 |
АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция
Физические свойства пластовых вод
Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей, и в связи с широким изменением минерализации плотность вод может быть различной. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м3 при концентрации солей 642,8 кг/м3.
Тепловое расширение воды характеризуют коэффициентом теплового расширения:
(5.1)
где DV изменение объема воды при изменении температуры на Dt; V – объем воды в нормальных условиях.
Из формулы (5.1) следует, что коэффициент теплового расширения Е воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 10. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах от 18 . 10-5 до 90 . 10-5 1/град, возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.
Сжимаемость пластовой воды. Коэффициент сжимаемости воды:
(5.2)
характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу.
Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,7-5,0) 10-10 м2/н. При наличии растворенного газа коэффициент сжимаемости воды увеличивается и может быть приближенно определен по формуле:
bвг = 
bв (1 + 0,05 S) (5.3)
где bвг – коэффициент сжимаемости воды, содержащий растворенный газ, в м2/н; bв – коэффициент сжимаемости чистой воды в м2/н; S – количество газа, растворенного в воде, в м3/м3.
Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Vпу к удельному объему ее в стандартных условиях Vн:
(5.4)
Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99-1,06). Правый предел относится к высокой температуре (1210С) и низкому давлению, левый – к низкой температуре (380С) и высокому давлению (32 Мн/м2).
Растворимость углеводородных газов в воде. Растворимость газов в водах возрастает с увеличением давления и уменьшается с ростом температуры. С повышением минерализации ухудшается растворимость газов в воде. Растворимость газа в воде в зависимости от ее минерализации определяют по формуле:
aпл = aпр (1 – k М), (5.5)
где М – минерализация в кмоль/м3; k - коэффициент, зависящий от состава газа; aпл – растворимость газа в минерализованной воде в м3/м3; aпр – растворимость газа в чистой воде в м3/м3.
Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Влияние давления на вязкость вод незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры. В области низких температур (5-100С) вязкость слабо минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наиболее вязки хлоркальциевые воды. Вязкость их при одних и тех же условиях превышает вязкость чистой воды в 1,5-2 раза.
В связи с малой растворимостью газов в воде вязкость незначительно уменьшается при насыщении ее газом. Поэтому вязкость ее в пластовых условиях можно определять (для практических расчетов) обычными капиллярными вискозиметрами при пластовой температуре и атмосферном давлении.
5.3Минерализация пластовой воды
Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен кг/м3 в пресной воде до 300 кг/м3 в концентрированных рассолах.
Основные минеральные вещества, входящие в состав пластовых вод, представлены солями натрия, калия, кальция, магния и некоторых других металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды (СI) щелочных металлов и бикарбонаты щелочей и щелочноземельных металлов. Вблизи нефти сульфаты (SO4) встречаются весьма редко. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода, брома и NH4. Из газообразных веществ в пластовых водах содержатся углеводородные газы, а иногда и значительные количества сероводорода.
Состав пластовых вод определяется многими факторами: минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом пластов, температурными условиями, величиной пластового давления и т.д.
Исследования показывают, что состав связанной воды может быть иной, чем пластовой. Так, например, среднее содержание хлора в связанной воде ярегского песчаника (по С.Л.Заксу) оказалось в 2,5 раза выше, чем в воде, добываемой вместе с нефтью. Содержание хлора в связанной воде доломитов Новостепановского месторождения изменяется от 19 до 335 кг/м3 при среднем содержании хлора в водах этого месторождения около 100 кг/м3.
Нефтяные залежи, имеющие промышленное значение, находятся в зоне затрудненного водообмена. Однако присутствие в некоторых пластах пресных вод обусловлено гидродинамической связью, существующей между нефтеносными пластами и поверхностными областями питания. Имеется много месторождений, где нефть залегает вместе с пресной водой или с водами низкой концентрации солей. Поэтому наличие гидродинамической связи нефтяного пласта с поверхностными источниками питания не всегда сопровождается вымыванием нефти из ловушек и разрушением залежи.
5.4 Состояние остаточной (связанной) воды
в нефтяных и газовых коллекторах
Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей – структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т.д.
Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта имеет чрезвычайно важное значение в процессах движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная вода находится в пласте в виде тонкой пленки, покрывающей поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если же свойства фаз таковы, что пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ нефти поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Следовательно, формы существования остаточной воды необходимо учитывать по всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы имеет существенное значение.
Существенное влияние распределения остаточной воды в поровом пространстве оказывает на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие явления, происходящие в пласте, как-то: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество и формы существования нефти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии, и др., во многом также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.
Остаточная вода находится в пористой среде и других дисперсных телах в следующем виде:
1) капиллярно связанной воды, находящейся в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;
2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды; молекулы адсорбированной воды ориентированы; по свойствам адсорбированная вода значительно отличается от свободной;
3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;
4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре, захваченной механически; ограничивается менисками на поверхностях раздела вода – нефть, вода – газ.
При анализе кернового материала в образце породы обычно определяется общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Это объясняется неопределенностью условий существования и классификации остаточной воды и сложностью раздельного их определения.
Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно удержанном состоянии. Увеличение концентрации солей в жесткой остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, приводит в последующем к увеличению степени гидрофобизации твердой фазы нефтью вследствие десольватирующего (т.е. разрушающего сольватные соли) действия ионов солей. Устойчивые пленки воды на поверхности твердого тела возникают только при очень низком значении поверхностного натяжения между водой и нефтью, при слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализованные сильно щелочные остаточные воды, последние находятся в капиллярноудержанном и пленочном состоянии.
Сильно минерализованные остаточные воды в газовом коллекторе не образуют равновесной смачивающей пленки. Это объясняется десольватирующим действием ионов солей, находящихся в остаточной воде. Средняя равновесная толщина слоя слабо минерализованной воды на поверхности кварца на границе с воздухом составляет 5 . 10-6 см (50 нм) (1 нм (нанометр) = 10-9 м = 10-6 мм = 10-7 см).
Общее количество различных форм остаточной воды в породе зависит также от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей.
6. ПОВЕРХНОСТНО – МОЛЕКУЛЯРНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ ПЛАСТ – ВОДА – НЕФТЬ – ГАЗ
Поиск по сайту: