Определение абсолютной проницаемости. Абсолютная проницаемость нефти


Виды проницаемости

Проницаемость абсолютная (физическая) – проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:

1.     Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

2.     Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

         Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

         Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и пористых фаз.

         Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.

         Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы.

При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом.

         Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:

. (1.37)

         Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

         Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1.                            (1.38)

         Для газонефтяных месторождений:

SВ + SН + SГ  = 1.                   (1.39)

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасы­щенность SВ < 25%.

         Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

         При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

         Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 1.11).

        

Рис. 1.11. Области распространения одно-, двух- и трёхфазного потоков:

1. – 5% воды; 2. – 5% нефти; 3. – 5% газа.

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока.

oilloot.ru

Абсолютная проницаемость - коллектор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Абсолютная проницаемость - коллектор

Cтраница 1

Абсолютная проницаемость коллекторов в пределах отдельных стратиграфических подразделений ( свит, горизонтов, объектов) в общем возрастает от кровли к подошве. В отдельных случаях, однако, эта закономерность нарушается вследствие неравномерного распределения карбонатного цемента по разрезу.  [1]

Абсолютная проницаемость коллектора &0 500 мД; коэффициент, учитывающий скорость изменения проницаемости с давлением, а0; 0 005; 0 01 ( кгс / см2) 1, что соответствует диапазону реальных величин а для пористых и трещиновато-пористых коллекторов ( см. гл.  [2]

Абсолютная проницаемость промышленных нефтесодержащих коллекторов колеблется от нескольких до 3000 - 5000 миллидарси. Наиболее распространены нефтесодержащие пласты с проницаемостью 200 - 1000 миллидарси. Проницаемость глин [16] выражается в тысячных и десятитысячных долях миллидарси. Чем выше проницаемость пластов, тем выше производительность пробуренных на них скважин, тем быстрее передается давление по пласту, тем более вероятной является продолжительность работы пласта при упруго водонапорном или водонапорном режимах, тем эффективнее могут быть проведены работы по поддержанию пластового давления и осуществлению вторичных методов эксплуатации и тем выше нефтеотдача пласта.  [3]

В пределах отдельных месторождений отмечается уменьшение абсолютной проницаемости коллекторов в приконтурной зоне пластов.  [4]

Расчеты проводились для нескольких вариантов с различными абсолютными проницаемостями коллектора при сохранении примерно одних и тех же скоростей фильтрации.  [5]

Известно, что характеристика кривых фазовых проницаемостей зависит от абсолютной проницаемости коллектора, поэтому каждое месторождение характеризуется различными кривыми фазовых проницаемостей. Проведенными исследованиями не удалось достаточно надежно установить способ нахождения средней кривой фазовых проницаемостей по месторождению в целом. Однако получение этой кривой как средневзвешенной из всех полученных кривых дает меньшую погрешность, чем использование одной кривой фазовых проницаемостей без учета особенностей рассматриваемого коллектора.  [6]

Результаты расчетов показали, что для широкого диапазона изменения абсолютной проницаемости коллектора и различных видов фазовых проницаемостей характерны вид профиля насыщенности конденсатом призабойной зоны скважины и его динамика.  [8]

Значительный интерес для всесторонней оценки эффективности обработки призабойных зон газоконденсатных скважин представляет определение влияния на этот процесс абсолютной проницаемости коллектора. Для пластов с хорошими коллекторскими свойствами немаловажно установление возможности поддержания на скважине значительных дебитов газа после обработки.  [9]

Значительный интерес для всесторонней оценки эффективности обработки призабойных зон газоконденсатных скважин представляет определение влияния на этот процесс абсолютной проницаемости коллектора. Для пластов с хорошими коллекторскими свойствами немаловажно установление возможности поддержания на скважине значительных дебитов газа после обработки.  [10]

Эффективность вытеснения нефти из коллекторов порового типа и, в частности, коэффициент вытеснения сильно связаны с абсолютной проницаемостью коллекторов.  [11]

Значительного увеличения приемистости можно ожидать при удалении нефти из коллекторов, где эффективная водопроницаемость при остаточной неф-тенасыщенности составляет небольшую долю от абсолютной проницаемости коллектора. В гидрофобных пластах обычно водопроницаемость при остаточной нефтенасыщенности наименьшая, при этом колеблется она от 2 до 15 % от абсолютной. В гидрофильных пластах остаточная нефть в меньшей степени снижает водопроницаемость, которая в этих условиях обычно колеблется от 30 до 80 % от абсолютной.  [12]

Таким образом, расчеты показывают, что ухудшение фильтрационных свойств пласта у забоя скважин ( вследствие проявления различных факторов) вызывает уменьшение продуктивности газоконденсатных скважин только за счет уменьшения абсолютной проницаемости коллектора. Накопление ретроградного конденсата происходит в основном в зоне ухудшенной проницаемости коллектора. Поэтому на составляющую скин-эффекта, обусловленную накоплением ретроградного конденсата, ухудшение коллекторских свойств пласта у забоя скважин не оказывает существенного влияния. При этом сама величина скин-эффекта может существенно увеличиваться за счет накопления конденсата.  [13]

Ухудшение фильтрационных свойств пласта в призабойной зоне скважин может происходить за счет снижения как абсолютной, так и относительной фазовой проницаемости коллектора. Абсолютная проницаемость коллектора в прискважинной зоне пласта может уменьшаться за счет закупоривания перового пространства глинистым раствором и его фильтратом, а также частицами других веществ, осаждающихся у забоя скважин. Уменьшение абсолютной проницаемости коллектора связано также с различными деформационными процессами и разрушением породы.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Определение абсолютной проницаемости

Поиск Лекций

ВВЕДЕНИЕ

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.

По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте изменяются. Это сопровождается значительными изменениями свойств пород, пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике – в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах.

Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, её физические характеристики (пористость, проницаемость, насыщенность и др.), физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих породы, уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволят определить начальные запасы углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте при его разработке и на различных стадиях эксплуатации.

Основная цель и задачи работы заключаются в том, чтобы расширить диапазон знаний студентов в области физики пласта за рамки образовательных стандартов, развивать умение и навыки у будущих специалистов формулировать проблему, анализировать текущее состояние работ в решении данной проблемы, ставить задачи проведения научно-исследовательских работ, анализировать и обобщать полученные результаты.

Содержание сориентировано, прежде всего, на изучение основных физических свойств коллекторов нефти и газа, исследование влияния на эти свойства различных физико-химических параметров в процессе эксплуатации пласта.

 

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

Общее представление о проницаемости и ее

Практическое значение

 

Проницаемость – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы из-за малых размеров пор в них оказываются практически мало- или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей – совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемости.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость. Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Для ее оценки обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

Фазовой проницаемостью называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства нефтью, водой или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости :

, (2.1)

где – скорость линейной фильтрации, см/с;

– объемный расход жидкости в единицу времени, см3/с;

– коэффициент динамической вязкости флюида, мПа∙с;

– площадь фильтрации, см2;

– перепад давления, Па;

– длина пористой среды, см.

В этом уравнении ( 3.1) способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности , который называют проницаемостью. Для расчета коэффициента проницаемости для жидкостей используется формула :

. (3.2)

При измерении проницаемости по газу учитываются его средний расход (` ) через образец в условиях проведения эксперимента, среднее давление и средняя температура по закону Бойля – Мариотта (при ):

(2.3)

Средний объемный расход газа (` ) прямо пропорционален изменению линейной скорости фильтрации объема газа (Vср) за время (продолжительность, τ) прохождения газа через породу:

. (2.4)

Уравнение для количественной оценки коэффициента проницаемости горных пород при линейной фильтрации газа запишется следующим образом:

, (2.5)

где Р1 и Р2 – соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него, Па;

Qо– расход газа при атмосферном давлении Ро, м3/с Þ .

Таким образом, коэффициент проницаемости по газу рассчитывается по формуле :

. (2.6)

В международной системе измерений Си за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3 /с.

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов.

В нефтепромысловой практикеза единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кГ/см2 расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см3/сек. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД). Учитывая, что 1 кГ/см2 = ~105 Па, 1 см3 = 10-6 м3, 1 см2 = 10 -4 м2, 1 спз = 10-3 Па • сек, получим следующее соотношение:

.

Проницаемость пород нефтяных и газовых месторождений меняется от 0,001…3 ¸ 5 мкм2. Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью от 0,2…1 мкм2. Породы, имеющие проницаемость менее 0,03…0,5 мкм2, слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процесс фильтрации при существующих пластовых градиентах давлений.

Проницаемость песчаников обычно составляет 0,20 – 1,00 Д. Для алевролитов она изменяется от нескольких десятых до 0,02 – 0,03 Д.

В породах нефтяных и газовых месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютной проницаемости.

Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред.

Если часть пор занята какой-либо фазой, то проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами.

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков – движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Каждый из этих потоков изучается экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Если в несцементированном песке содержится 20% воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю (т. е. вода является неподвижной фазой). Это связано с тем, что при небольшой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах, в узких местах контактов зерен, не участвующих в фильтрации жидкостей, а также в виде неподвижных местных пленок и микрокапель располагается на поверхности породы. В некоторой части пор она все же содержится и поэтому фазовая проницаемость по нефти вскоре после начала увеличения водонасыщенности быстро уменьшается и в присутствии 30% связанной воды относительная проницаемость для нефти снижается уже в два раза. Из этого следует, что необходимо беречь нефтяные пласты и забои скважин от преждевременного обводнения. При проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает их водонасыщенность в наиболее узкой части потока (в призабойной зоне пласта). В результате значительно уменьшается относительная проницаемость пород для нефти, а также уменьшается дебит скважины. Водные фильтраты бурового раствора (необработанного специальными веществами) обычно прочно удерживаются породами вследствие гидрофильных свойств последних и плохо удаляются из пор пласта при освоении скважин. Поэтому теории фазовой проницаемости, смачиваемости и взаимодействия фильтрата бурового раствора с породой используются при разработке рецептуры растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов и обеспечивающих сохранение естественных фильтрационных свойств пород.

Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Известно, например, что с уменьшением поверхностного натяжения нефти на разделе с водой снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате увеличиваются относительные проницаемости породы для жидкости.

Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочными и сильно минерализованными хлоркальциевыми водами. Поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с хлоркальциевыми. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти, и для щелочной воды. При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит только от насыщенности.

 

Определение абсолютной проницаемости

 

Проницаемость пористой среды можно определить по образцам, отобранным из пласта, или непосредственным исследованием пласта. Для оценки проницаемости кернов в основном применяются два метода. Первый метод предусматривает использование небольших цилиндрических образцов диаметром примерно 20 мм и длиной 25 мм. Метод применим для определения проницаемости выдержанного по составу и достаточно однородного пласта. Второй метод применяется на керне, отобранном непосредственно из скважины. Диаметр керна обусловлен типом колонкового долота, длина 30 – 50 см. В обоих случаях в качестве рабочего агента можно применять газ или любую жидкость, исключающую химическое взаимодействие с минералами породы.

Проницаемость абсолютная (физическая) характеризует проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условий:

· отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью, фаза химически инертна по отношению к породе;

Рис.2.1. Схема прибора для опреде- ления проницаемости пород: 1 – кернодержатель; 2 – сосуд с водой; 3 – стеклянная трубка; 4 – вентиль · полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью. Для определения абсолютной проницаемости горных пород используются различные приборы. Принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы. Схема одного из упрощенных устройств для измерения проницаемости приведена на рис. 2.1. Прибор для определения проницаемости состоит из: · кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду; · устройства для измерения давления на входе и выходе из керна; · расходомеров; · приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через образец породы. Различаются приборы тем, что одни из них предназначены для измерения проницаемости при больших давлениях, другие – при малых, третьи – при вакууме.

Одни приборы используются для определения проницаемости по воздуху, другие – по жидкости.

Абсолютную проницаемость пород принято определять с помощью воздуха или газа. Состав газа на проницаемость пород заметно влияет только при высоком вакууме (когда столкновения молекул редки по сравнению с ударами о стенки пор, т.е. когда газ настолько разрежен, что средняя длина пробега молекул сравнима с диаметром поровых каналов).

poisk-ru.ru

Закон Дарси. Абсолютная и относительные фазовые проницаемости.

Закон Дарси выражает линейную зависимость скорости фильтрации U от градиента давления V Р. Для однородной жидкости это соотношение имеет вид

Здесь к — тензор абсолютной проницаемости пористой среды, μ — вязкость жидкости, g — ускорение свободного падения. Предполагается, что ось Z направлена вертикально вниз.

Условие и = 0 определяет гидростатическое распределение давления:

При решении многих практических задач предполагается, что направления главных осей тензора проницаемости совпадают с направлениями осей координат. В этом случае к – диагональный тензор: Экспериментально установлено, что при многофазной фильтрации закон Дарси может в широких пределах считаться справедливым для каждой фазы в отдельности: Здесь k — фазовая проницаемость, которая, как и абсолютная проницаемость, является тензорной функцией; индекс l=o,w,g соответствует фазе. Относительные фазовые проницаемости kri определяются выражениями: кг = ккг1. Относит-ые фазовые проницаемости зависят от целого ряда характеристик: насыщенностей, градиента давления, капиллярных сил, структуры порового пространства и пр. Поскольку наиболее существенно фазовые проницаемости зависят от насыщенностей, в большинстве моделей фильтрации предполагается, что фазовые проницаемости являются функциями только насыщенностей.

Абсолютная проницаемость.

Проницаемость является наиболее изменчивым свойством коллектора, существенно влияющим на фильтрационные процессы и уровни добычи жидкости. Проницаемость определяется лабораторным путем по образцам породы, отобранным из пласта, либо по результатам гидродинамических исследований скважин. Если отсутствуют данные, полученные этими методами, пользуются регрессионным анализом и определяют проницаемость в зависимости от других известных параметров (например, пористости), причем коэффициенты уравнений регрессии находят по имеющейся информации для других областей пласта со сходными характеристиками.

Лабораторные измерения проницаемости основаны на измерении расхода Q жидкости или газа через образец пористой среды при заданном перепаде давления ΔР.

При интерпретации результатов лабораторных измерений и их использовании при моделировании необходимо учитывать, что при извлечении керна из скважины на поверхность все силы, действующие на образец породы, снимаются, что ведет к его расширению и изменению геометрии поровых каналов. Уменьшение проницаемости в пластовых условиях под действием давления вышележащих пород может достигать в некоторых случаях 60%.

Размеры кернов определяются десятками сантиметров, поэтому для суждения о распределении проницаемости в межскважинном пространстве данных лабораторных измерений недостаточно. Наиболее достоверную информацию об эффективной проницаемости пласта на масштабах, сопоставимых с расстояниями между скважинами, можно получить по результатам гидродинамических исследований скважин и гидропрослушивания (пьезометрии). В этом случае для определения параметров пласта решается обратная задача, и проницаемость определяется по данным поведения давления на упругом режиме фильтрации.

Относительные фазовые проницаемости.

Основными методами определения относительных фазовых проницаемостей являются лабораторные исследования вытеснения флюидов из керна при стационарных либо при нестационарных условиях. Кроме того, относительные проницаемости определяются по промысловым данным, по данным капиллярного давления и по аналогии с использованием опубликованных зависимостей [2].

Аналогично методу вытеснения оценивается отношение фазовых проницаемостей по промысловым данным. Учитывая, что дебит каждой фазы в продукции скважины определяется в соответствии с законом Дарси, и приводя объемные дебиты к пластовым условиям, имеем

Насыщенность SWC, при которой начинает двигаться вода, называется остаточной или насыщенностью, связанной водой. Насыщенность SOR, при которой перестает двигаться вытесняемая фаза - нефть, называется остаточной нефтенасыщенностью. Соответственно, l - SOR - максимальная водонасыщенность, при которой существует двухфазное течение. При SW < SWC фазовая проницаемость для воды равна нулю. При SW > l - SOR фазовая проницаемость для нефти равна нулю. Аналогичный характер имеют зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности для двухфазных систем нефть-газ и газ-вода.

Определение относительных фазовых проницаемостей в случае трехфазной фильтрации является значительно более сложной задачей и соответствующие эксперименты проводятся достаточно редко. Практически фазовые проницаемости для трехфазной системы определяют по данным двухфазной фильтрации в системе нефть-вода и в системе нефть-газ. При этом предполагается, что вода - наиболее смачивающая фаза, а газ — наименее смачивающая фаза. Наибольшее распространение получили модели, предложенные Стоуном. Фазовые проницаемости для газа и воды в соответствии с (относительные фазовые проницаемости для воды и газа зависят только от соответствующей насыщенности: KГW = KГW ( SW ) , KГg = KГg ( Sg ) определяются по данным двухфазной фильтрации. Для простоты предполагается, что газонасыщенность защемленным газом равна нулю, т.е. газ вытесняется полностью. Зависимость KГ0 = KГ0 (Sg , Sg) фазовой проницаемости для нефти вводится с использованием нормализованных насыщенностей:

Здесь Sоm - остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой и газом одновременно. Экспериментально установлено, что остаточная нефтенасыщенность Sоm ниже, чем при вытеснении нефти водой. Причем величина Sоm снижается с увеличением газонасыщенности.

- насыщенности связанной водой, остаточной нефтью и защемленным

газом, которые должны быть определены экспериментально.

В соответствии с первой моделью Стоуна относительная фазовая проницаемость для нефти предполагается равной:

Здесь Krow и Krog - относительные фазовые проницаемости для нефти в системе нефть-вода и нефть-газ соответственно.

Вторая модель Стоуна основана на аналогии с течением в канале:



infopedia.su

Значение - абсолютная проницаемость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Значение - абсолютная проницаемость

Cтраница 1

Значение абсолютной проницаемости k на практике обычно относят к центру блока. Предполагается, что проводимости л - внутри всех блоков постоянны, их используют для определения - / 2 - Подобная аппроксимация удовлетворительна в том случае, если свойства пласта в двух соседних блоках сильно не различаются. Если разница в проницаемости в них велика, а данные недостоверны, то могут возникнуть большие погрешности.  [2]

Значения абсолютной проницаемости задаются в соответствии с тензорным характером этого параметра. В силу естественной слоистости пласта, определяемой характером осадконакопления, главные оси тензора обычно горизонтальны и вертикальны, поэтому в декартовой системе координат, оси которой направлены вдоль главных осей тензора проницаемости, достаточно задать горизонтальную и вертикальную проницаемость.  [4]

Одновременно газопроницаемость возрастает более круто и приближается быстрее к значению абсолютной проницаемости с увеличением насыщения газом.  [5]

Предполагается, что вытесняющая фаза занимает про-пластки в порядке убывания значений абсолютной проницаемости, причем вытеснение в отдельных прослоях происходит поршневым образом. Последнее предположение весьма условно и может в какой-то степени быть справедливым только для пород, проявляющих ярко выраженную гидрофильность.  [7]

На рис 2.1.3 показаны выявленные расчетным путем зависимости критической нефтенасыщенности от значения абсолютной проницаемости пористой среды. Видно, что с уменьшением проницаемости значение критической насыщенности снижается, причем более резко для структуры среды с трещиноватой пористостью.  [9]

На рис. 2.1.4 представлены зависимости величин fw p / fw P, где fw p, f a p - относительная проницаемость модели среды соответственно для воды и нефти, от значения абсолютной проницаемости среды, рассчитанные для среды гранулярного типа при фиксированном значении водонасыщенности W 0 25, которые показывают, что с уменьшением проницаемости среды относительное значение эффекта виброволнового воздействия возрастает.  [10]

Для расчета разработки пластов, характеризующихся слоистым строением, используют модели, представляющие собой набор взаимно не сообщающихся слоев с различной абсолютной проницаемостью. Определив при построении этих моделей по фактическим данным значения абсолютной проницаемости отдельных слоев пласта в различных скважинах, вычисляют, какую долю исследованной толщины всех слоев составляют слои с данной проницаемостью. Далее строят зависимость, согласно которой каждому значению абсолютной проницаемости соответствует доля слоев с данной проницаемостью в общей исследованной толщине слоев. Считается, что построенная таким образом зависимость ( гистограмма) при большом числе отдельных определений характерна для пласта в целом в вероятностно-статистическом смысле.  [11]

Он заключается в воздействии на призабойную зону скважин закачкой сухого газа в сочетании с одним из способов интенсификации добычи, основанным на улучшении значений абсолютной проницаемости коллектора у забоя скважины.  [12]

Для рассматриваемых рыхлых песков относительный или процентный эффект фазового распределения не зависит от абсолютной - проницаемости. Так, например, насыщение среды газом на 18 % сокращает проницаемость для жидкости примерно наполовину, независимо от того, составляет ли абсолютная проницаемость 17 8 или 262 дарси; 35 % насыщение жидкостью уменьшает газопроницаемость среды примерно до половины значения абсолютной проницаемости, если даже эта последняя меняется от 17 8 до 262 дарси.  [13]

Породы III класса ( со средней экранирующей способностью) пригодны для хранения всех перечисленных продуктов, за исключением этилена; IV класс пород ( с пониженной экранирующей способностью) может использоваться для сооружения хранилищ пропан-бутановых смесей и нефтепродуктов. И, наконец, породы V класса пригодны для хранения только углеводородов бутанового ряда и нефтепродуктов. Значения абсолютной проницаемости 10 - мД ( VI класс) являются верхним пределом возможности использования пород для строительства подземных хранилищ.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Коэффициент - абсолютная проницаемость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Коэффициент - абсолютная проницаемость

Cтраница 2

Кг - коэффициент абсолютной проницаемости по горизонтали ( вдоль пластования), д; Kz - коэффициент абсолютной проницаемости по вертикали ( нормально напластованию), д; К. Q - средний дебит скважины за безводный период, см3 / сек; q - безразмерный дебит в безводный период; h - относительное вскрытие пласта; Т ( р, Ъ) - некоторая безразмерная функция [3, 6], связанная с распределением потенциала в пласте при напорном притоке нефти к скважине; R0 - безразмерный радиус контура питания.  [16]

На рис. 71 приведены некоторые1 лабораторные данные по фильтрации воды, обычно закачиваемой в пласт через образцы коллекторов горизонта Д, характеризующиеся различными величинами коэффициентов абсолютной проницаемости от kr 1223 до kr 137 мд. На рис. 71 видно, что по мере увеличения количества профильтровавшейся через керн воды при постоянном перепаде давления фазовая проницаемость ЙВ / АГ быстро снижается, т.е. фильтрация затухает, причем тем быстрее, чем ниже абсолютная проницаемость пласта.  [17]

Здесь N, п - структурные параметры; s - водонасыщен-ность, которая устанавливается на входе в образец; а - поверхностное натяжение на границе фаз; цв - коэффициент динамической вязкости воды; k, m - коэффициенты абсолютной проницаемости и пористости образца соответственно: 6 - угол смачивания.  [18]

Обычно применяют понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости. Коэффициент абсолютной проницаемости теоретически не зависит от природы пропускаемой жидкости или газа и характеризует только физические свойства породы.  [19]

Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы. Коэффициент абсолютной проницаемости характеризует только лишь свойстве породы. Поэтому иногда абсолютную проницаемость определяют по газу или воздуху.  [20]

Проницаемость горных пород определяется с помощью аппаратов ГК-5 и УИПК-1М путем намерения скорости прохождения жидкости или газа через образец исследуемой породы. Прибором ГК-5 определяется коэффициент абсолютной проницаемости, прибором УИПК-1М - коэффициенты абсолютной, относительной и фазовой проницаемости в условиях, приближающихся к пластовым.  [21]

Приведены результаты экспериментальных исследований фильтрации газа в карбонатных коллекторах, отобранных из среднего карбона Вуктыльского газокондеясатного месторождения. Получены зависимости изменения коэффициента абсолютной проницаемости от эффективного давления.  [22]

Проницаемость горных пород определяется с помощью аппаратов ГК-5 и УИПК-1М путем намерения скорости прохождения жидкости млн газа через образец исследуемой породы. Прибором Г К-5 определяется коэффициент абсолютной проницаемости, прибором УИПК-1М - коэффициенты абсолютной, относительной и фазовой проницаемости в условиях, приближающихся к пластовым.  [23]

Различают абсолютную, эффективную и относительную проницаемости. Абсолютная - это проницаемость пласта при наличии в ней лишь одного флюида, например, или только газа, или только нефти, или только воды. Коэффициент абсолютной проницаемости численно характеризует свойство самого продуктивного пласта - коллектора.  [24]

Затем определяли коэффициент абсолютной проницаемости сухого образца, для чего на выходе из модели ( при постоянном контурном давлении на входе) создавали давления, которые в 8 - 10 раз превышали забойные значения.  [25]

Фильтрационно-емкостные характеристики изменяются в широких пределах. Коэффициент открытой пористости колеблется в диапазоне от 0 1 до 31 84 %, коэффициент абсолютной проницаемости - от 10 - 5 до 2 мкм2, причем значение проницаемости выше 0 040 мкм2 встречается в единичных образцах.  [26]

