Нефть в пределах нефтегазоносной залежи

 Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же пласта не всегда остаются постоянными. Изменение свойств нефти зависит, в основном, от глубины залегания пласта.

 В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевыми водами, плотность нефти и количество смол увеличиваются  с глубиной залегания. Плотность нефти увеличивается от свода к крыльям залежи. В сводовой части залежи всегда больше газа. Ближе к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что увеличивает плотность нефти в приконтурных зонах.

Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объема нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.

Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно на 2%, чем в крыльях. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях.

Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения светового потока (колориметрические свойства нефти) зависят от содержания асфальто-смолистых веществ. Вместе с изменением содержания последних в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее параметров. 

Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин, оценивать продуктивность отдельных пропластков.

Карбонатность горных пород

        Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды – Na2СО3,  поташа –  K2СО3,  сидерита –  FeСО3 и др. Общее количество карбонатов относят обычно к СаСО3, потому, что углекислый кальций науболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. 

Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом  (см. раздел лаборат. практикума). 

Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты действием соляной кислоты и измерением объема углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:

 

СаСО3, +2HCl = CO2 + CaCO3 + H2O.             (1.39)

 

            По объему выделившегося  CO2 вычисляют весовое процентное содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3.

Удельная поверхность горных пород

           Под удельной поверхностью (Sуд.) горных пород понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. 

  • Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. 
  • Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости. Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно. В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. 
  • Удельная поверхность зависит  и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. 

Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по формуле Козени:

 

Sуд. = 7·105 (m) / (√kпр.).         (1.38)

 

                Если выразить проницаемость в мкм2, то получим удельную поверхность в м23. Выражение (1.38) один и вариантов формулы Козени.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога