Razrada naftnih i gasnih ležišta -reservoir engineering:

-Analiza važećih elaborata o rezervama mineralnih sirovina i verifikovanih rezervi koji prethode izradi osnovnog rudarskog projekta;

-pregled radova na ležištu (polju) od izrade važećeg elaborata do izrade rudarskog projekta.

-obrada i analiza svih podataka koji nisu obrađeni u Elaboratu, donošenje odluku o dodatnim merenjima, snimanjima i analizama, kao i obrada i interpretaciju novoprikupljenih podataka. Ukoliko se geološki model ili rezerve dobijene na osnovu novoprikupljenih podataka, ne slažu sa važećim elaboratom pristup se izradi novog ili Aneksa postojećeg elaborata;

-Određivanje proizvodnih karakteristika ležišta, koncept otvaranja i rasporeda proizvodnih intervala u skladu sa proizvodnim karakteristikama bušotina i hidrodinamičkim modelom ležišta, saglasno osnovnom modelu razrade ležišta;

-Definisanje broja i rasporeda proizvodnih bušotina u zavisnosti od geološkog modela ležišta, bilansnih rezervi i produktivnosti bušotina;

-Proračun proizvodnih količina koje će se pridobiti u narednom periodu i krajnji koeficijent iskorišćenja.

Sadržaj

-Fizika rezervoar(kolektor) stena naftnih i gasnih lezišta

-Osobine ležišnih fluida-nafte, prirodnog gasa i slojne vode

-Kretanje fluida proz pornu sredinu

-Testiranje naftnih i gasnih bušotina

-Energetski režimi naftnih i gasnih ležišta

-Rezerve naftnih i naftnih i gasnih ležišta (klasifikacija i metode proračuna)

-Metode povećanja iskorišćenja naftnih i gasnih ležišta

Fizika rezervoar(kolektor) stena naftnih i gasnih lezišta

Osnovni pojmovi i definicije geologije nafte i gasa

Ugljovodonični fluidi: sirove nafte i prirodni gasovi su neravnomerno raspoređeni na različitim pozicijama u gornjim sferama zemljine kore, a nalaze se u zonama stenskog prostora tj.strukturama gde su za njihovu akumulaciju postajali određeni uslovi.

Naftna i gasna ležišta: elementarne pojedinačne i zasebne prirodne akumulacije nafte i gasa.

Naftna i gasna polja: predstavljaju akumulacije nafte i gasa u više ležišta koja su uslovljena i nalaze se u okviru jednog strukturnog elementa pod uslovom da njhova projekcija na osnovu čini jednu celinu.

Osnovni elementi naftnih i gasni ležišta su:-prirodni rezervoari;-zamke ili trapovi;-ležišni fluidi.

Prirodni podzemni rezervoari

-to su geološke sredine u kojima se vrši akumulacija i cirkulacija fluida. Prirodni rezervoari se sastoje od rezervoar (kolektor) stena u kojima se nalaze mobilni fluidi i zaštitnih tj. izolacionih stena koje ograničavaju rezervoar stene.Kolektor stene pod određenim uslovima primaju ili oslobađaju ležišne fluide. Akumulacija i kretanje fluida omogućava specifična struktura rezervoar stena tj. njihovu propusnu moć. Veličina propusne zapremine rezervoar stena predodređuje količinu tj.rezerve fluida u ležištu. Propusnost poroznog sistema rezervoar stena uslovljava kretanje i eksploataciju fluida.Karakteristike kolektor stena, poroznost i propusnost zavise od geoloških faktora, uslova i procesa petrogeneze, postgenetskih transformacija mineralnog sastava, strukture i teksture stene.Porni sistem kolektora može da nastane u fazi geneze stenske mase (primarno formirani), zatim posle konstituisanja stene (sekundarno formirani) i povezivanjem primarno i sekundarno formiranih u pornu strukturu (dvojna poroznost). Sve stene zemljine kore mogu biti kolektori fluida ukoliko su porozne i propusne. Rezervoar stena naftnih i gasnih ležišta su najčešće sedimentnog tipa:-peskovi;-peščari;-breče;-konglomerati;-krečnjaci;-dolomiti.a relativno retko magmatskog i metamorfnog porekla. Od 300 najvećih ležišta nafte i gasa naftne rezervoare njih 99% čine sedimentne stene a samo 1% metamorfne. Rezultati ovih istraživanja su od pre 20 godina, međutim današnja istraživanja koja se vrše u metamorfni stenama sve veća.Zaštitne izolacione stene prekrivaju i ograničavaju kolektore nisu propusne, a u ležištu zadrzavaju fluide. To su najčešće gline, glinci lapori, laporci, magmatske i metamorfne stene. Imajući u vidu oblike rezervoar stena i karakterističnih odnosa izmedju njih i zaštitnih stena ruski naftni geolog I.O.Brod je prirodne rezervoare podelio na 3 osnovne vrste:-slojni prirodni rezervoari;-masivni prirodni rezervoari;-zonarni(rezervoari sa nepravilnim oblikom) “sočivasta“.

Zamke ili trapovi su delovi prirodnog rezervoara u kome se uslovljeno geološkom preprekom-barijerom zaustavljaju i akumuliraju fluidi. Zamke ispunjene ugljovodoničnim fluidima predstavljaju naftna i gasna ležišta. Zamke se mogu obrazovati na vise načina, a najčešće tektonskim deformacijama prirodnog rezervoara u procesu rasedanja, stratigrafskim diskordacijama, promenom litološkog sastava stena ili kombinovanjem prethodnih mogućnosti. Razmatrajući oblik zamke kao kriterijum klasifikacije ruski naftni geolog je zamke podelio u 3 tipa:

-zatvorene zamke;-poluzatvorene;-otvorene. Ležžžžišni fluidi (sirove nafte, prirodni gasovi i ležžžžišne vode)-ispunjavaju pornu zapreminu kolektor stena, a nalaze se u stanju relativnog mirovanja

sve do početka eksploatacije ležista. U ležištima fluidi predstavljaju hidrodinamičku celinu tj. sistem termodinamičkog stanja. Svaka promena pritiska ili temperature u ležistu izaziva kretanje i promenu karakteristike i raspored fluida. Prema tipu i kvant.odnosima uglovodoničnih fluida izdvajaju se :

naftna ležišta;naftna ležišta sa slobodnim gasom (gasnom kapom);gasna ležišta;gasokondenzatna ležista (prelazak u tečno stanje prilikom pada pritiska).Geološka klasifikacija ležišta po Vladimiru Aksinu: slojna ležišta; masivna ležista; zonarna

ležista i kompleksna ležista.

Rezervoar stena naftnih i gasnih ležistaUnitarne postavke naftne geologije upućuju na shvatanje da rezervoar(kolektor) stena predstavlja element prirodnih rezervoara odnosno naftnih i gasnih lezista tj. stensku masu u kojoj se u slučaju akumulacije nalaze ugljovodonični fluidi. Rezervoar stene poseduju sposobnost da prime i nagomilavaju određenu količinu fluida i da ih pod određenim uslovima u izvesnoj meri oslobode. Prostor između stenskih elemenata tj. porozni deo stene(poroznost) determiniše kvantitativni sadrzaj ležišnih fluida, a struktura i forma prevodnika tj. karakter ukupnog pornog sistema utiču na dinamiku fluida (propusnost). Gline su porozne ali su nepropusne, čestice su raspoređene skoro paralelno a dimenzije su im veoma male tako da ako se nalaze blizu vode one je upijaju i zadržavaju zbog svog afiniteta prema njoj. Nafta pokušava da nastavi put prolaskom kroz glinu, ali ne uspeva iako je pod veoma jakim pritiskom. Svojstva porne strukture kolektora zavise od geloških faktora tj. karakteristike stenskog materijala u uslovima formiranja i transformacije stenske mase.Tipovi i vrste rezervoar stena-Sve vrste stena u zemljinoj kore obuhvaćene petrografskim klasifikacijama po kriterijumu genetskih i geoloških faktora predstavljaju potencijalne nosioce ugljovodoničnih fluida pod uslovom da su na bilo koji način u bilo kojoj fazi zadobile odgovarajuće porne sisteme. Zbog svoje strukture i teksture i mineralnog sastava sedimentne stene su najčešći kolektori. Sedimentni kolektori se mogu svrstati u 3 grupacije:1.Klastične(detritične) stene;2.karbonatne stene;3.Glinovite stene.1. Klastični sedimenti(pesak, peščar, breča, konglomerat..) su najrasprostranjenije stene zemljine kore ,a ujedno predstavljaju više od 50% svih do sada otkrivenih kolektor stena. Nastale su odostatka raspadanja starijih stena usled mehaničkih, hemijskih i bioloških delovanja, što znači da ih izgrađuju odlomci i agregati mineralnih fragmenata zrna i čestica, različitog sastava i tipomorfnih osobina. Osnovna tekstura i karakteristika sedimenata je slojevitost. U mineralnoj kompoziciji najzastupljeniji su:kvarc, feldspati, liskuni, kalcit, dolomit..

Primarno formiranje kolektorskih osobina klastičnih stena se praktično ostvaruje kroz sve faze iuslove od postanka materijala, transporta i diferencijacije, do sedimentacije i dijageneze. Veličina i forma pora, njihova prostorna distribucija i akumulacija zavise od strukturno-teksturnih i mineraloških osobina kolektora tj.veličine, oblika stenskih elemenata;rasporeda i odnosa stenskih elemenata; količina i rasporeda cementacionog elementa;mineralnog sastava stenskih elemenata i cementne mase.

Klasifikacija pornog sistema prema veličini:

•superkapilarne pore........veće od 0,5mm

•kapilarne pore………….0,5-0,0002mm

• subkapilarne pore………manje od 0,0002mmOsnovni tip pornih provodnika sekundarno nastalih detritičnih kolektora predstavljen je različitim

vrstama pukotina. Klasifikujući pukotine po prečnicima mnogi autori izdvajaju makropukotine sa otvorima većim od 0,1mm i mikropukotine koje se mogu podeliti na:

-subkapilarne…….0,005-0,01mm

-kapilarne………...0,01-0,05mm

-superkapilarne…...0,05-0,1mm2.Karbonatni kolektor stene: veoma rasprostranjene u gornjim delovima zemljine kore, a ujedno

predstavljaju oko 42% do sada identifikovanih kolektora ugljovodoničnih fluida. Veličina i karakter primarno nastalog pornog prostora uslovljeni su vrstom i konstrukcijom karbonatne mase. Kod krečnjaka i dolomita porni provodnici su uglavnom nepravilnih uglastih konfigurativnih prečnika manjih od veličina karbonatnih kristala. Organogeni krečnjaci raspolažu porama nepravilnih oblika sa prečnicima koji u procesu variraju od 0,2-,035mm. Većina postgenetskih procesa ima za posledicu ne samo razviće novih pornih sistema već i modifikaciju primarno nastalih pornih struktura. U toku postgenetskih procesa kod karbonatnih kolektora formiraju se: pore usled rekristalizacije; kaverne ili šupljine usled rastvaranja; stiloliti u procesu stililitizacije; pukotine i prsline u procesu tektogeneze. To su kolektori sa sekundarnom poroznošću.

Klasifikujući kaverne prema veličoni autor S.J.Pirson predlaže podelu na:

– mikrokaverne………..Ø < 1mm

– srednje kaverne……...1-4 mm

– velike kaverne………..4-10mm i veoma velike kaverne...Ø > 10 mm.

3.Glinovite kolektor steneMogu se podeliti na :-glinene kolektor stene;- glinene-detritične kolektor stene.Glinene stene mogu raspolagati kolektorskim svojstvima ukoliko su u postgenetskim procesima dobile pukotine i

prsline.Glineno-detritične stene su relativno česti kolektori, a pojavljuju se u vidu 3 osnovna tipa: dispergovane strukture;

laminarne strukture i strukturni tipovi.

Petrofizičke karakteristike kolektor stenaGranulometrijski sastav rezervoar stena naftnih i gasnih ležžžžišta

(Granuulum- zrno)U zavisnosti od mineralnog sastava i sila delovanja formira se granulometrijski sastav. Razdvajanjem na

granulometrijske frakcije granulometrijskom analizom može se odrediti procentualno maseno učešće frakcije u ukupnoj masi uzorka. Predstavlja se kumulativnom krivom i koeficijentom jednorodnosti, odnosno raznorodnosti (primer:α=d60/ d10).

-primer: određivanjem G.S. dobijamo:frakcija prečnika 5mm, učestvuje u ukupnoj masi sa 20%frakcija 1mm, učestvuje u ukupnoj masi sa 25%frakcija 0,1mm učestvuje u ukupnoj masi sa 25%frakcija 0,01mm učestvuje u ukupnoj masi sa 30%Ako je ležište sa potpuno ujednačenim granulometrijskim sastavom, ono se lako eksploatiše jer je porna sredina

homogena, propusnost stene je ujednačena, i ravnomerna je distribucija nafte i gasa. Ovakve kolektore nazivamo uniformnim kolektorima.

Ukoliko je kolektor neravnomernog sastava porni sistemi su heterogeni (različiti) i različitog su mineralnog sastava. Raznorodni minerali i raznorodni granulometrijiski sastav imaju uticaj na distribuciju nafte i gasa u kolektor steni (distribucija po zonama), i na kretanje nafte i gasa u ležištu. Nafta se najlakše kreće kroz krupnozrne stene kolektora.

Granulometrijski sastav utiče na poroznost, strukturu pornog sistema, veličinu specifičnih površina, propusnost. Kod krupnozrnih sistema veća je propusnost kolektora.

Struktura pornog sistema ↔rezerve nafte i gasa.

Poroznost rezervoar stena-poroznost predstavljaju sve pukotine, šupljine, prsline, kaverne, kanali...bez obzira na njihovo poreklo i

veličinu, tj. deo stene koji nije popunjen mineralnim komponentama, a sa druge strane može da se popuni odgovarajućim fluidima. Nekada je vladalo mišljenje da se nafta nalazi u zemlji u obliku jezera ili reka međutim jedan od prvih naftologa Carell (1877) dokazao da se nafta nalazi u šupljinama i porama stenske mase u slobodnom stanju. Ova teorija nije bila globalno prihvaćena ali je doživelapotvrdu nakon prve operacije jezgrovanja. Podela prema genezi: primarna poroznost nastala u vreme nastanka stene. Sekundarna poroznost koja predstavlja nastanak pora i šupljina u postgenetskim uslovima i kombinovana poroznost.

Poroznost se može kvalifikovati po veličini pora na:

• -superkapilarnu >0.5 mm.....šljunkovi,peskovi,krečnjaci..

• -kapilarna 0.5-0.0002.....svi sitnozrni peskovi,peščari i ostali kolektori.

• -subkapilarne....manje od 0.0002Takodje može da se klasifikuje prema sistemu pora na:

• -intergranularnu (inter-između. Granulum-zrna);

• -intermedijalnu (izmedju mase frakcija).

Klasifikacija poroznosti prema fizičkom smislu:• Apsolutna poroznost koja predstavlja razliku između zapremine uzorka i zapremine skeleta (čvrste

faze). To je sumarna zapremina svih pora nezavisno od njihove povezanosti.

• Otvorena poroznost (poroznost zasićenja): predstavlja sve pore koje su međusobno povezane i kroz koje se vrši cirkulacija fluida.

• Dinamička poroznost: uključuje samo onaj deo pora kroz koje može da se kreće tečnost u procesu filtracije. Subkapilarne pore ne mogu se računati u dinamičke jer kroz njih nema nikakvog kretanja tečnosti zbog molekularno-površinskih sila koje tu tečnost zadržavaju. Dinamički porozitet nema stalnu vrednost u jednom istom uzorku već se menja u zavisnosti od pada pritiska, brzine filtracije i svojstva tečnosti.

• Osnovne jedinice mere poroziteta je jedan deo jedinice (dj). Autor Slihter je kroz geometrijski model dao formulu za izračunavanje poroziteta i iznosi: i ona se kreće od 0.259-0.476

čfu VV −=Φ

α+⋅α−

π−=Φ

cos21cos161

u

pV

V=Φ

=Vp

α-ugao između ravni koja povezuje centre sfera-idealni oblik zrna.-Kod idealizovanih pornih sistema poroznost krupnozrnog sistema jednaka je poroznosti sitnozrnog

sistema.-Kod realnih sistema poroznost se smanjuje sa dubinom zaleganja.Specifiččččne površine –Sp (m2/m3)- je ukupna površina svih pora u jedinici zapremine kolektora. Kod sitnozrnih struktura Sp je veće

nego kod krupnozrnih struktura ( u slučaju iste zapremine). Kod idealizovanih sistema (sfernih zrna) Sp je površina sfera.

• -specifične površine u stvari predstavljaju površinu kontakta fluida i stene. Gas ne ostvaruje kontakt sa stenom, samo tečne faze kvase stenu (voda,nafta). Faza koja kvasi je skoro zalepljena za tu površinu. Ukoliko je kvaseća faza nafta, ona će biti vezana za površinu dodira.

• Formula za odredjivanje specifične površine za idealizovane (jednorodne) sisteme:

•

• -Za razronodne sisteme (zrna različitih veličina):•

• Gde su:• p-masa uzorka stene• pi-masa pojedine frakcije • di-prečnik svake granulometrijiske frakcije • α-Orkinova konstanta koja iznosi 1,2-1,4 u zavisnosti od oblika elemenata.-Sp je najveća kod sistema sa najmanjom poroznošću i zavisi od oblika pornih provodnika. Njena

vrednost se kreće od 30000-140000 m2/m3, za glinovite kolektore iznosi 300000 m2/m3.

d)1(6

SPΦ−

=

∑Φ−⋅α

=dip

p)1(6

S iP

K

KK o

o=

K

KK w

w=

K

KK

g

g=

fKF

l

hQ ⋅⋅

∆

∆=

Propusnost rezervoar stene-k (d.j. ili %)-Sposobnost da se po odredjenim uslovima stena propusti tečnosti i gasove naziva se propusnost. Postoje stene koje su porozne ali i nepropusne (gline).Propusnost zavisi od strukture pornog sistema stene tj. od veličine, oblika, rasporeda povezanosti pornih provodnika (ukoliko je sastav kolektora jednorodan onda je on i propustljiviji.Shvatanje propusnosti je ukazalo na njenu podelu na 3 osnovne faze: 1.Apsolutna ili fizička propusnost-K: predstavlja stepen propusnosti nekog homogenog fluida kroz stenu pod uslovom da izmedju čvrste faze i fluida ne postoji fizičko-hemijska interakcija. Ta veličina zavisi od karakteristika stene i fluida, a pre svega od veličina zrna i povezanosti pornih provodnika tj. od konstitucije pornih sistema.2.Efektivna ili fazna propusnost (Ko, Kw, Kg): propusnost za nehomogeni fluid koji se kroz pornu sredinu kreće u prisustvo drugih fluida. Pošto prisustvo jednog fluida ometa kretanje drugog, propusnost za taj fluid je manja nego kod jednofaznog kretanja. Fazna propusnost je manja od apsolutne. Ona zavisi od vrste i karakteristika fluida, strukture pornog sistema i uslova kretanja. 3.Relativna propusnost:predstavlja odnos fazne i apsolutne preopusnosti(K’o,K’w,K’g).

Relativna propusnost zavisi od kvantitavnih odnosa fluida (zasićenja) i karakteristike datog fluida.Prve radove na temu propusnosti je sproveo francuski inženjer Darsi, a 1865 je realizovao niz eksperimenata u cilju snabdevanja Dižona vodom. On je testirao filtraciju vode kroz aluvijon, koji je sastavljen od peskova i šljunka, i došao do veoma značajnih zaključaka. Na osnovu ispitivanja filtracije jednorodne tečnosti kroz izotropnu pornu sredinu (H2O kroz pesak), Darsi je utvrdio da je količina vode (Q) koja prolazi kroz ispitivani uzorak u jedinici vremena proporcionalno padu potencijala Δh na dužini dela uzorka Δl i površini poprečnog uzorka F, a obrnuto proporcionalan dužini Δl i da zavisi od koeficijenta filtracije Kf.

