Плеханова, 2010. – 96 с.Коновалова, Л.Н. Физика пласта : учеб. пособие / Л.Н. Коновалова, Л.М. Зиновьева, Т.К. Гукасян – Ставрополь : Северо-Кавказский федеральный университет, 2016. – 120 с.Минханов, И. Ф., Разработка нефтяных и газовых месторождений [Текст] : учеб. пособие для вузов / И. Ф. Минханов, С. А. Долгих, М. А. Варфоломеев; Казанский федеральный университет. – Казань, 2019 – 96 с.Мулявин, С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений: учеб. пособие / С.Ф. Мулявин – Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. – 224 с.Саранча, А.В. Основы физики пласта / А.В. Саранча, Е.Е. Левитина – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2018. – 119 с.Хавкин, А.Я. Физика нефтегазовых пластов и нелинейные явления: учеб. пособие / А.Я. Хавкин – Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2019. – 288 с.