Физика пласта

1. ФИЗИКА ПЛАСТА

Т.А. Деева

2. Цель курса

• Свойства горной породы: проницаемость,
сжимаемость, силы межфазного натяжения и т.д.
• Физико-химические свойства пластовых флюидов.
• Теория несмешивающегося вытеснения.
• Теория материального баланса и его применение.
• Приток из законтурной области.

3. 1. СВОЙСТВА ГОРНОЙ ПОРОДЫ

4.

1.1. Проницаемость
A
h1-h2
q
•q = KA (h1-h2)/L
A
h1
•K – константа
пропорциональности
(Длина образца) L
q
h2

5. 1.1. Проницаемость

qμ L L P T L 1 1
2
k
;
2 L
A Δp T 1 1 L P
3
Единица измерения проницаемости – мд (md)

6. 1.2. Методы вычисления средней проницаемости (гармоническое среднее)

Флюид
Скважина
r
ln e
rw
k
ri
ln
n
r
i 1
ki
i 1
(1)
re радиус дренирования (см)
rw радиус скважины (см)
ri радиус i го сегмента коллектора (см)
кi проницаемость i го сегмента коллектора

7. 1.2. Методы вычисления средней проницаемости (арифметическое среднее)

n
k
h k
i
i 1
i
n
h
i 1
i
hi мощность i го пропластка коллектора
ki проницаемость i го пропластка коллектора

8. 1.2. Методы вычисления средней проницаемости (геометрическое среднее)

n
hi ln ki
k exp i 1 n
h
i
i 1
ki проницаемо сть i го образца керна
hi длина i го образца керна

9. Упражнение 1

Проницаемость коллектора -50 мд.
Толщина поврежденной зоны вокруг скважины – 20 см.
Проницаемость поврежденной зоны – 10 мд.
Радиус скважины – 8 см.
Радиус дренирования – 250 м
• Вычислить среднюю проницаемость коллектора.

10. Решение (упражнение 1)

• Согласно формуле (1):
250 100
ln
8
k
30.8 мд
28
250 100
ln ln
28
8
10
50

11. 1.3. Эффект Клинкенберга

• Проницаемость по газу больше чем
проницаемость по жидкости.
• Причина - проскальзывание молекул газа по
поверхности зерен породы.
• Коллектор с низкой проницаемостью или малые
значения среднего давления эксперимента.

12. 1.3. Эффект Клинкенберга

Проницаемость по газу (мд)
1.3. Эффект Клинкенберга
Проницаемость по жидкости
Kl – проницаемость по жидкости (мд)
1/Pm (1/атм)
Kg – проницаемость по газу (мд)
b – постоянная Клинкенберга (зависит от газа и породы коллектора)
Pm= (P1+P2)/2 – среднее давление эксперимента
P1 – давление на входе образца (атм)
P2 – давление на выходе образца (атм)

13. 1.3. Эффект Клинкенберга

Значения постоянной Клинкенберга для различных газов:
b= 0.5 для азота
b= 0.7 для воздуха
b= 0.9 для гелия
• Также можно использовать следующее уравнение:
0.47 k
0.64
l
Pm kl Pmk g 0

14. Упражнение 2

• Дано:
Проницаемость
по азоту (мд)
Среднее
давление
(атм)
Проницаемость
по воздуху (мд)
Среднее
давление
(атм)
Проницаемость
по гелию (мд)
Среднее
давление
(атм)
4.98
1.075
5.62
1.075
6.25
1.075
4.88
1.146
5.48
1.146
6.07
1.146
4.72
1.289
5.25
1.289
5.78
1.289
4.48
1.575
4.91
1.575
5.35
1.575
4.2
2.139
4.51
2.139
4.83
2.139
3.92
3.282
4.13
3.282
4.33
3.282
• Найти проницаемость по жидкости ?

15. Упражнение 2

Проницаемость по газу (мд)
Эффект Клинкенберга
7
6.5
6
5.5
5
4.5
4
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
0.00
Азот
Воздух
Проницаемость по жидкости - 3.4
мд
0.20
0.40
Гелий
0.60
1/Pm (1/атм)
0.80
1.00

16. 1.4. Сжимаемость горной породы

• Сжимаемость матрицы горной породы.
• Сжимаемость общего объема горной породы.
• Сжимаемость объема порового пространства (сf) –
наиболее значительная величина.
• Сf изменяется от 4.41×10-5 до 3.675 ×10-4 1/атм.
• Эмпирические корреляции:
cf
2.62 10 5
0.438
Hall
1.43 10 3
cf
1.42859
1 55.8721
пористость
с f 1 / атм
Newman

17. 1.5. Силы межфазного натяжения

• Возникают на границе раздела между жидкостями или
жидкостью и газом .
• Единицы измерения – dynes/cm или N/m

18. 1.5.Силы межфазного натяжения

Граница
раздела
Силы межфазного натяжения @ °20C
Вода - воздух
Н/м
0.0726
Дины/см
72.6
Вода - нефть
~ 0.0350
~ 35
0.3680
368
Ртуть - Воздух

19. 1.6. Смачиваемость

• Смачиваемость - взаимодействие флюида и твердого
тела.
• Контактный угол θ.
а)
б)
Флюид В
Флюид А
Флюид В
Флюид А
Контактный угол
Твердое тело
Твердое тело

20. 1.6. Смачиваемость

Флюид В
(газ)
Флюид А
(вода)
Смачивается флюидом А
Твердое тело
Флюид В
(газ)
Флюид А
Смачивается флюидом А
и флюидом В
Твердое тело
Флюид В
(газ)
Флюид А
(ртуть)
Смачивается флюидом В
Твердое тело

21. 1.7. Капиллярное давление.

Pcap
2 wo cos
Rкапилляра
Rкапилляра
wo силы межфазного натяжения ( N / м)
Pcap Pнефти Рводы воды нефти g h
Нефть
Pнефти
Pcap капиллярно е давление ( Па)
Pводы
h
воды, нефти плотности воды и нефти,
соответcтвенно (кг / м )
3
РFWL
g ускорение свободного падения ( м / s 2 )
h высота над уровнем
свободной воды ( м)
Вода

22. 1.7. Капиллярное давление.

Трубка
Газ
Вода
Порода
Газ
Вода
Трубка
Вода
Нефть
Самопроизвольное
пропитывание
водой (смачивающая фаза)
Давление вытеснения
Пропитывание
нефтью
(несмачивающая фаза)
Порода
Вода
Нефть

23. 1.7. Капиллярное давление.

НЕФТЬ
НЕФТЬ
НЕФТЬ
ВОДА
ВОДА
НЕФТЬ

24.

1.7. Капиллярное давление.
5
Capillary Pressure, Pc, bar
4
3
2
1
0
0.2
0.4
0.6
0.8
Water Saturation, Sw , frac
1.0
Стенки породы
Нефть
Вода

25. 1.7. Капиллярное давление.

26. 1.7. Капиллярное давление.

Дренирование
Дренирование
Pc
Насыщенность несмачивающей фазы
возрастает
Пропитка
Pd
Пропитка
Swi
0
Sor
0.5
Sw
Modified from NExT, 1999, after …
1.0
Насыщенность
возрастает
смачивающей фазы

27. 1.7. Капиллярное давление.

Водонефтяной
контакт
Переходная зона
Pc
Связанная вода
1.7. Капиллярное давление.
ВНК
0%
Sw
Уровень свободной воды
100%

28. 1.8. J Функция Леверетта

• Безразмерное капиллярное давление
• Предположение – одинаковая кривизна в любой точке
порового пространства
K
J Pc
cos

29. 1.8. J Функция Леверетта

Остаточная водонасыщенность Кво, %
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
№
скваж.
59
102
104
156
187
188
Лабор.
номер
651-98//
654-98//
660-98//
437-97//
441-97//
442-97//
467-97//
475-97//
533-97//
40-99//
46-99//
54-99//
56-99//
80-99//
171-99//
175-99//
179-99//
184-99//
187-99//
188-99//
192-99//
194-99//
200-99//
207-99//
232-99//
243-99//
105-99//
106-99//
107-99//
Интервал
отбора, м
2897,4-2904,4
-"2904,4-2909,6
2867,0-2874,0
-"-"2874,0-2881,0
2881,0-2886,0
2982,0-2988,0
2892,0-2897,0
-"-"-"2897,0-2904,0
2762,0-2769,0
-"-"-"-"-"-"-"-"2769,0-2776,0
2776,0-2783,0
-"2748,0-2753,0
-"-"-
Место
взятия,
м
Кпо,
%
2,00нк
2,90нк
3,90нк
нк
0,70нк
0,85нк
4,20нк
3,60нк
5,00нк
0,10нк
0,80нк
1,70нк
1,95нк
5,05нк
1,80нк
2,60нк
3,30нк
4,10нк
4,60нк
4,80нк
5,45нк
5,70нк
6,85нк
1,60нк
2,20нк
7,00нк
1,05нк
1,30нк
1,45нк
16.4
13.7
12.0
15.8
17.7
13.4
14.8
14.5
14.9
16.7
19.5
13.3
19.7
12.7
17.7
15.3
19.1
17.9
19.4
18.3
19.1
13.2
17.9
13.0
14.5
15.5
13.6
13.5
14.3
Кпр,
мД
14.0
2.6
0.5
43.8
35.2
7.0
2.8
0.7
4.2
10.9
65.1
1.7
67.4
0.6
34.8
10.1
67.0
180.8
292.4
330.9
265.9
3.5
32.5
1.5
1.1
1.0
26.0
72.0
112.3
Давление вытеснения, МПа
0.014
0.028
0.055
0.103
0.207
0.414
0.690
0.9888
0.9821
0.9852
0.9600
0.9862
0.9877
0.9864
0.9871
0.9828
0.9852
0.9846
0.9856
0.9837
0.9830
0.9779
0.9824
0.9758
0.6495
0.6055
0.5305
0.7066
0.9835
0.9839
0.9792
0.9838
0.9864
0.9747
0.8971
0.5880
0.9867
0.9794
0.9827
0.8389
0.8182
0.9865
0.9843
0.9849
0.9794
0.9677
0.6718
0.9830
0.7793
0.9806
0.7412
0.9753
0.6769
0.4517
0.4478
0.3871
0.4601
0.9813
0.9115
0.9769
0.9795
0.9835
0.5684
0.4093
0.3541
0.8231
0.9780
0.9802
0.5987
0.5436
0.8406
0.9822
0.9838
0.9737
0.8211
0.4668
0.9817
0.5277
0.9782
0.5457
0.7884
0.5214
0.3574
0.3572
0.3039
0.3584
0.9316
0.5873
0.9641
0.9762
0.9806
0.3456
0.2929
0.2690
0.6033
0.9464
0.9765
0.4813
0.4270
0.6655
0.8962
0.9784
0.8935
0.6065
0.3768
0.9305
0.4153
0.9745
0.4528
0.6041
0.4367
0.2906
0.2902
0.2481
0.2942
0.7277
0.4755
0.8137
0.9686
0.9757
0.2633
0.2304
0.2145
0.4601
0.6726
0.9444
0.3803
0.3352
0.5062
0.5797
0.8847
0.7824
0.4616
0.2990
0.6265
0.3217
0.9442
0.3643
0.4815
0.3578
0.2270
0.2285
0.1940
0.2316
0.5766
0.3821
0.6667
0.8000
0.8571
0.2000
0.1740
0.1600
0.4366
0.5860
0.8962
0.3549
0.3140
0.4759
0.5168
0.7748
0.6392
0.4258
0.2828
0.5649
0.3029
0.8861
0.3429
0.4550
0.3344
0.2086
0.2140
0.1768
0.2199
0.5182
0.3564
0.5938
0.6659
0.7289
0.1835
0.1593
0.1407
0.4305
0.5722
0.8517
0.3521
0.3095
0.4691
0.5157
0.7220
0.5922
0.4206
0.2788
0.5518
0.2964
0.8352
0.3370
0.4444
0.3288
0.2040
0.2072
0.1760
0.2183
0.5050
0.3548
0.5741
0.6357
0.6657
0.1823
0.1569
0.1385

30. 1.8. J Функция Леверетта

350
Проницаемость, мД
300
250
200
150
100
50
0
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
25
25
27
29
Пористость, %
20
15
10
5
0
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29

31. 1.8. J Функция Леверетта

18
y = 0.0890x-2.6202
16
2
R = 0.7753
y = 0.0494x-2.9902
R2 = 0.7079
J Функция Леверетта
14
12
10
8
6
4
2
0
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
Sw
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0

32.

1.8. J Функция Леверетта
Обобщенные зависимости кап. давления и функции Леверетта
4.0
160
Группа 1
Группа 1
3.5
140
120
Группа 2
функция Леверетта
J
капиллярное давление
Группа 2
3.0
2.5
2.0
Группа 3
1.5
Группа 4
1.0
Группа 5
0.5
Группа 6
0.0
100
80
Группа 3
60
Группа 4
40
20
0
0
0.2
0.4
0.6
водонасыщенность
0.8
1
0
0.2
0.4
0.6
Sw, д.е.
водонасыщенность
0.8
1

33. 1.8. J Функция Леверетта

• Вычисляем J
функцию Леверетта
4
J(Sw)
HFU1-2
HFU3
Pc ( S w )
J
(S w )
k
HFU4
3
HFU5-6
HFU7-8-9
2
1
0
0
0.2
0.4
Sw
0.6
0.8
1

34. 1.8. J Функция Леверетта

• Аппроксимируем Jфункцию с помощью
следующего уравнения
S w S wi
J J 0
1 S wi
Pc, bars
1
m
• Вычисляем
капиллярное давление,
используя среднюю
проницаемость и
пористость
0.5
0
0
0.2
0.4 Sw 0.6
0.8
1

35. Упражнение 3.

Данные капиллярного давления:
Керн имеет пористость 16%,
проницаемость равна 80 мд.
Сила межфазного натяжения равна
0.05 Н/м.
Sw
Рс (Па)
1.0
3440
0.8
4135
0.6
5170
0.4
7240
Требуется найти капиллярное
0.2
12060
давление для образца, имеющего
пористость 19%, проницаемость 120 мд.
Для данных единиц измерения функция Леверетта имеет вид:
3.162 10 Pc
8
J (Sw )
wo
k

36. Решение упражнения 3.

• Шаг 1. Вычисление функции Леверетта.
J(Sw)=3.162 ×10-8 ×(Рс/0.05)×22.36=1.41 × 10-5Рс
Sw
J(Sw)
1.0
0.8
0.6
0.0485
0.0583
0.0729
0.4
0.2
0.1021
0.17
• Шаг 2. Используя полученные значения функции
Леверетта, вычисляем капиллярное давление для образца
с пористостью 19% и проницаемостью 120 мд.

37. Решение упражнения 3.

• Pc= J(Sw)×62920.8
Sw
Рс (Па)
1.0
3052
0.8
3669
0.6
4587
0.4
6423
0.2
10699

38. 1.8. Капиллярное давление.

Исходные данные
Требуемые данные
Множитель
Ртуть/Воздух/Порода
Нефть/Вода/Порода
0.09524
Ртуть/Воздух/Порода
Газ/Вода/Порода
0.19608
Нефть/Вода/Порода
Ртуть/Воздух/Порода
10.5
Нефть/Вода/Порода
Газ/Вода/Порода
2.057
Газ/Вода/Порода
Ртуть/Воздух/Порода
5.1
Газ/Вода/Порода
Нефть/Вода/Порода
0.4861
Действительно только для 20ºС

39. 1.9. Относительная проницаемость

• Проницаемость пористой среды для однородной фазы,
полностью насыщающей поровое пространство, является
характеристикой самой породы. При этом следует сделать
допущение – жидкость не взаимодействует с пористой средой.
• При двухфазном течении проницаемость можно использовать
относительно каждой фазы в отдельности. При этом
проницаемость для каждой фазы зависит от ее насыщенности.
• Относительная проницаемость определяется отношением
фазовой проницаемости при определенном распределении фаз к
абсолютной проницаемости.
kотносительная
kфазовая
k абсолютная

40. 1.9. Функции относительных фазовых проницаемостей

1,0
Результаты экспериментов:
Вода, опыт №190
Вода, опыт №189
Нефть, опыт №190
Нефть, опыт №189
Аналитическая апроксимация:
Нефть
Вода
Нефть
0,9
Kro,Krw
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
Вода
0,2
0,1
0,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
Водонасыщенность
0,8
0,9
1,0

41.

1.9. Лабораторные методы определения
проницаемости
Проницаемость породы определяется при фильтрации флюидов через
керн. Для оценки проницаемости пользуются линейным законом
фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации флюида в пористой
среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна
вязкости:
V = Q / F = K P / L
K = Q L / P F
V – скорость линейной фильтрации, (см/с)
Q – объемный расход флюида в единицу времени, (см3/с)
– вязкость флюида, (сП)
P – перепад давления, (атм)
F – площадь фильтрации, (см2)
L – длина образца, (см)
K – проницаемость, (мД).
ФЛЮИД
( Q, , P1 )
КЕРН
L
F
ФЛЮИД
( Q, , P2 )

42.

Для определения АБСОЛЮТНОЙ проницаемости через
экстрагированный (в породе отсутствуют связанные флюиды) керн
фильтруется жидкость, инертная к породе (керосин).
инертный
флюид
(керосин)
КЕРН
L
F
инертный
флюид
(керосин)

43.

Для определения ЭФФЕКТИВНОЙ проницаемости через керн
совместно фильтруются нефть и вода. Определение эффективных
проницаемостей проводится на нескольких режимах, но не менее пяти
(0%, 25%, 50%, 75%, 100% воды в потоке).
нефть
+
вода
остаточная нефть
( Sor )
КЕРН
F
нефть
+
вода
связанная вода
( Swir )
L
Величины эффективных проницаемостей рассчитываются по формулам:
Ko = Qo o L / P F
Kw = Qw w L / P F ,
где индекс «o» - нефть (oil), «w» - вода (water).

44.

Эффективная проницаемость для каждой отдельной фазы, и сумма
эффективных проницаемостей меньше, чем абсолютная проницаемость.
Пример : Определение абсолютной и эффективной проницаемостей.
Предположим керн насыщен на 100% и промывается водой. Данные по керну
следующие:
F = 2.5 cм2; L = 3.0 cм; Qw = 0.6 см3/с; р = 2 кгс/см2; w = 1.0 сП
К = Q L / P F = 0.6 * 1 * 3 / 2 * 2.5 = 360 мД
Тот же керн насыщен 100% нефтью:
o = 2.7 сП; Qo = 0.222 см3/с;
К = Q L / P F = 0.222 * 2.7 * 3 / 2 * 2.5 = 360 мД
Тот же керн с водонасыщенностью 70 % и нефтенасыщенностью 30 %
Qo = 0.027 см3/с; Qw = 0.48 см3/с;
Кo = Qo o L / P F = 0.027 * 2.7 * 3 / 2 * 2.5 = 44 мД
Кw = Qw w L / P F = 0.48 * 1 * 3 / 2 * 2.5 = 288 мД
44 + 288 < 360

45.

1.9. Функции относительных
фазовых проницаемостей
1
1
HFU1 and HFU2
0.8
0.6
0.6
kr
kr
0.8
HFU3, HFU4, HFU5
0.4
0.4
Swn
0.2
0.2
0
Swn
0
0
0.2
0.4
Функции Кори
0.6
0.8
1
0
0.2
0.4
1 Sw Sor no
k (kro )Swc
1 Swc Sor
ro
Sw Swc nw
k (krw )Sor
1 Swc Sorw
rw
0.6
0.8
1

46. 1.9. Коэффициент вытеснения

1,0
0,9
0,8
0,7
Kro,Krw
• Используя критические
значения насыщенностей
воды и нефти можно
вычислить значение
коэффициента вытеснения.
• Коэффициент вытеснения
показывает какая доля
запасов нефти может быть
вытеснена при помощи
заводнения.
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0,0
0,1
0,2
0,3
насыщенность
связанной воды
0,4
0,5
0,6
диапазон
двухфазного
течения
0,7
0,8
0,9
1,0
насыщенность
остаточной нефти
1 S or S wc 1 0,33 0,31 0,36
К в ыт ED
0,52
1 S wc
1 0,31
0,69

47.

Упражнение 4.
На месторождении планируется пробурить новую скважину.
По данному месторождению известно (лабораторные исследования и т.д.):
Swir = 0.3
Ko(Swir) = 10
no = 2
Sor = 0.2
Kw(Sor) = 3
nw = 2.5
Построить кривые относительных проницаемостей (интервал по оси
водонасыщенности = 0,1).

48. Решение.

Krw
Kro
Sw
Kw
Ko
Kw/Ko(Swir)
Ko/Ko(Swir)
0,3
0
10
0
1
0,4
0,053666
6,4
0,005366563
0,64
0,5
0,303579
3,6
0,030357866
0,36
0,6
0,836564
1,6
0,08365644
0,16
0,7
1,7173
0,4
0,171730021
0,04
0,8
3
0
0,3
0

49. Решение.

График относительных проницаемостей
1,2
Kro.Krw
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
Sw
Krw
Kro
0,6
0,7
0,8
0,9

50. 1.9. Отношение подвижностей М

М
1.9. Отношение подвижностей
k / w
Соотношение
Mobility Ratio, M
подвижностей
k / o
'
rw
'
ro
Kro,Krw
• Показатель устойчивости фронта вытеснения
1,0
Нефть
0,9
0,8
kro’
0,7
0,6
0,5
0,18
M
0,5
1,0
1,8
0,36
0,65
0,55
0,4
krw’
0,3
Вода
0,2
0,1
0,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
Водонасыщенность
0,8
0,9
1,0

51. 1.9. Отношение подвижностей М

52. 2. Физико-химические свойства пластовых флюидов

53. 2.1. Физико-химические свойства пластовых флюидов

Таблица 1. Пластовые флюиды и их
характеристики.
Характеристика
Битуминозная
нефть
Тяжелая
нефть
Средняя
нефть
Легкая
нефть
Газоконденсат
Сухой и
жирный
газ
Начальная молекулярная
масса
150+
80-150
60-80
40-60
40-23
<23
Доля С7+ (% мол.)
>50
30-50
25-35
10-30
12-1
0-1
Газовый фактор (м3/м3)
0-35
35-124
124-213
213-623
623-5345
3550+
Объемный коэффициент
нефти (м3/м3)
1.0-1.1
1.1-1.3
1.3-1.7
1.7-3.0
3.0-20.0
20.0+
Давление насыщения (атм)
34
20-340
135-340
200-500
200-610
-
Относительная плотность в
градусах API
5-15
15-40
34-45
42-55
45-60
45+

54. 2.2. Фазовые диаграммы

• Диаграмма «давление-температура»
• Сухой газ
Начальные пластовые
условия
Давление
CP
Условия сепаратора
Температура

55. 2.2. Фазовые диаграммы

• Диаграмма «давление-температура»
• Жирный газ
Давление
CP
Условия сепаратора
Температура
Начальные пластовые
условия

56. 2.2. Фазовые диаграммы

• Диаграмма «давление-температура»
• Газоконденсат
Начальные пластовые условия
Давление
CP
Условия сепаратора
Температура

57. 2.2. Фазовые диаграммы

• Диаграмма «давление-температура»
• Летучая нефть
Начальные пластовые условия
Давление
CP
Условия сепаратора
75%
25%
50%
Температура

58. 2.2. Фазовые диаграммы

• Диаграмма «давление-температура»
• Тяжелая нефть
Начальные пластовые
условия
Давление
Критическая точка
Кривая фазового равновесия
Двухфазный регион
75%
50%
25%
Условия сепаратора
Температура

59. 2.2. Фазовые диаграммы

Критические
точки
TR
41
Летучая нефть I
Давление (МПа)
34
Газоконденсат
Летучая нефть II
27
20
14
Жирный газ
Тяжелая
нефть
7
Сухой газ
0
8
18
38
94
149
Температура
204
o
С
260
316
371
427

60. 2.3. Стандартные условия

• 0,101325 МПа (1 атм) и 20º С
• 14,7 psi и 60 ºF
• Товарная нефть

61. 2.4. Свойства газов

ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА
Пластовые условия
Стандартные условия

62. 2.4.ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА

Объем, занимаемый произвольным количеством газа
при пластовом Р&Т
Объем, занимаемый тем же количеством газа
при стандартных Р&Т
Единицы измерения – м3/м3
Bg
VR
V SC

63. 2.4.ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА

Bg
2.4.ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА
Давление

64. 2.4. Вязкость газа

40oС
Вязкость (cp)
65oС
95oС
95oС
T возрастает
65oС
40oС
Давление

65. 2.4. Коэффициент изотермической сжимаемости газа

1
C g PA , TA
V
V
P
TA
Частная производная вычисляется для постоянного значения
температуры ТА.
Единицы измерения – 1/атм

66. 2.4.Коэффициент изотермической сжимаемости газа.

TA
TB
1 V1 V2
C g PA , TA
Vave P1 P2 T
A
P1
PA
P2
V1
V2
Vave= (V1+V2)/2

67. 2.5. Свойства тяжелой нефти.

• Диаграмма «давление-температура»
• Тяжелая нефть
Начальные пластовые
условия
Давление
CP
75%
50%
25%
Условия сепаратора
Температура

68. 2.5. Свойства тяжелой нефти.

