Область значений для относительных керновых проницаемостей. Относительная проницаемость нефти


Относительная проницаемость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Относительная проницаемость

Cтраница 1

Относительные проницаемости и формулы вида ( 1) введены при изучении совместного движения нефти и газа в пористой среде. Многочисленными экспериментами установлено [2, 3, 61], что в области высоких скоростей они хорошо оправдываются при фильтрации нефти и воды, причем функции / ( s) и / н ( s) не зависят от отношения вязкостен и меняются с изменением структуры пористой среды. На рис. 32 приведены заимствованные из [61] кривые относительных проницаемостей нефти и воды для насыпного песка.  [1]

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к некоторой базовой проницаемости, обычно - эффективной нефтепроницаемости, замеренной в породе, насыщенной только связанной водой: ( k0) swirr kro k0 / ( kg) swirr. Поскольку эффективная проницаемость породы зависит от флюидонасыщения, относительная проницаемость также является функцией флюидонасыщенности.  [2]

Относительная проницаемость равна отношению эффективной проницаемости к абсолютной и выражается в безразмерных единицах.  [3]

Относительные проницаемости - важнейшие характеристики, определяющие вну трип ластовые потоки нефти, воды и газа, а следовательно, обводненность продукции, текущую и конечную нефтеотдачу пластов.  [4]

Относительная проницаемость выражается в процентах от абсолютной проницаемости или в долях целого.  [5]

Относительная проницаемость является отношением эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.  [6]

Относительная проницаемость и коэффициенты относительной проницаемости замеряются обычно в лабораторных условиях на кернах.  [8]

Относительные проницаемости для нефти, воды и смеси определяются по соответствующим кривым в функции насыщенности данной фазьк для матрицы - по кривым для пористой среды; для вторичных пустот - для щелей или среды, аналогичной пористой ( см. гл.  [9]

Относительная проницаемость однородных, но анизотропных пород несущественно зависит от направления потока.  [10]

Относительная проницаемость существенно зависит от характеристики смачиваемости породы каждой из фаз. Объясняется это тем, что при малой насыщенности смачивающая фаза располагается либо по поверхности зерен породы, либо в самых малых порах и слабо препятствует движению несмачивающей фазы.  [11]

Относительная проницаемость для воды не зависит от распределения нефти и газа и определяется насыщением породы водой, как это видно из фиг. Изменение ее величины с насыщением песка водой аналогично, в пределах экспериментальных ошибок, изменению проницаемости для смесей СО2 - вода.  [12]

Относительная проницаемость для нефти при этом распределении ( согласно фиг.  [13]

Относительная проницаемость влияет на дебиты и вследствие этого на газовый и водонефтяной факторы. Кроме того, изменяются значения давлений, так как фильтрация флюидов происходит вследствие изменения градиентов давления в пласте. Эксплуатационный газовый фактор и эксплуатационный водонефтяной фактор - два критерия, используемые при подгонке информации по истории разработки месторождения, которые можно менять путем изменения относительных проницаемостей.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Проницаемость горных пород. Коэффициент абсолютной, фазовой, относительной проницаемости

Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. DarcyH. - французский учёный, в 1856 году изучая течение воды через песчаный фильтр, установил линейную зависимость между объёмным расходом жидкости (скоростью фильтрации) от градиента давления.

Согласно эксперименту Дарси, скорость фильтрации чистой воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

где Q - объёмный расход воды;

v- линейная скорость воды;

F- площадь сечения, F= nd2/4;

L- длина фильтра;

k- коэффициент пропорциональности.

Вода - однородная система. Нефть, пластовая вода, газ в пластовых условиях - многокомпонентные, неидеальные системы. С точки зрения химии компоненты таких систем взаимодействуют между собой. Поэтому уравнение, описывающее фильтрацию нефти (пластовой воды, газа) содержит параметр вязкость, учитывающий неидеальность системы (взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы):

где µ- вязкость нефти.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости

Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из уравнения

В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2.

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости- это величина площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Проницаемостью в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Пас составляет 1 м3/сек.

Приведённые выше уравнения справедливы при условии движения плохо сжимаемой(несжимаемой) жидкости при линейно-направленном потоке.

В случае фильтрации газа это условие не выполняется. При уменьшении давления по длине образца объёмный расход газа непостоянный. Поэтому при расчете проницаемости по газу следует учитывать средний расход газа в условиях образца, приведенный к среднему давлению и средней температуре образца, используя закон Бойля-Мариотта. Если расширение газа при линейном прохождении его через образец происходит изотермически, следует учитывать средний объёмный расход (Vср):

Виды проницаемостей.

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

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

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

Абсолютная проницаемость характеризует фильтрационную способность горной породы для инертного в физико-химическом отношении флюида.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или других фаз (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода) независимо от того, находятся они в статическом состоянии (например, капиллярно связанная вода) или принимают участие в совместной фильтрации. Величина её зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств. При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше коэффициента абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость определяется отношением величины фазовой проницаемости к величине абсолютной для той же породы.

Относительные проницаемости (k, % или в долях) породы для нефти и воды (газа аналогично) оцениваются как:

где кн и кв - фазовые проницаемости для воды и нефти; k- абсолютная проницаемость породы.

Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

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.).

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 и относительной проницаемости.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость. Под абсолютной 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 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 жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

V=Q/F=(k*ΔP)/(μL) , где

где v – скорость линейной фильтрации; Q – объемный расход жидкости в единицу времени; μ – динамическая вязкость жидкости; F – площадь фильтрации; ΔP – перепад давления; L – длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют проницаемостью:

k=(QμL) / (FΔP) [м2]

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.

При измерении проницаемости пород по газу в формулу Дарси следует подставлять средний расход газа в условиях образца. Тогда коэффициент проницаемости для газа находится следующим образом:

k=(2Q0P0μL) / (P12-P22)F , где

P1 и P2 – соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него; Q0 — расход газа при атмосферном давлении р0.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Результаты исследований относительных фазовых проницаемостей разновозрастных продуктивных отложений Красноленинского месторождения - Вестник Недропользователя

Зубков М.Ю., Семенов В.В. (ОАО СибНИИНП)Микулина О.И. (ООО Сибгеоцентр)Пушин А.В. (ОАО ТНК-Нягань)

Ревизия данных относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде разновозрастных продуктивных отложений Красноленинского месторождения показала, что результатов исследований явно недостаточно для построения адекватной гидродинамической модели этого месторождения, так как по некоторым объектам полностью отсутствует информация об их фазовых проницаемостях. К числу таких объектов относятся продуктивные отложения викуловской свиты Каменной и Ем-Еговской площадей, тюменской свиты тех же площадей, а также Талинской площади. Недостаточно полно изучены фазовые проницаемости по нефти и воде главного продуктивного объекта Талинской площади – шеркалинской свиты, в состав которой входят пласты ЮК10-11, включая исследования фазовых проницаемостей как в горизонтальном, так и вертикальном направлениях.

Поэтому с целью создания необходимой петрофизической базы для разработки гидродинамической модели различных по возрасту продуктивных отложений Красноленинского месторождения проведены исследования их относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде, анализ результатов которых приводится ниже.

Эксперименты по изучению относительных фазовых проницаемостей отложений викуловской свиты выполнены на образцах, отобранных в пределах Каменной и Ем-Еговской площадей по известным методикам [5,6]. Изучены два класса пород-коллекторов, имеющих абсолютную проницаемость по газу в интервалах 10-100 и 1-10 мД, соответственно. Первый класс пород-коллекторов представлен алевритистыми мелкозернистыми песчаниками, второй – алевролитами в большей или меньшей степени песчанистыми и глинистыми.

Фазовая проницаемость в самом высокопроницаемом образце мелкозернистого алевритистого песчаника (абсолютная проницаемость по газу 101 мД) по нефти изменяется от 46.7 мД при остаточной водонасыщенности 31.1% до нуля при текущей водонасыщенности, равной 70.4%. По воде, наоборот, фазовая проницаемость увеличивается по мере роста величины текущей водонасыщенности от нуля до 3.47 мД при остаточной нефтенасыщенности образца, равной 29.6%. Точка равных относительных проницаемостей по нефти и воде находится на графике при значении насыщенности образца водой около 56.7%.

Известно, что основное влияние на фильтрационные свойства образцов оказывают параметры поровых каналов, присутствующих в них. Поэтому в прокрашенных смолой петрографических шлифах исследовалась структура порового пространства образцов, у которых определялись фазовые проницаемости по нефти и воде.

Анализ структуры порового пространства рассматриваемого центрального образца в прокрашенном петрографическом шлифе показал, что основная часть величин диаметров каналов, соединяющих поры между собой, лежит в пределах 1-7 мкм. Доля самых крупных каналов (диаметром более 10 мкм) составляет всего около 4.5%. Поры, имеющие диаметр менее 1 мкм, в шлифах не диагностируются. Ниже будет показано, что эти поры практически не участвуют в фильтрации, так как заняты остаточной водой.

Доля прокрасившихся пор в рассматриваемом образце близка к 30.2% от площади шлифа, причем чистые (свободные от глинистого материала) поры составляют около 6%, а поры, занятые глинистым цементом, соответственно, — 24.2% от площади шлифа. Тот факт, что поры, заполненные глинистым цементом, прокрасились, свидетельствует о наличии в них мелких каналов (между глинистыми частицами), по которым произошло проникновение смолы в эти поры. Исследование структуры пустотного пространства этих пор с использованием растрового электронного микроскопа показало, что доля микроскопических пор, присутствующих между зернами и агрегатами глинистых минералов (представленных в основном поровым эпигенетическим каолинитом) в среднем 35-40 до 55-60%. Поэтому эта субмикроскопическая чистая пористость между глинистыми минералами составляет около 50% от объема этих пор. Следовательно, отмеченная чистая пористость в рассматриваемом образце примерно равна 12.1%, а суммарная доля чистых пор, имеющих как макро-, так и микроразмеры составляет около 18.1%.

В прокрашенных шлифах исследуется только эффективная пористость, но есть поры, не занятые остаточной водой и имеющие крупные размеры каналов (диаметром около 1 мкм и больше). Их содержание можно сопоставить с данными определения пористости обычным способом (по методу Преображенского). Величина открытой пористости рассматриваемого образца, определенная этим методом, равна 25%. Доля пор, занятых остаточной водой, составляет 31.1% от общей пористости, поэтому эффективная пористость равна 17.2%. Полученное значение эффективной пористости на 1.1% выше величины того же параметра, оцененного по данным анализа прокрашенного шлифа.

Следует обратить внимание на то, что фильтрация флюидов в образцах осуществляется в основном именно по чистым порам.

Положение кривых относительных фазовых проницаемостей, полученное для образцов второго (низкопроницаемого) класса пород-коллекторов, заметно отличается от рассмотренных высокопроницаемых образцов. Так, в отличие от предыдущего образца, фазовая проницаемость по нефти (при остаточной водонасыщенности) низкопроницаемого алевролита такая же, как и по газу (9.76 мД), а по воде (при остаточной нефтенасыщенности) значительно меньше – всего 0.53 мД. Заметно сузилась область двухфазного течения потока (почти на 5% текущего значения водонасыщенности). Положение кривых сместилось вправо (в область более высоких значений текущей водонасыщенности).

Анализ структуры порового пространства образца в прокрашенном смолой петрографическом шлифе показал, что доля чистых (свободных от глинистого материала) пор в нем составляет всего 4.9%, а заполненных глинистыми минералами – 29.7% от площади шлифа. Принимая, как и в предыдущем образце, величину субмикроскопической пористости в заполненных каолинитом порах, равной примерно 50%, получим суммарное значение эффективной емкости – 19.8%. Та же величина, полученная традиционным методом, составляет 19.5%. Основная часть каналов (80% от их суммарной площади) имеет диаметр 1.5-4 мкм, а самые крупные из них – 7-8 мкм, причем их доля составляет всего около 1% от суммарной площади всех каналов.

Исследования фазовых проницаемостей продуктивных отложений тюменской свиты проведены на образцах, отобранных в пределах Талинской и Ем-Еговской площадей. Отложения выделяются чрезвычайно низкими фильтрационно-емкостными свойствами, поэтому все подготовленные колонки попали в один класс пород-коллекторов (1-10 мД), представленных алевритистыми мелкозернистыми песчаниками в различной степени глинистыми.

Самой высокой абсолютной проницаемостью характеризуется колонка, построенная из образцов тюменской свиты Талинского месторождения (12 мД). В рассматриваемой колонке в центральном образце фазовая проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности составила 4.2 мД, а по воде при остаточной нефтенасыщенности – всего 0.045 мД. Точка равных относительных проницаемостей по нефти и воде (точка пересечения фазовых кривых) лежит вблизи величины текущей водонасыщенности, равной 59%. Следует обратить внимание на то, что величина фазовой проницаемости по нефти при остаточной водонасыщенности почти на два порядка превышает таковую по воде при остаточной нефтенасыщенности. Ширина области двухфазного течения составляет 33% по величине текущей водонасыщенности.

Основная часть каналов, присутствующих в образце, имеет диаметр от 1.5 до 5 мкм (62% от их суммарной площади). Самые крупные каналы, встреченные в шлифе, достигают 12-13 мкм, однако их доля мала – всего 2.6% от их общей площади (рис.4в).