DARSIJEVA JEDNAČINA

il

h=

∆

∆ Hidraulički nagib, bezdimenz.broj

Ova formula nije bila pogodna za naftalogiju pa se moralo pribeći transformaciji Darsijevog zakona na osnovu pritisaka:

γ= 1

1P

hγ

= 2

2

Ph

γ

−=−=∆ 12

21

pphhh

l

p1i

∆

∆⋅

γ=

Q/F=v=Kf⋅i -brzina filtracije; sledi da je: lpK

v f∆⋅γ

∆⋅= Prvi oblik Darsijevog zakona

( )l

zpKv f

∆⋅γ

∆⋅γ+∆=kod slojeva pod uglom gde je Δz-visina nagiba

µ=

γ

KK f

plv

K∆

∆⋅µ⋅=

gde su K-koeficijent apsolutne propusnosti i μ-viskoznost tečnosti

pFlQ

K∆⋅

µ⋅∆⋅=tj.

Jedinica mere za propusnost je jedan Darsi [D] po starom sistemu i iznosi: 1D≈10-12 m2

Ova proracun vazi samo za tečnosti, pošto kod gasova nemamo iste uslove. Pre svega gas je stišljiv fluid-kompresibilan. Kroz mnogobrojne eksperimente protoka gasa došlo se do Darsijeve formula protoka gasa u slučaju linearne filtracije:

2

PPP 21 +

=

21

0g

PP

PQ2Q

0

+

⋅⋅= ( )FPP

lPQ2K

22

21

00

−

∆⋅µ⋅⋅⋅=

-kod tečnosti…………P1-P2-kog gasova…………. 2

2

2

1PP −

-Darsijev zakon važi za laminaran protok za male i konstantne gradijente pritiska i brzina. U praksi imamo radijalnu filtraciju fluida kroz porni prostor kolektor stene.

Qg-srednja količina protoka gasa, Q0, p0-atmosferski uslovi

K-apsolutna

propusnost za gas

Darsijev zakon pri radijalnoj filtraciji:

( )21

2

1T

TPPh2

r

rlnQ

K

T

−⋅⋅π⋅

⋅⋅µ

=

( )22

21

2

1gg

gPPh

r

rlnQ

K−⋅⋅π

⋅⋅µ

=

Kt i Kg-propusnost za tečnu i gasovitu fazu;

r1 i r2-radijus bušotine i drenažne površine ležišta

Kriterijumi primene Darsijevog zakona

Kretanje fluida se deli na:laminarno i turbulentno.1.laminarno kretanje fluida je sporo pri malim razlikama pritisaka i strujnice su približno paralelne;2. kod turbulentnog kretanja fluida strujnice su nepravilne zbog velikih razlika u pritiscima.U hidraulici je definisana granica između laminarnog i turbulentnog kretanja Reynold’s-ovim

brojem :

D – Prečnik geometrijski pravilnog pornog provodnikaν - brzina proticanja;υ - kinematički viskozitet fluidaKritična vrednost Rejnoldsovog broja je 2320, tj. ako je manji od 2320 kretanje je laminarno, a ako

je veći od 2320 onda je kretanje fluida turbulentno. Ruski naučnik Pavlovski je analogno Reynolds-ovoj formuli dao svoj obrazac za određivanje Re za porne sisteme.

Kritična vrednost Re po Pavlovskom je između 7,5 i 9.

Ščekačev (ruski naučnik) je takođe dao svoju formulu za računanje Re:kritična vrednost je u rasponu od 1 do 12 (raspon primene Darsijevog zakona).

υ

⋅=

dvRe

υ

⋅ν⋅

+φ=

ed

23,075,0

1Re

υ

⋅ν⋅

φ=

k10Re

3,2

Klasifikacija propusnosti stena-Postoje dve vrste klasifikacija koje su prisutne u literaturi, a to su ruska i američka.I. Ruska podela: dele se na 6 klasa po Todoroviču1.stene koje imaju vrlo dobru propusnost……………K>10-12m2

2.stene koje imaju dobru propusnost………………...K=(1-0.1) 10-12 m2

3.stene koje imaju srednju propusnosti………………K=(0.1-0.01) 10-12 m2

4.stene koje imaju slabu propusnost……………….K=(0.01-0.001)10-12 m2

5.stene koje imaju vrlo slabu propusnost………K=(0.001-0.0001)10-12 m2

6.nepropusne stene…………………………………..K<0.0001 10-12 m2

II.Americka podela koja je zasnovana na produktivnosti stene -autor JONES1.visoko produktivna stene………….K>10-12m2

2.srednje produktivne stene…………K=(0.1-1) 10-12m2

3.malo produktivne stene…………….K=(0.01-0.1) 10-12m2

U praksi postoje 3 nacina određivanja propusnosti stena:1.laboratorijskim ispitivanjem uzorka stena dobijenog jezgrovanjem,2.prilikom geofizičkih karotažnih merenja;3.hidrodinamičkim ispitivanjima (testiranjem bušotina i slojeva).

Funkcionalne zavisnosti prametara rezervoar stena naftnih i gasnih ležišta

- Granulometrijski sastav – poroznost;- Uticaj granulometrijskog sastava na specifične površine;- Uticaj granulometrijskog sastava na propusnost;- Uticaj specifičnih površina na propusnost;-Poroznost i propusnost;-veza svih parametara.

1. Veza između poroznosti i propusnosti:Kriva za eocenski peščar

Kriva za sitnozrni pesak

Ovo funkcionalna zavisnost je individualnog karaktera, tj. za svaki uzorak se posebno određuje poroznost i propusnost.

-Model uzorka od n idealnih provodnika, količina protoka se određuje po Poazeliju:

L

PFRnQ

⋅⋅

∆⋅⋅⋅⋅=

µ

π

8

4

22

RnLF

LRFn⋅π⋅=

⋅

⋅⋅π⋅⋅=φ

L8

PFRQ

2

⋅µ⋅

∆⋅⋅⋅φ=

L

FPKQ

⋅µ

⋅∆⋅=

8

RK

2⋅φ=

φ

⋅=

K8R

φ

ϕ⋅⋅=

K1057/2R

kao i

onda dolazimo do izraza koji predstavlja izmenjenu Poazelijevu formulu:

Da bi se ovi podaci koristili i u realnim sistemima, uvodi se strukturni koeficijent za granularne kolektore(φ).Pa je srednji radijus pora:

ako se uzme u obzir poznata relacija V

Vp=φ

Izjednačavanjem sa Dars.zakonom:

Dobija se odnos između poroznosti i propusnosti, gde je r-radijus pora

1,1

5035,0

φ=ϕ

1,07≤φ≤8,2 (geofizički karotaž).

Poroznost-struktura-specifična površina-propusnost

La-dužina kretanja strujnice

22p

3

TSfK

⋅⋅

φ= Kozen-Karmanova jednačina

f – koeficjent oblika pornih provodnika, f=2÷3;T – faktor izvijenosti pora-

tortuozitet, od 1÷6;2

a

L

LT

=

Povrsinski efekti na kontaktu faza u uslovima naftnih i gasnih lezista-Povrsinski naponi

-Medjufazni naponi-Fenomen kvašenja-Kapilarni efekti

Površinski naponiDa bi se molekul tečnosti iz unutrasnjosti doveo na povrsinu potrebno je izvrsiti odredjen rad tj. uložiti izvesnu energiju. Molekul na povrsinu tecne faze poseduju potencijalnu energiju poznatu pod imenom povrsinska energija.Dovodjenje molekula na povrsinu znaci povecanje specificne povrsine, a odvodjenje molekula sa povrsine u unutrasnjost tecne faze smanjuje specificnu povrsinu. Ravnoteznom stanju odgovara minimum potencijalne energije, pošto svaki sistem tezi ravnoteznom stanju. To znaci da svaki elektron tecne faze tezi sto manjoj zapremini, a najmanje zapremina za odredjenu povrsinu je u obliku sfere. Znaci da u povrsinskom sloju tecnosti deluju sile koje teze da smanje povrsinu teznosti, a definisu se kao povrsinski napon. Sila površinskog napona je tangencijalna. Povrsinski napon se pre svega definise kao:

=σ

m

N

l

F

Velicina povrsinskog napona se moze izraziti kao rad (W) koji je neophodno izvrsiti za formiranje kvadratne jedinice nove povrsine „P“. Povrsinski napon se moze predstaviti kao razlika izmedju energije sloja „Ws“ i unutrasnje energije „Wu“ u odnosu na jedinicu povrsine.

=σ

2m

J

P

W

−=σ

2m

J

P

WuWs

Ocigledno je da sto su medjumolekularne sile u tecnoj fazi vece, uvecava se vrednost povrsinskog napona zbog toga polarne tecnosti sa snaznim medjumolekularnim silama (voda) imaju veliki povrsinski napon dok nepolarne tecnosti (nafta) nemaju visoke vrednosti povrsinskog napona. Polarne komponente u nafti su: asfalteni, naftenske kiseline, parafini..Vrednost povrsinskog napona je vezana za temperaturu T i objasnjena je sledecim izrazom gde je Es površinska energija:

TdT

dEs ⋅

σ−σ=

Porastom pritiska raste i površinski napon, a smanjuje se sa temperaturom. Na kritičnoj temperaturi površinski napon je jednak nuli što uzrokuje zamenu kvašećih faza kolektora. Na osnovu teorijskih i eksperimentalnih istrazivanja proizilaze sledeci zaključci:1. Povrsinski napon nafte zavisi od:

- kolicina i vrste povrsinskih aktivnih komponenti (smola,asfaltena,parafina naftenskih kiselina.)- karaktera i vrste druge faze sa kojim je nafta u kontaktu- t i p.

2. Vrednost povrsinskog napona ležišnih voda zavisi od:- kolicina i vrste mineralnih materija rastvorenih u vodi- karakteristika i tipa faze sa kojom je voda u kontaktu

( )t10t ⋅γ−σ=σσ0- podatak iz lab.γ- temperaturni koeficijent povrsinskog napona

Međufazni naponi

-javljaju se na površini kontakata tečnih faza.