Объемный коэффициент нефти - Bo
Общий объемный коэффициент - Bt
Газосодержание нефти (газовый фактор) – Rs
Вязкость нефти - µ
Силы межфазного натяжения - σ
Коэффициент изотермической сжимаемости
нефти – Co
• Плотность нефти - ρо

69. 2.5. Удельная плотность нефти

o ( P1 , T1 )
o
w ( P1 , T1 )
Единицы API
o
API
141.5
o
131.5
γо-относительная плотность нефти при 20°С

70. 2.5. Объемный коэффициент нефти

Газ
Поверхность (Ps,Ts)
Коллектор (P,T)

71. 2.5. Объемный коэффициент нефти

Объем нефти и растворенного в ней газа при пластовых условиях
Bo =
Объем нефти при стандартных условиях
Единицы измерения – куб.м./куб.м.

72.

2.5. Объемный коэффициент нефти
Пластовая T = constant
Bo
Pb
Пластовое давление

73.

2.5. Газосодержание нефти
Пластовая T = constant
Rs
Pb
Пластовое давление

74. 2.5. Общий объемный коэффициент

Pb
Нефть
Hg
Bob
Газ
Bg(Rsb-Rs)
Нефть
Hg
Bo

75. 2.5. Общий объемный коэффициент

• Также двухфазный объемный коэффициент.
Bt Bo Bg Rsb Rs
Единицы…
Куб.м./куб.м.

76.

2.5.Общий объемный коэффициент
Пластовая T = constant
Bo, Bt
Bt
Bt=Bo
Bo
Pb
Пластовое давление

77. 2.5. Коэффициент изотермической сжимаемости нефти

1
Co PA , TA
V
V
P
TA
Частная производная вычисляется для постоянного значения
температуры ТА.

78. 2.5. Вязкость нефти

Вязкость нефти
T = constant
Выделение
газа
Двухфазное
течение
Однофазное
течение
Pb

79. 2.6. Свойства пластовой воды

• Объемный коэффициент воды – Bw
• Вязкость воды- µw
• Растворимость газа в воде - Rsw
• Изотермическая сжимаемость воды - Сw

80.

2.6. Объемный коэффициент воды
Bw
Пластовая T = constant
Pb
Пластовое давление

81. 2.6. Объемный коэффициент воды

Bw A1 14.7 A2 p 216 p 2
Ai a1 a2 (1.8 T 32) a3 (1.8 T 32) 2
p давление (атм)
Т температура ( С )
Ai
A1
a1
0.9911
a2
6.35×10-5
a3
8.5×10-7
A2
A3
-1.093×10-6
-5×10-11
-3.497×10-9
6.429×10-13
4.57×10-12
-1.43×10-15

82. 2.6. Газосодержание воды

• Форма кривой газосодержания воды совпадает с формой
кривой газосодержания нефти.
• Значения газосодержания воды значительно меньше, чем
газосодержание нефти.
Rsw A 14.7 B p 216 C p 2
A 2.12 3.45 10 3 (1.8 T 32) 3.59 10 5 (1.8 T 32) 2
B 0.0107 5.26 10 5 (1.8 T 32) 1.48 10 7 (1.8 T 32) 2
C 8.75 10 7 3.9 10 9 (1.8 T 32) 1.02 10 11 (1.8 T 32) 2
p давление (атм)
Т температура ( С )

83. 2.6. Вязкость воды

• Корреляция Михана (Meehan).
w wD 1 7.56 p 2 1.8 T 8
wD A B / 1.8 T 32
A 4.518 10 2 9.313 10 7 Y 3.93 10 12 Y 2
B 70.634 9.576 10 10 Y 2
w вязкость воды при р и Т
wD вязкость воды при 1 атм и Т
р давление (атм)
Т температура ( С )
Y соленость воды ( ррм)

84. 2.6. Коэффициент изотермической сжимаемости воды.

cw C1 C2 1.8 T 32 C3 1.8 T 32 10 6
C1 3.8546 1.97 10 3 p
C2 0.01052 7.01 10 6 p
C3 3.9267 10 5 1.3 10 8 p
cw сжимаемость воды (1 / атм)
р давление (атм)
Т температура ( С )
2

85. 2.7. Эмпирические корреляции

Давление насыщения
Rs – газосодержание нефти
γо– относительная плотность нефти
γg– относительная плотность нефти
Т - температура

86. 2.7.Давление насыщения

• Standing
• 105 значений давления насыщения на 22 нефтяных
месторождениях Калифорнии.
Pb – давление насыщения (МРа)
Т – пластовая температура (ºК)
Rsb – газосодержание нефти при давлении насыщения (м3/м3)
γо– относительная плотность нефти
γg– относительная плотность газа

87. 2.7. Давление насыщения

• Lasater
• 158 значений давления насыщения на 137 нефтяных
месторождениях Канады и США.

88. 2.7. Давление насыщения

• Vasquez and Beggs
• 6004 значений давления насыщения

89. 2.7.Давление насыщения

• Glaso
• 45 значений давления насыщения

90. 2.7. Газосодержание нефти

91. 2.7.Газосодержание нефти

• Standing

92. 2.7.Газосодержание нефти

• Lasater

93. 2.7. Газосодержание нефти

• Vasquez and Beggs

94. 2.7.Газосодержание нефти

• Petrosky & Farshad

95. 2.7.Объемный коэффициент нефти

96. 2.7. Объемный коэффициент нефти

Standing
Вo – объемный коэффициент нефти (м3/м3)
Bob – объемный коэффициент нефти при давлении насыщения (м3/м3)
Rs – газосодержание (м3/м3)

97. 2.7. Объемный коэффициент нефти

• Vasquez and Beggs

98. 2.7. Объемный коэффициент нефти

• Shilov
Rs – газосодержание нефти (м3/т)
(ρo)sc – плотность разгазированной нефти в стандартных условиях (кг/м3)
(ρg)sc – плотность газа в стандартных условиях (кг/м3)

99. 2.7. Сжимаемость нефти

• Vasquez and Beggs
2.81Rs 30.6T 1180 g
Co
1784
o
10910
P 10 5
• Petrosky & Farshad
7
C o 3.45105 10 Rs 10
0.69357
0.1885
g
141500
(
131.5) 0.3271
(1.8T 459.4) 0.6729 P 0.5906
o

100. 2.7. Плотность нефти

• Standing
1000 o 1.224 g Rs
, if P Pb
o
Bo
exp( c ( P P )), if P P
ob
o
b
b
o
(*)
ob =плотность нефти при давлении насыщения, вычисленная с помощью (*) где Rs=Rsb и Bo=Bob [кг/м3]
• Shilov
ln( o ) 4.12 0.4299 Bo 2.581 10 6 Rs 3.649 10 4 P 7.141 10 4 T
0.4904 ln( o ) sc 1.346 10 2 ln( g ) sc

101. 2.7. Вязкость нефти.

• Вязкость разгазированной нефти.
• Вязкость насыщенной нефти – вязкость нефти при
давлении насыщения и пластовой температуре.
• Вязкость недонасыщенной нефти – вязкость
нефти при давлениях выше давления насыщения
и пластовой температуре.

102. 2.7. Вязкость нефти.

• Standing
od
7
360 a
1.8 10
2.7 0.32
4.53
1
.
8
T
260
141.5
131
.
5
o
8
.
33
a anti lg 0.43
141.5
131
.
5
o
• µod-вязкость разгазированной нефти
• Т –пластовая температура

103. 2.7. Вязкость нефти.

• Standing
ob 10
a
b
od
5
4
a 5.6148Rs (0.1235 10 Rs 7.4 10 )
0.68
b
10
4.84 10 4 Rs
0.25
10
6.176 10 3 Rs
0.062
10
2.1 10 2 Rs
• µob – вязкость нефти при давлении ниже или
равном, давлению насыщения (ср)

104. 2.7. Вязкость нефти.

• Standing
1.6
0.56
o ob 0.14504( P Pb )(0.024 ob
0.038 ob
)
• µо-вязкость нефти при давлении, выше
давления насыщения (ср).

105. 2.7. Вязкость нефти.

• Beggs & Robinson
od 2.8(10
X
1)
X (1.8T 460) 1.163 exp(13.108 6.591 / o )
o A
B
od
A 10.715(5.615Rs 100) 0.515
B 5.44(5.615Rs 150) 0.338

106. 2.7. Вязкость нефти.

•Beal
o ob ( P Pb )
ob 5 ìÏà ñåê
0.0114 ob ,
0.057 0.023( 5),
5 ob 10 ìÏà ñåê
ob
10 ob 25 ìÏà ñåê
0.171 0.031( ob 10),
25 ob 45 ìÏà ñåê
0.643 0.045( ob 25),
1.539 0.058( ob 45),
45 ob 75 ìÏà ñåê
75 ob 85 ìÏà ñåê
3.286 0.100 ( ob 75),