Продуктивные отложения тюменской свиты Ем-Еговской площади представлены более низкопроницаемыми разновидностями пород-коллекторов. Несмотря на невысокие фильтрационные свойства рассматриваемого в качестве примера образца, его фазовая проницаемость по нефти (при остаточной водонасыщенности) всего в 1.3 раза ниже абсолютной (по газу), а по воде (при остаточной нефтенасыщенности) в 5 раз меньше абсолютной проницаемости. Обращает на себя внимание также довольно низкая величина остаточной водонасыщенности (34.3%), что является необычным для образца с плохими коллекторскими свойствами (рис.1а). Точка пересечения кривых относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде находится при значении текущей водонасыщенности, равной 51%. Течение нефтяной фазы в составе двухфазного потока прекращается при значении водонасыщенности, равном 70.1%. То есть область двухфазного потока составляет около 30% по величине текущей водонасыщенности.

Рис.1. Результаты определения относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти в стационарных условиях и расчетные кривые относительных фазовых проницаемостей, построенные по данным капилляриметрии ВНИГНИ

На этом же рисунке для сравнения приведены кривые относительных фазовых проницаемостей, построенные на основе результатов капилляриметрических исследований того же образца, выполненных во ВНИГНИ. Экспериментальная и расчетная кривые заметно отличаются друг от друга (см.рис.1а). Различия касаются положения точек, отвечающих величине начальной и остаточной водонасыщенности (примерно на 10%) и места пересечения кривых относительных фазовых проницаемостей (примерно на 18% величины текущей водонасыщенности). Не вдаваясь в подробности объяснения причин различий между положением кривых относительных фазовых проницаемостей, полученных экспериментальным и расчетным способами, отметим, что различия между ними слишком значительны, что ставит под сомнение возможность использования кривых относительных фазовых проницаемостей для гидродинамических расчетов.

Анализ структуры порового пространства рассматриваемого образца в прокрашенном смолой шлифе показал, что доля чистых открытых пор в нем составляет примерно 6.7% от площади шлифа, а пор, заполненных глинистым цементом (представленным эпигенетическим каолинитом), – около 14% (рис.1б,г). Суммарная доля чистых (эффективных) пор различного размера приблизительно равна 13.7%, что на 3.6% больше эффективной пористости, определенной обычным способом.

Основная часть каналов, соединяющих поры друг с другом, имеет диаметр, изменяющийся в пределах 1.5-9 мкм. Самые крупные каналы, встреченные в этом образце, имеют диаметр около 19-21 мкм, однако их доля от общей площади всех каналов не превышает 1.3% (рис.1в).

С целью построения более адекватной гидродинамической модели разрабатываемых отложений шеркалинской свиты (пласты ЮК10-11) исследовались фазовые проницаемости образцов не только вдоль наслоения осадков, но и в перпендикулярном к слоистости направлении.

Продуктивные отложения шеркалинской свиты резко отличаются по литологическому составу от ранее рассмотренных вышезалегающих осадков. Они представлены грубозернистыми осадками (крупнозернистыми песчаниками, часто с заметной примесью гравелитовой фракции). Кроме того, отложения явно претерпели интенсивные вторичные преобразования, включая проработку высокотемпературными кислыми, вероятно, с высоким окислительным потенциалом гидротермальными флюидами [2].

Самый высокопроницаемый образец (ориентированный параллельно к слоистости) с абсолютной проницаемостью 302 мД резко отличается от всех других образцов положением кривых относительных фазовых проницаемостей (рис.2а). Обращает на себя внимание низкая величина фазовой проницаемости образца по нефти при остаточной водонасыщенности (в 6.7 раз меньше абсолютной проницаемости по газу) и, напротив, высокое значение фазовой проницаемости по воде при остаточной нефтенасыщенности, которая, в отличие от всех других образцов, превышает фазовую проницаемость по нефти в 1.5 раза. Поэтому для рассматриваемого образца при расчетах относительных фазовых проницаемостей за базовую принималась проницаемость по воде при 100%-ной насыщенности образца водой.

Рис.2. Результаты определения относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти в стационарных условиях (а), структура порового пространства в прокрашенном шлифе

Величина остаточной водонасыщенности в образце составляет всего 13.3%, а точка пересечения фазовых кривых располагается вблизи величины текущей водонасыщенности, равной 21% (см.рис.2а). Напротив, в отличие от других образцов, в нем установлено самое высокое значение остаточной нефтенасыщенности – 34.4%.

Для того чтобы установить причины, обусловившие столь необычные свойства рассматриваемого образца, были проведены детальные исследования его вещественного состава и петрофизических свойств.

Анализ гранулометрического состава показал, что образец представляет собой грубозернистый среднесортированный (S0 = 2.42) песчаник с медианным размером зерен, равным 0.44 мм. Обломочная его часть имеет преимущественно кварцевый состав (около 90%), остальное – зерна метаморфических пород (кварциты и кварц-серицитовые сланцы), обломки щелочных полевых шпатов и небольшое количество лейст слюд, которые часто перемяты окружающими их обломочными зернами.

Глинистые минералы представлены практически одним поровым хорошо окристаллизованным каолинитом с диккитоподобной высокоупорядоченной кристаллической структурой. Из остальных глинистых минералов в небольшом количестве (примеси) присутствует лишь гидрослюда, другие разновидности глинистых минералов полностью отсутствуют.

Исследование структуры порового пространства с помощью ртутного поромера показало, что медианный диаметр пор в образце составляет 11.2 мкм, а размеры пор, включающих основной объем его пустотного пространства, варьируют в пределах 0.84-69 мкм (рис.3). Доля пор, имеющих диаметр менее 0.2 мкм, составляет около 8.5% от всех пор, а менее 2 мкм – 22.7%. То есть поры или, вернее, каналы, соединяющие их, имеют довольно большие размеры. Отметим, что точка изгиба на кумулятивной кривой между очень мелкими порами и порами среднего размера практически совпадает с величиной остаточной водонасыщенности (см.рис.2а и 3). Область двухфазной фильтрации заканчивается при значении текущей водонасыщенности, равном 65.6%, а точка перегиба на кумулятивной кривой эффективных диаметров пор (обозначена пунктиром) расположена правее (при значении Кв, равном 73%).

Рис.3. Кумулятивная кривая распределения поровых каналов по размерам для образца с предыдущего рисунка, построенная по результатам ртутной порометрии

Таким образом, если объем самых мелких пор соответствует величине остаточной водонасыщенности, то объем самых крупных пор приблизительно (в рассматриваемом случае с точностью до 7.4%) соответствует величине остаточной нефтенасыщенности, что соответствует условиям однофазного течения воды. Если следовать логике приводимых рассуждений, получается, что двухфазное течение флюида происходит по порам и соединяющим их каналам, имеющим средние размеры от >1-2 до 40-60 мкм. Более крупные поры оказываются заполненными остаточной нефтью (см. рис.3). Поэтому в образцах, содержащих большое количество крупных пор (обычно это высокопроницаемые образцы), должно быть высокое содержание остаточной нефти.

Исследование структуры порового пространства рассматриваемого образца в прокрашенных петрографических шлифах показало, что основная часть эффективных пор, присутствующих в нем, чистая (10.5% от площади шлифа), а доля пор, заполненных эпигенетическим каолинитом, составляет около 9.6% от площади шлифа (рис.2б,г). Следовательно, суммарная величина эффективной емкости образца приблизительно равна 15.3%, что всего на 0.2% ниже той же величины, определенной стандартным способом. Более половины всех каналов, присутствующих в образце (57% от их общей площади) имеют диаметр от 1.5 до 7 мкм. Каналы диаметром до 19-20 мкм составляют всего 3.2% от их суммарной площади (рис.2в).

Анализ величины удельной поверхности рассматриваемого образца показал, что она незначительна и составляет всего 2.24 м2/г или 7.1 м2/см3, что немного ниже средних значений рассматриваемого параметра для продуктивных отложений шеркалинской свиты.

Проведенный анализ литологического и гранулометрического состава, а также структуры порового пространства рассматриваемого образца не позволил установить явных отличий от других образцов, отобранных из этих же отложений. Поэтому было сделано предположение о том, что выявленные особенности поведения кривых относительных фазовых проницаемостей связаны с особым состоянием поверхности пор.

С целью проверки сделанного предположения проведены исследования по оценке степени гидрофобности представленного образца. Анализировалась смачиваемость по известной методике, предложенной Аммотом (1959). Коэффициент гидрофильности, определяемый по этому методу, изменяется от 0 (для гидрофобных пород) до 1 (для гидрофильных образцов). Рассматриваемый образец среди других выделяется минимальным коэффициентом гидрофильности 0.018, при средних значениях этого параметра для образцов, отобранных из других скважин, варьирующим в пределах 0.386-0.800.

Была выдвинута гипотеза о том, что гидрофобные свойства этого образца обусловлены наличием на поверхности обломочных зерен и глинистого цемента тонких пленок органического вещества [4]. Чтобы ее проверить, с помощью растрового электронного микроскопа (РЭМ) исследована микроструктура поверхности обломочных зерен и порового эпигенетического каолинита (диккита). Оказалось, что действительно на поверхности эпигенетического порового каолинита (диккита) обнаружены тонкие пленки сильно метаморфизованных битумоидов, обладающих специфической микроструктурой (см. рис.3), описанной в работе [1].

В рассматриваемом образце гидрофобные свойства частично сохраняются даже после его исчерпывающей экстракции спиртобензольной смесью. Следовательно, эти пленки чрезвычайно прочно прикреплены к поверхности минералов. Воздействие высоких температур на продуктивные отложения [2] вызывает графитизацию структуры исходного органического материала и образование пленок графита, что экспериментально доказано в работе, выполненной в ИГиГ СО АН СССР (Соболев, Шведенков, 1990). Скорее всего, именно образование на поверхности обломков и глинистых минералов пленок графита наиболее эффективно гидрофобизирует их поверхность. Кроме того, графит совершенно нерастворим в органических растворителях, поэтому даже продолжительная экстракция не позволяет вернуть гидрофильные свойства образцам, подвергшимся гидротермальному воздействию.

Таким образом, именно благодаря гидрофобным свойствам поверхности пор и связывающих их каналов, образец обладает необычными, по сравнению с другими образцами, фазовыми проницаемостями по нефти и воде (см. рис.2а).

Следующий образец также представляет собой грубозернистый песчаник с гораздо более низкой величиной абсолютной проницаемости (65 мД). Этот образец высверлен перпендикулярно по отношению к слоистости для исследования формы кривых относительных проницаемостей при моделировании вертикальной фильтрации. Его фазовая проницаемость по нефти лишь немного ниже его абсолютной проницаемости и составляет 54 мД при остаточной водонасыщенности, равной 14.8%. Точка равных относительных проницаемостей (место пересечения кривых относительных фазовых проницаемостей) лежит вблизи значений текущей водонасыщенности, равной 46%. Фильтрация нефти прекращается при содержании воды в продукте около 75%.

Анализ структуры порового пространства образца показал, что доля чистых (свободных от глинистого цемента) пор составляет 7% от площади шлифа, а поры, заполненные глинистыми минералами, занимают 14% от площади шлифа. Эффективная емкость образца примерно равна 14%, что на 0.8% выше этого же параметра, определенного стандартным методом. Почти 63% от площади всех каналов, присутствующих в образце, занимают поры диаметром от 1.5 до 7 мкм. Самые крупные каналы (диаметр 19-20 мкм) составляют всего 2.4% от их суммарной площади.

Далее следует образец, высверленный параллельно слоистости. Он имеет более низкие фильтрационные характеристики, чем предыдущие, причем его фазовая проницаемость по нефти почти в 25 раз ниже, чем по газу, а по воде (при остаточной нефтенасыщенности) – в 242 раза. Скорее всего, столь значительное отличие проницаемости по жидкости от таковой по газу объясняется тем, что в нем присутствуют микротрещины, ориентированные субгоризонтально, которые при создании эффективного давления сжимаются и их раскрытость резко уменьшается. Действительно, проведенное нами тектонофизическое моделирование формирования основных типов структур, встречаемых в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты, показало, что в прогибах (к одному из которых приурочены отложения шеркалинской свиты) вполне возможно возникновение трещиноватости, ориентированной субгоризонтально [3].

Этот образец имеет гораздо более высокую величину остаточной водонасыщенности (24.4%). Точка пересечения фазовых кривых лежит вблизи значения текущей водонасыщенности, равной 56.2%. Течение нефти в двухфазном потоке прекращается при достижении значения текущей водонасыщенности, равной 76%.

Анализ структуры порового пространства образца показал, что доля эффективных чистых пор в нем составляет всего около 3.3% от площади шлифа, а заполненных глинистым материалом – 9.4% от площади шлифа. Таким образом, суммарная величина эффективной чистой пористости в образце приблизительно равна 9% от площади шлифа, что всего на 0.7% выше того же параметра, определенного стандартным способом. Основная часть поровых каналов, соединяющих поры друг с другом, имеет диаметр от 1.5 до 7 мкм (68% от их суммарной площади). Доля самых крупных каналов диаметром 19-21 мкм составляет всего 1% от суммарной площади всех каналов.

При моделировании процесса вытеснения нефти водой продуктивных пластов большой интерес представляет анализ изменения фильтрационного сопротивления (ФС = dP/Q, где dP – разность давлений на входе и выходе образца, Q – суммарный расход нефти и воды) пород-коллекторов различных классов, входящих в их состав в зависимости от объема прокачанной через них воды, а также изменение фракционного потока вытесняемого флюида в зависимости от величины текущей водонасыщенности. Анализ этих зависимостей на примере образцов, отобранных из отложений викуловской свиты Каменной площади, имеющих различные фильтрационные характеристики, позволил выявить ряд важных закономерностей (рис.4).

Рис.4. Изменение фильтрационного сопротивления пласта (dP/Q) в зависимости от объема прокачиваемой воды

При прокачке воды в количестве 1.35–1.70 порового объема у образца с низкой проницаемостью (3 мД) ФС увеличивается в 13.3 раза относительно ФС образца с высокой проницаемостью (37 мД), в то время как у образца со средней проницаемостью (18 мД) эта величина возрастает в 4,7 раза (также по отношению к образцу с высокой проницаемостью). При максимальных значениях ФС это соотношение возрастает в 18.6 и 5.7 раза соответственно у образцов с низкой и средней проницаемостью.

Таким образом, результаты, полученные при фазовых исследованиях образцов пород-коллекторов пласта ВК Каменного месторождения нефти, дают основание предположить, что пропластки коллектора с малой проницаемостью могут «заблокироваться» при добыче нефти методом заводнения и промывка пласта будет осуществляться по крупным поровым каналам. Повышение давления в нагнетательной скважине может привести к микрогидроразрыву существующих крупных поровых каналов. Кроме того, при прорыве воды в добывающую скважину в результате увеличения ФС пласта может резко снизиться дебит как нефти, так и воды.

Пиковое значение ФС пласта наступает у коллекторов с большей проницаемостью при относительно малом объеме прокачки воды и, напротив, у образцов с малой проницаемостью это значение достигается при относительно большем объеме прокачки воды.

Рис.4б иллюстрирует динамику заводнения пласта. Согласно приведенным графикам, относительно «безводный» этап добычи максимального количества нефти наблюдается у образцов с высокой проницаемостью – 20,6%, минимального – у образцов с низкой проницаемостью – 8,0%.

Выводы

  1. Продуктивные отложения викуловской свиты Каменной и Ем-Еговской площадей представлены самыми гидрофильными из всех рассмотренных пород-коллекторов. В зависимости от литологического типа пород, входящих в состав отложений викуловской свиты (алевритистые песчаники или песчанистые алевролиты), значительно изменяются величины фазовых проницаемостей по нефти и воде, а также форма, расположение кривых относительных фазовых проницаемостей, включая и положение точки их пересечения.
  2. В целом для рассматриваемых отложений, как и для более древних (юрского возраста), отмечается закономерное смещение вправо (в сторону больших значений текущей водонасыщенности) кривых относительных фазовых проницаемостей по мере ухудшения их фильтрационно-емкостных свойств. Установленный факт позволяет предположить, что по мере вытеснения нефти водой и обводнения пласта должно происходить последовательное прекращение течения нефти (при продолжающейся однофазной фильтрации воды) сначала в более проницаемых пропластках, а затем в менее проницаемых при близком гидравлическом сопротивлении пласта.
  3. Сопоставляя полученные данные фазовых проницаемостей по нефти и воде продуктивных отложений тюменской свиты Ем-Еговской и Талинской площадей, следует отметить, что они заметно отличаются друг от друга. Так, относительные фазовые проницаемости продуктивных отложений тюменской свиты Талинской площади по нефти и воде гораздо ниже, чем одновозрастные отложения Ем-Еговской площади, а фазовые кривые и точки их пересечения для образцов, отобранных в пределах первой площади, расположены правее (в области более высоких значений текущей водонасыщенности), чем для отобранных в пределах второй. Этот факт может объясняться, во-первых, более сложной структурой порового пространства образцов Талинской площади и, во-вторых, — более гидрофильным состоянием поверхности пор и каналов в них.
  4. Сопоставление фазовых проницаемостей по нефти и воде образцов, ориентированных параллельно и перпендикулярно по отношению к слоистости, отобранных из отложений шеркалинской свиты (пласт ЮК10) Талинской площади, показало, что между ними имеются значительные различия. Они заключаются в том, что цилиндры, высверленные параллельно по отношению к слоистости, имеют гораздо более низкие фазовые проницаемости по нефти и воде по сравнению с таковыми, имеющими перпендикулярную ориентировку по отношению к слоистости. Отмеченный феномен может быть объяснен тем, что породы-коллекторы шеркалинской свиты наряду с межгранулярной обладают трещинной проницаемостью, которая ориентирована субпараллельно по отношению к слоистости. Поэтому при создании нагрузки на образец трещины сжимаются, что приводит к резкому уменьшению фазовых проницаемостей образцов по обоим флюидам. Наличием субгоризонтальной трещиноватости в рассматриваемых отложениях можно объяснить их резкую изменчивость по продуктивности при близком вещественном и гранулометрическом составе.
  5. Высокая фазовая проницаемость по воде (при остаточной нефтенасыщенности) одного из образцов, отобранного из пласта ЮК10, и необычное расположение фазовых кривых объясняются гидрофобизацией поверхности пор и соединяющих их каналов, что, в свою очередь, связано с наличием на поверхности обломков и глинистого цемента тонких пленок сильно метаморфизованных битумоидов и, вероятно, графита. Описываемые разновидности пород-коллекторов в составе продуктивных пластов чрезвычайно осложняют процесс их разработки, так как по ним происходит быстрый прорыв вод, закачиваемых в пласт с целью поддержания пластового давления.
  6. Сопоставление структуры порового пространства и величины текущей водонасыщенности в рассматриваемом (гидрофобном) образце, выполненное на основе порометрических исследований, показало, что величина КВО совпадает по величине с объемом самых мелких пор, присутствующих в образце (диаметром около 1 мкм и меньше). Область двухфазного течения (по значениям текущей водонасыщенности) с высокой степенью достоверности совпадает с объемом пор, имеющих средние размеры (от 1-2 до 40-60 мкм). Доля пустотного пространства образца, представленная более крупными порами, соответствует объему, занятому остаточной нефтью (КНО).
  7. Сопоставление результатов исследований фазовых проницаемостей образцов и структуры их порового пространства с использованием прокрашенных смолой петрографических шлифов позволило установить надежные связи между величиной эффективной емкости, определенной стандартным методом и в шлифах. Наиболее надежная связь отмечается между фильтрационными характеристиками образцов и соотношением диаметров каналов, присутствующих в них. Поскольку крупные поры и каналы хорошо видны в прокрашенных смолой шлифах, то по результатам определения их площади можно прогнозировать величину остаточной нефтенасыщенности (КНО) образцов.
  8. С целью получения объективных данных для гидродинамических расчетов при исследовании фазовых потоков нефти и воды необходимо моделировать пласты (пропластки) с различной проницаемостью на одной установке с помощью параллельных кернодержателей с равным избыточным входным давлением.

Литература

  1. Зубков М.Ю., Федорова Т.А. Преобразование микроструктуры органического вещества по мере его катагенетической эволюции. //Литология и полезные ископаемые.-1989.- № 5.-С. 71-79.
  2. Зубков М.Ю., Дворак С.В. и др. Гидротермальные процессы в шеркалинской пачке Талинского месторождения (Западная Сибирь). //Литология и полезные ископаемые.-1991.- № 3.- С. 122-132.
  3. Зубков М.Ю., Бондаренко П.М. Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования.// Геология нефти и газа.-1999.- № 11-12.- С. 31-40.
  4. Некоторые причины гидрофобизации коллекторов./ Зубков М.Ю, Сотникова Г.П., Прямоносова И.А и др.// Нефтяное хозяйство. Деп. рук. № 1870.- 1990.- 17 с.
  5. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при стационарной фильтрации.// Отраслевой стандарт Миннефтепрома. ОСТ 39-235-89/ Исполнители: Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Юрчак В.П. и др. — М.: Миннефтепром.- 1989.- 36 с.
  6. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа./ Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов А.М. – М.: ВНИИОЭНГ.- 1988.- 56 с.

www.oilnews.ru

Относительная проницаемость - порода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Относительная проницаемость - порода

Cтраница 1

Относительная проницаемость породы характеризуется отношением между величинами эффективной и абсолютной ее проницаемости и выражается безразмерной величиной меньше единицы.  [1]

Относительная проницаемость породы для воды до достижения равновесной насыщенности ее водой равна нулю. В начале совместного движения воды и нефти проницаемость породы для воды будет меньше, чем для нефти, так как нефть скользит в середине поровых каналов, как по смазке, и не испытывает того сопротивления, которое испытывает вода, у которой внешний смачивающий породу слой неподвижен.  [2]

В результате значительно уменьшается относительная проницаемость пород для нефти, а также уменьшается дебит скважины. Водные фильтраты бурового раствора ( не обработанного 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.  [3]

Отношение эффективной проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью пород.  [4]

Отношение величины эффективной проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью породы.  [5]

С этой же целью ведутся массовые стандартные исследования относительных проницаемостей пород и работы по усовершенствованию технологии отбора керна для изучения начальной нефтенасыщенности.  [6]

Нарушение этого условия в опыте приводит к значительным отклонениям в результатах определения относительной проницаемости пород от пластовых ее значений. По исследованиям Д. А. Эфроса, если в лабораторных условиях не удается воспроизвести пластовые значения соотношения (1.13), необходимо провести специальные опыты и установить его допустимую величину.  [7]

Иначе говоря, смачиваемость и поверхностное натяжение на разделе фаз определяют характеристику относительной проницаемости породы. Современные опыты показали: если вытесняющая и вытесняемая жидкости являются смешивающимися, эффективность вытеснения обычно выше и часто значительно больше, чем при несмешивающихся жидкостях в тех же условиях.  [8]

Срок эксплоатацин такого пласта, определяемый скоростью перемещения контактов, если пренебречь снижением относительной проницаемости породы для нефти вследствие падения насыщенности, должен быть таким же, как и в случае чисто напорного режима. Для установления более точного срока эксплоатации пласта необходимо среднюю проницаемость породы для нефти принять с учетом пониженной насыщенности ее нефтью.  [9]

Увеличение объема нефти сопровождается повышением насыщенности порового пространства углеводородами, что ведет к возрастанию относительной проницаемости пород для нефти.  [10]

Отметим также, что при наличии в пласте газированной нефти в результате этих исследований получаем относительную проницаемость породы для нефти.  [11]

Поскольку критерии подобия равны, то исследуемые явления подобны и кривая, отображающая в безразмерной форме зависимость относительной проницаемости породы для нефти от степени ее водонасыщенности, должна быть подобна безразмерной кривой, показывающей зависимость относительной проницаемости пласта для нефти от величины накопленной добычи.  [12]

Выполнение всех приведенных выше построений практически связано с большими трудностями, так как пока отсутствуют надежные методы массовых определений эффективных и относительных проницаемостей породы.  [13]

Эти зависимости используют для установления границы полной водо-насыщениости нефтегазоносных пород, при подсчете запасов нефти и газа, при оценке относительных проницаемостей пород по нефти, воде и газу. В общем случае эти зависимости являются функцией большого числа факторов, связанных как со строением, составом и свойствами горных пород, так и со свойствами и составом газожидкостных смесей. Поэтому упомянутые корреляционные связи даже для пород одного и того же класса неоднозначны.  [14]

Проникновение в пористую среду воды приводят к повышению водонасыщенности пор пласта, гидрофклизации поверхности пор, что сопровождается возникновением капиллярных СЕЛ, уменьшением относительной проницаемости породы для нефти. Возможно образование высоковязких эмульсий, щелочные воды могут проникнуть в породу и вызывать гидратацию глины, флокуляцию коллоидно-дисперсных частиц и оседание их в пористой среде.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Область значений для относительных керновых проницаемостей

Практический интерес представляет получение по анализам керна области «а» существования допустимых значений Кпр’в и Кпр’н (рис. 11.5). Для определения этой области «а» воспользуемся линиями с фиксированными значениями kв на графике изменения Кпр’в (рис. 11.3) и Кпр’н (рис. 11.4) от kво. Область «а» будем выделять по совокупности точек, которые входят в фактически исследованный интервал значений kво (20-50 %) и kв (30-60 %). Были использованы 16 точек, каждая из которых принимала пару значений (kво и kв) из всех комбинаций kво (20, 30, 40, 50 %) и kв (30, 40, 50, 60). Здесь речь идет о таких парах, как kво =20 % и kв = 30 %, kво =20% и kв = 40%, kво =20% и kв = 50%, kво =20% и kв = 60% и так далее. По каждой паре значений (kво и kв) из графиков (рис. 11.3 и 11.4) определялись Кпр’в и Кпр’н, которые использовались для нанесения 16 точек на рис. 11.5. Совокупность таких точек как раз и выделена в область «а» на рис. 11.5.

Рис. 11.19. График связи Кпр’вс Кпр’н, построенный по керновым данным (а) и данным изменения дебитов нефти и воды во времени (б, и, г, д). Шифр кривых - дебит нефти до заводнения

Как видно из рис. 11.5 область «а» соответствует сравнительно небольшим значениям относительных проницаемостей: Кпр’в <0,3 и Кпр’н <0,6. Такие небольшие значения относительных проницаемостей свидетельствуют о том, что в керне продвижение одной фазы (например, нефти) весьма сильно сдерживается даже при небольшом содержании другой фазы (в нашем примере, воды).

    1. Относительная проницаемость по дебитам воды и нефти

На этапе эксплуатации ежемесячно по данным добычи из скважины определяют среднесуточные дебиты нефти Qн.о[т/сут] и воды Qв.о [т/сут] .

Здесь Мн [тонн] и Мв [тонн] – добыто нефти и пластовой воды из скважины за текущий месяц (в поверхностных условиях), Т [сут] – время работы скважины за тот же месяц.

Эти данные можно привести к пластовым условиям, то есть к дебиту нефти Qн.п[м3/сут] и воды Qв.п[м3/сут] при выходе из пласта. При этом используются очевидные формулы: и.

Здесь , поэтому объёмный коэффициент в числителе,

и – плотности нефти и воды в поверхностных условиях; Вн и Вв – объёмные коэффициенты по нефти и воде.

При =0,8 г/см3; =1 г/см3, Вн =1,25; Вв =1 имеем Qн.п[м3/сут]= Qн.о[т/сут] и Qв.п[м3/сут]= Qв.о[т/сут].

В качестве примера приведён график изменения во времени приведённых к пластовым условиям дебитов нефти и воды эксплуатационной скважины (рис. 11.6). Отметим, что здесь мы приводим данные эксплуатации того же пласта, что и пласт, из которого были отобраны образцы керна и сделаны анализы на относительную проницаемость (область «а» на рис. 11.5).

Для простоты изложения положим н=в=и Bн=Bв=B. Тогда из выражения (2) при Кпр’н=1 (то есть при течении однофазного флюида, а именно нефти) имеем абсолютный (однофазный) дебит (3)

Из выражений (1) и (3) имеем . (4)

Из выражений (2) и (3) имеем . (5)

Здесь предполагается, что за анализируемый период эксплуатации скважины, условия добычи (в частности, средняя депрессия) существенно не изменяются.

Следовательно, для определения относительной проницаемости по одной скважине необходимо иметь один абсолютный дебит Q н.абс (определённый в безводный начальный период эксплуатации), а также совокупность из пар дебитов (по нефти и воде) для фиксированных временных отсчетов t в период обводнения (рис. 11.6).

Рис. 11.20. Изменение дебита воды и нефти во времени для терригенного объекта

По полученным относительным проницаемостям для одной скважины можно построить линию связи этих относительных проницаемостей. Из данных для терригенного коллектора на рис. 6 построена линия «б» на рис. 11.5.

Сравнивая линию «б», построенную по данным дебитов, с областью «а», построенную по керновым данным, мы видим, что при эксплуатации (в отличие от керновых данных) двухфазность потока практически не уменьшает общий дебит по сравнению с абсолютным дебитом, когда течёт только нефть.

На график связей относительных проницаемостей (рис. 11.5) мы вынесли еще три линии («в», «г», «д»), которые построены по дебитам нефти и воды в трех скважинах юго-восточной Азии на этапе эксплуатации одного и того же карбонатного пласта.

studfiles.net

Фазовая и относительная проницаемости горных пород

из "Физика пласта, добыча и подземное хранение газа"

В природных условиях пустоты пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений заполнены водой, газом или нефтью, т.е. в них одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации смесей проницаемость породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютного значения. [c.18] Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породыфизических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред, градиента давления. [c.18] Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Фазовая проницаемость определяется в основном степенью насыщенности пор разными фазами. [c.18] 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. Характер каждого из этих потоков изучен 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. Рассмотрим графики двухфазного потока. [c.18] Нефте-, газо- и водонасыщенности определяются как отношение объема, занимаемого в порах соответствующей фазой, к объему всех пор в образце породы. [c.18] Из рис. 4 также следует, что если водонасыщенность песка составляет 80%, относительная проницаемость для нефти равна нулю. Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20%, а в песчаниках, как увидим далее, оказывается еще большей. Нефть в таком случае прочно удерживается в породе капиллярными и другими силами. [c.19] Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Известно, например, что с уменьшением поверхностного натяжения на разделе нефть-вода снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате чего повышаются относительные проницаемости породы для жидкости (см. рис. 4). [c.19] Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей феды 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 большие и для нефти, и для щелочной воды. [c.19] При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит в основном от насыщенности. [c.19] С уменьшением проницаемости (например, при одинаковом значении пористости) повышается суммарная поверхность поровых каналов. Это означает, что вода, чаще всего смачивающая поверхность породы лучше, чем нефть, начнет фильтроваться в пористой среде с пониженной проницаемостью при больших значениях водонасыщенности. [c.20] Малопроницаемые породы меньше отдают нефть, так как подвижность ее и воды в этих породах невысока. Поэтому линии проницаемостей расположены, как правило, ниже, чем соответствующие кривые, полученные для пористых сред большой проницаемости. [c.21] Сумма эффективных проницаемостей фаз обычно меньше абсолютной проницаемости породы, а относительная проницаемость изменяется от нуля до единицы. [c.21] Евгеньева оказалась выше абсолютного ее значения при фильтрации в низкопроницаемых пористых средах вязкой жидкости (масел). Пористая среда содержала 8-10 об.% остаточной воды, в качестве которой был использован 2%-ный раствор ОП-7 в воде. Это можно объяснить возникновением скольжения высоковязкой среды при замене поверхности раздела жидкость-твердое тело на поверхность раздела жидкость-пленка раствора ОП-7, адсорбированного поверхностью породы. [c.21] Здесь о - поверхностное натяжение нефти на границе с водой к - проницаемость lgrad р - модуль градиента давления ) - суммарная скорость фильтрации обеих фаз. [c.21] Следовательно, относительные фазовые проницаемости в общем случае - функции водонасыщенности и безразмерного комплекса (1.14). [c.21] Нарушение этого условия в опыте приводит к значительным отклонениям в результатах определения относительной проницаемости пород от пластовых ее значений. Если в лабораторных условиях не удается воспроизвести пластовые значения соотношения (1.14), необходимо провести специальные опыты и установить его допустимую величину. [c.21] Опыт показывает, что, кроме упомянутых факторов, относительная проницаемость пород зависит от ряда других - геометрии порового пространства, распределения пор по размерам, свойств и строения поверхности частиц минералов и др. Поэтому для практических расчетов целесообразно использовать зависимости относительных проницаемостей, установленные опытным путем, с применением представительных образцов керна, отобранных из пласта. [c.21] Относительное расположение кривых для образцов с различной проницаемостью также связано со строением порового пространства. Действительно, при одинаковой водонасыщенности различных по коллекторским свойствам образцов, превышающей не уменьшающуюся насыщенность водой песчаника с незначительной проницаемостью, в последнем потеря для нефти проходных пор, занятых водой, будет меньше. Поэтому относительные проницаемости для нефти этих образцов при одинаковой водонасыщенности больше, чем для кернов с повышенной проницаемостью. [c.22] На рис. 6 приведены зависимости относительных проницаемостей для воды и газа от насыщенности 5 жидкостью порового пространства песков, а на рис. 7 - аналогичные зависимости для песчаников и пористых известняков и доломитов. Видно, что при содержании в поровом пространстве несцементированных песков и известняков до 30%, а в песчаниках - 60% жидкости относительная проницаемость к для жидкой фазы равна нулю, а относительная проницаемость для газа составит для песков и известняков 0,6, а для песчаников 0,3. Иначе говоря, жидкость с увеличением ее содержания в пористой среде вначале почти не влияет на фильтрацию газа. Из этих кривых также следует, что при содержании жидкости в породе в пределах 30-60 об.% из пласта можно добывать чистый газ. [c.22]

Вернуться к основной статье

chem21.info

НАСЫЩЕННОСТЬ, ЭФФЕКТИВНАЯ И ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ

⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 10Следующая ⇒

Одним из основных параметров многофахныхх сред является насыщенность. Насыщенностью si порового пространства i –ой фазой называется доля объема пор DVi , занятая этой фазой в элементарном объеме:

, i=1,2,…,n 23

где n – число фаз.

Очевидно, что

. 24

 

Таким образом, в n-фазной системе имеется (n-1) независимая насыщенность. В частности, при исследовании фильтрации смеси двух фаз используется лишь одна из насыщенностей, которая обозначается в дальнейшем s (обычно это насыщенность вытесняющей фазы).

При определении относительной проницаемости предполагается, что каждая фаза в общем потоке многофазной среды не зависит от других фаз. Действительно, при совместном течении двух фаз в пористой среде, по крайней мере, одна из них образует систему, граничащую со скелетом; породы и частично с другой жидкостью. Из-за избирательного смачивания твердой породы одной из жидкостей площадь контакта каждой из фаз со скелетом пористой среды значительно превышает площадь контакта фаз между собой. Это позволяет предположить, что каждая фаза движется по занятым ею поровым каналам под действием своего давления независимо от других фаз, т. е. так, как если бы она была ограничена только твердыми стенками. При этом, естественно, сопротивление, испытываемое каждой фазой при совместном течении, отлично от того, которое было бы при фильтрации только одной из них.

Будем считать для определенности, что s=s1 - насыщенность вытесняющей (или более смачивающей) фазы. Тогда из (24) имеем s2=1—s. Понятие относительной фазовой проницаемости ki(s), играет важную роль при изучении совместного течения нескольких жидкостей в пористой среде. Мы будем исходить из условия, что относительные проницаемости являются однозначными функциями насыщенностей и не зависят от скорости фильтрации и отношения вязкостей движущихся фаз. На рис. 11 приведены типовые кривые относительных фазовых проницаемостей для двухфазной смеси .

На этом графике показаны безразмерные относительные фазовые проницаемости k 1 и k 2; sА – связанная компонента первой, более смачивающей фазы (для воды обычно около 20%).

Характерная несимметричная форма кривых относительной проницаемости объясняется тем, что при одной и той же насыщенности более смачивающая фаза занимает преимущественно мелкие поры и относительная проницаемость у неё меньше. При малых насыщенностях часть каждой из фаз находится в несвязном состоянии в виде изолированных мелких капель или целиков и не участвует в движении. Поэтому, начиная с некоторой насыщенности, каждая фаза полностью переходит в несвязное состояние и её относительная проницаемость становится равной нулю, т.е. k1(s)=0 при s<sA, k2(s)=0 при s>1-sA. Движение этой фазы может происходить только, если s > sА. Для второй фазы связанная компонента равна 1- sA. Заметим, что хотя речь идет о совместной фильтрации двух несмешивающих жидкостей, приходится различать вытесняющую и вытесняемые фазы, т.к. относительные проницаемости различны в зависимости от того, какая из фаз (более или менее смачиваемая) первоначально заполняла пористую среду, т.е. существует гистерезис относительных проницаемостей.

Сумма относительных проницаемостей для каждого фиксированного значения s меньше 1:

, 0<s<1.

Это означает, что присутствие связанной смачивающей фазы мало влияет на течение не смачивающей жидкости, тогда как присутствие остаточной не смачивающей фазы значительно "стесняет" движение смачивающей фазы.

Введенные выше понятия можно обобщить на случай совместного движения трех несмешивающихся флюидов: нефти, газа и воды. Если обозначить эти флюиды индексами "н", "г" и "в", то можно ввести относительные проницаемости, точно так же как это было сделано для двух жидкостей. При этом фазовые проницаемости являются уже функциями двух независимых насыщенностей и определяются из треугольных диаграмм (рис.12).

На треугольной диаграмме показаны границы преобладания фаз. Из диаграммы видно, что при газонасыщенности более 35 % поток состоит только из газа, зелёная область показывает на наличие всех фаз. По диаграмме можно определить, какие компоненты движутся в пласте при данном соотношении величин насыщенности пор фазами.

Характер зависимостей определяется различной степенью смачивания твердых зерен породы фазами, причем оказывается, что относительная проницаемость зависит только от водонасыщенности - наиболее проницаемой фазы - воды, и почти не зависит от нефте- и газонасыщенности.

На основании экспериментов можно считать, что относительная фазовая проницаемость в многофазном потоке почти не зависит от вязкости жидкости, ее плотности, внутрижидкостного натяжения, градиента давления.

 

 

 
 
Влияние температуры на фазовые проницаемости нефти, газа и воды.Термические методы увеличения коэффициента нефтеотдачи в последние годы получили широкое распространение. Среди этих методов преобладают закачка в пласт водяного пара, горячей воды и парогазовое воздействие.

При моделировании процессов совместной фильтрации нефти, газа и воды в пласте принимают, что их относительные фазовые проницаемости зависят только от насыщенности пористой среды жидкой (газовой) фазой и не зависят от температуры. В расчетах используются кривые относительных фазовых проницаемостей, получение экспериментально при комнатной температуре.

Сопоставление рассчитанных коэффициентов нефтеотдачи и фактических промысловых данных показывало значительные расхождения. Поэтому были предприняты обширные аналитические и лабораторные исследования влияния температуры на относительные фазовые проницаемости нефти, газа и воды на искусственных и естественных кернах [3].

Температура опытов изменялась от комнатной (18-20°С) до 282°С. В результате лабораторных исследований были сделаны следующие выводы.

1. С ростом температуры увеличивается водонасыщенность пористой среды и уменьшается остаточная нефтенасыщенность (рис. 13).

2. С ростом температуры уменьшается абсолютная проницаемость породы для воды, не изменяется абсолютная проницаемость для нефти и газа.

3. С ростом температуры значительно увеличивается относительная фазовая проницаемость для нефти и уменьшается относительная фазовая проницаемость для воды при постоянной насыщенности пористой среды. Кривые относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды при увеличении температуры смещаются вправо (рис 14).

4. Гистерезис между вытеснением нефти водой и капиллярным впитыванием воды уменьшается при увеличении температуры.

5. Контактный угол на границе нефть-вода—порода уменьшается при увеличении температуры, т.е. пористая среда становится более смачиваемой водой.

2. Относительная фазовая проницаемость для нефти увеличивается, а для воды уменьшается при возрастании температуры.

3. Использование в расчетах кривых относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды, полученных экспериментально при комнатной температуре, приводит к занижению коэффициента нефтеотдачи.

 

Читайте также:

lektsia.com