-Međufazni napon je rezultat količine adhezionog rada na ostvarenju kontakta

dve nemešajuće tečnosti.

-Antonov: određivanje međufaznog napona pomoću površinskih napona nafte

i vode na kontaktu nafte i vode.

Q-ugao kvašenja, tj.nagibni ugao

sile površinskog napona tečnosti

na površini čvrste faze. Sto je Q

manji stepen kvašenja je veći i

obrnuto.

At (FA)-sila adhezije teži da

privuče molekule vode na čvrstu

površinu

σ1,2 σ1

σ2

AT

( ) T212,1

2,121T

A

A

−σ+σ=σ

σ−σ+σ=

212,1 σ−σ=σ

θ

σL

FA

σS

σL,S

kap vode

Čvrsta

podloga

napon.međ;vodenapon.pov

fazečvrstenapon.pov

cos

0)cos(

S,LL

S

L

S,LS

LS,LS

−σ−σ

−σ

σ

σσ=θ

=θσ+σ−σ

−

Jungova jednačina za proračun ugla kvašenja kada su voda i nafta u kontaktu sa stenom:

vodanaftakontaktunanapon.međ

naftastenakontaktunanapon.međ

vodastenakontaktunanapon.međ

cos

w,o

w,S

w,o

O,S

O,Sw,S

−−σ

−−σ

−−σ

σ

σσ=θ

−

Fenomen kvašenja

Prema kvašljivosti kolektori se dele na hidrofilne-vodokvašeće (oleofobne) i hidrofobne-naftokvašeće (oleofilne). Stepen kvašenja zavisi od osobina vode, nafte, fizičko-hemijskih osobina stene, p i t. Zbog mineralne nehomogenosti površine kolektora, mineralne rešetke različito reaguju pri kvašenju sa vodom ili naftom. Postoje i parcijano kvašeći kolektori kada jedan deo kvasi voda, a drugi nafta. Ako je θ<90°smatra se da je kvašenje kvašećom fazom dobro, a slabo za θ>90°. Američki naučnici Njukomb i Mur smatraju da su kolektori hidrofilni ako je 30°<θ<45°; hidrofobni za 45°<θ<75°. Rus Marhasin deli kolektore na: hidrofilne 0°<θ<75°; hidrofobne 75°<θ<180° i parcijalno kvašeće za 75°<θ<105°. U laboratoriji θ se meri optičkom klupom.

Zasićenje pornog prostora fluidima

Izrazi za zasićenje naftom, vodom i gasom:;

VSg;

VSw;

VS

p

Vg

p

Vw

p

Voo ===

Vo, Vw i Vg-zapremine nafte, vode i gasaVp-zapremina pornog prostoraRazlikujemo mobilna i nemobilna zasićenja.Za jednofazan sistem:(nafta ili voda ili gas-faza):

0SS;1SS;1SS grgwiwroo =+=+=+

−grwiro S,S,S zasićenje rezidualnom naftom, vezanom vodom i rezidualno zasićenje gasom (nemobilna zasićenja).

Efektivno zasićenje je zasićenje mobilnim gluidima-S*, na pr. :So*-efektivno zasićenje naftom

Šematski prikaz efektivnih zasićenja:

a) Za sistem iz vezane vode, mobilne nafte i mobilnog gasa: Swi+So+Sg=1

b) Za sistem iz vezane vode, mobilne vode i mobilnenafte: Swi+Sw+So=1

0 Swi 1-Swi 1

So SgS*

;Swi1

SgSg;

Swi1

SoSo

**

−=

−=

0Sw

1

Sw-Swi SoS*

;Swi1

SoSo;

Swi1

SwSwSw **

−=

−

−=

Kapilarni efekti

ρ⋅⋅

θ⋅σ⋅=

θ⋅σ⋅±⇒

σ⋅±=

gr

cos2h

r

cos2

r

2P

2,1

2,12,1C

Ako imamo vodenu i naftnu fazu onda se izraz transformise u : ( )OW

WOgr

cos2h

ρ−ρ⋅⋅

θ⋅σ⋅±=

Adaptirana Laplasova formula za realne uslove u lezistu-Pirsonova jednačina: ( )ow

owC hg

rcos2

P ρ−ρ⋅⋅=θ⋅σ⋅

±=

voda i

staklo

Kapilarno dizanje ∆h→pc

živa i staklo

Kapilarno spuštanje fluida

u kapilari

-experimentalno određivanje kapilarnog pritiska; fluid u kapilari;ako se nivo u kapilari diže to je kvašeći sistem, u suprotnom je nekašeći sistem. Kapilarno podizanje i spuštanje tečnosti u kapilari, odnosno pornom provodniku u ležišnim uslovima zavisi od oblika kapilare i od faze sa kojom je fluid u kontaktu.

Matematički izraz kapilariteta tj. za pc po Laplasu:

Pc-kapilarni pritisak –razlika pritisaka između 2 faze i zavisi od radijusa pornog provodnika i međufaznog napona)

r

h

Leveret-ove krive kapilariteta-zavisnost kapilarnog pritiska od zasićenja

-kapilarne krive su posledica veličine i stepena povezanosti pornih provodnika u pornom sistemu kolektora

-kapilarni efekti tj. krive kapilariteta se razlikuju pri istiskivanju nafte vodom (proces imbibicije) i vode naftom (proces drenaže).

Po Leveretu dijagram zavisnosti PC i zasićenja vodom:

SwSwi

Pc drenaža

imbibicija

-pc→∞ pri zasicenju vezanom vodom Swi i tada njegova vrednost je najveća, a radijus pornih provodnika najmanji.

-posledica kapilarnih krivih koje se određuju laboratorijski ili interpretacijom GKM je postojanje prelazne zone između naftne i vodene zone u ležištu. U slučaju trofaznog protoka (nafta, voda, gas) kod naftnih ležišta sa gasnom kapom može postojati prelazna zona između nafte i gasa. Prelazna zona o-g je 30-35% prelazne zone o-w.

Sw(d.j)Swi

Pc

1-Sor

Vodena zona

Prelazna zona

Naftn

a zona

Swi+Sw=1

Swi+Sw+So +Sor=1

1

Swi+So +Sor=1

-U prelaznoj zoni su prisutna sve vrste zasićenja fluidima( vezana, mobilna, rezidualna) i teži se da se ne vrši bušenje u prelaznoj zoni zbog prodora vode ili gasa u bušotinu. Znači kapilarni efekti su negativna pojava po bušenje i proizvodnju nafte i gasa.

Fazne i relativne propusnosti

Fazna propusnost (Ko, Kw, Kg) zavisi od:

-veličine pora (ako je voda kvašeća faza voda zauzima najmanje pore, gas je u porama najvećeg prečnika, a nafta u ostalim);

-Distribucije pora po veličini (kad znamo raspored fluida, znamo i veličinu pora);

-Stepena kvašenja (kvašeća faza blokira protok nekvašeće faze);

-Istorijata zasićenja (krive kapilariteta);

-veličine zasićenja koja je u funkciji prethodnog.

-Zaključci Chatenver-a i Calhoun-a za karakteristike dvofazne ili trofazne filtracije (protoka) :

1.fluidi u pornoj psredini su pod kontrolom kap.pritisaka, tj. različiti fluidi se različito ponašaju u smislu relativnih propusnosti. Rel.propusnost za vodu zavisi od zasićenja pornog prostora vodom, Rel.propusnost za gas od zasićenja pornog prostora gasom, a za naftu od od zasićenja pornog prostora naftom i od veličine pora u kojima se nafta nalazi.

2. Svaki fluid kreće se kroz odvojene grupe pora

3. U ležištu se vrši zonarna blokada zbog distribucije pora po veličini, individualni fluidi imaju tendenciju da blokiraju kretanje ostalih.

Wylhue (1962,) uveo λ kao indeks distribucije pora p veličini; za λ=∞ imamo sistem sa porama istih veličina; λ =05-4 za peskove i peščare i zavisi od kapilariteta.

Kada je voda kvašeća faza Kada je nafta kvašeća faza

( )∫

∫=

1

o

2c

*w

S

o

2c

*w

2*wrv

P

dS

P

dS

SK

*w

( )( )

∫

∫−=

1

o

33

*

w

1

S

2

c

*w

2*

w

2*

wro

P

dS

P

dSS

S1K*w

( ) λ

λ+

=32

9wrw SK

-Korijeve jednačine za slučaj imbibicije-proces istiskivanja nafte vodom (istorijat zasićenja):

( ) ( )

−−= λ

λ+Z*s

*wro S1S1K

Standind (1974) predložio analitiku proračuna relativnih propusnosti preko efektivnog zasićenja kvašeće faze, tj. Formule za slučaj drenaže-procesa istiskivanja vode naftom:

Colins (1976):

owioro

wrowrw

K/KKK/KK

=

=

Gde je:

Kwro-efektivna propusnost za vodu pri zasićenju rezidualnom naftom;

Kowi-efektivna propusnost za naftu pri zasićenju vezanom vodom;

Krive relativnih propusnosti za naftu i vodu u funkciji zasićenja vodom-dvofazni protok

Kro KrwKr

SwSw=So

Kro=Krw

Dijagram zavisnosti Kr i zasićenja vodom za idealan sistem protoka nafte i vode-koaksijalna filtacija

Trofazni protok

Specifičnosti petrofizičkih karakteristika rezervoar stena sa sekundarno i kombinovano formiranom poroznošću-prirodno frakurirana ležišta

VVK

K =Φ

gde je:VK-zapremina kaverniV-zapremina uzorka

m

oK 1

ρ

ρ−=Φ

odnosnogde je:ρo-zapreminska masa steneρm-zapreminska masa čvrste faze uzorka stene.

VV

V

V1 mp

K −−=Φgde je:Vp-ukupna zapremina poraVm-zapremina čvrste fazeV -ukupna zapremina uzorka

m

KpK 1

ρ

ρ−Φ−=Φ

ili

gde je:ρK-zapreminska masa uzorka sa kombinovanom poroznošću.

−

ρ

ρ−ρ

ρ

ρ=Φ ba

m

pm

p

KO

gde je:ρp-zapreminska masa dela uzorka sa intergranularnom poroznošćua i b-koeficijent otvorene poroznosti