При малых значениях начальной газонасыщенности ( ан 0 08 - 0 10) остаточная газонасыщенность аост близка к начальной. В дальнейшем, увеличиваясь с ростом начальной газонасыщенности, остаточная газонасыщенность становится заметно меньше. В случае сцементированного песчаника аост возрастает во всем4 диапазоне изменения ан. Кривая осост / ( ан) постепенно выполаживается и стремится к некоторой асимптоте. Для несцементированного песчаника при достижении определенного значения начальной газонасыщенности возрастание остаточной газонасыщенности сменяется убыванием. Согласно исследованиям [23], с уменьшением коэффициента абсолютной проницаемости точка максимальной остаточной газонасыщенности смещается в сторону более низких значений начальной газонасыщенности.  [27]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Значение - абсолютная проницаемость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Значение - абсолютная проницаемость

Cтраница 1

Значение абсолютной проницаемости k на практике обычно относят к центру блока. Предполагается, что проводимости л - внутри всех блоков постоянны, их используют для определения - / 2 - Подобная аппроксимация удовлетворительна в том случае, если свойства пласта в двух соседних блоках сильно не различаются. Если разница в проницаемости в них велика, а данные недостоверны, то могут возникнуть большие погрешности.  [2]

Значения абсолютной проницаемости задаются в соответствии с тензорным характером этого параметра. В силу естественной слоистости пласта, определяемой характером осадконакопления, главные оси тензора обычно горизонтальны и вертикальны, поэтому в декартовой системе координат, оси которой направлены вдоль главных осей тензора проницаемости, достаточно задать горизонтальную и вертикальную проницаемость.  [4]

Одновременно газопроницаемость возрастает более круто и приближается быстрее к значению абсолютной проницаемости с увеличением насыщения газом.  [5]

Предполагается, что вытесняющая фаза занимает про-пластки в порядке убывания значений абсолютной проницаемости, причем вытеснение в отдельных прослоях происходит поршневым образом. Последнее предположение весьма условно и может в какой-то степени быть справедливым только для пород, проявляющих ярко выраженную гидрофильность.  [7]

На рис 2.1.3 показаны выявленные расчетным путем зависимости критической нефтенасыщенности от значения абсолютной проницаемости пористой среды. Видно, что с уменьшением проницаемости значение критической насыщенности снижается, причем более резко для структуры среды с трещиноватой пористостью.  [9]

На рис. 2.1.4 представлены зависимости величин fw p / fw P, где fw p, f a p - относительная проницаемость модели среды соответственно для воды и нефти, от значения абсолютной проницаемости среды, рассчитанные для среды гранулярного типа при фиксированном значении водонасыщенности W 0 25, которые показывают, что с уменьшением проницаемости среды относительное значение эффекта виброволнового воздействия возрастает.  [10]

Для расчета разработки пластов, характеризующихся слоистым строением, используют модели, представляющие собой набор взаимно не сообщающихся слоев с различной абсолютной проницаемостью. Определив при построении этих моделей по фактическим данным значения абсолютной проницаемости отдельных слоев пласта в различных скважинах, вычисляют, какую долю исследованной толщины всех слоев составляют слои с данной проницаемостью. Далее строят зависимость, согласно которой каждому значению абсолютной проницаемости соответствует доля слоев с данной проницаемостью в общей исследованной толщине слоев. Считается, что построенная таким образом зависимость ( гистограмма) при большом числе отдельных определений характерна для пласта в целом в вероятностно-статистическом смысле.  [11]

Он заключается в воздействии на призабойную зону скважин закачкой сухого газа в сочетании с одним из способов интенсификации добычи, основанным на улучшении значений абсолютной проницаемости коллектора у забоя скважины.  [12]

Для рассматриваемых рыхлых песков относительный или процентный эффект фазового распределения не зависит от абсолютной - проницаемости. Так, например, насыщение среды газом на 18 % сокращает проницаемость для жидкости примерно наполовину, независимо от того, составляет ли абсолютная проницаемость 17 8 или 262 дарси; 35 % насыщение жидкостью уменьшает газопроницаемость среды примерно до половины значения абсолютной проницаемости, если даже эта последняя меняется от 17 8 до 262 дарси.  [13]

Породы III класса ( со средней экранирующей способностью) пригодны для хранения всех перечисленных продуктов, за исключением этилена; IV класс пород ( с пониженной экранирующей способностью) может использоваться для сооружения хранилищ пропан-бутановых смесей и нефтепродуктов. И, наконец, породы V класса пригодны для хранения только углеводородов бутанового ряда и нефтепродуктов. Значения абсолютной проницаемости 10 - мД ( VI класс) являются верхним пределом возможности использования пород для строительства подземных хранилищ.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru