ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы 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