Физика нефтяного пласта
 Скачать 0.65 Mb.
|
Физика процессов вытеснения нефти и газа водой, обобщенный закон Дарси. Функции относительных фазовых проницаемостей, характеристика и способы определения.В процессе разработки нефтяный и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей – совместное движение нефти, воды и газа, воды и нефти, нефти и газа или только нефти либо газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды в зависимости от количественного и качественного состава фаз будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной (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 фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость – свойство породы, и она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюида с породой. Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и их физико-химических свойств. Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной. Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорцианальна динамической вязкости:  Где - скорость линейной фильтрации; Q – объемный расход жидкости в единицу времени; F – площадь фильтрации; - динамическая вязкость жидкости; р – перепад давлений; L – длина пористой среды. В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют коэффициентом проницаемости.  При измерении проницаемости пород по газу в формулу следует подставлять средний расход газа в условиях образца:  Где Qг – объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца. Среднее давление по длине керна:  Где P1 и P2 – давление газа на входе в образец и на выходе из него соответственно. Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически по законам идеального газа, используя закон Бойля-Мариотта, получим  Здесь Q0 – расход газа при атмосферном давлении p0. Физический смысл размерности k (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация. При определении проницаемости образца при радиальной фильтрации жидкости и газа, т.е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину, образец породы имеет вид цилиндра с отверстием в осевом направлении - «скважиной». Фильтрация в нем происходит в радиальном направлении от наружной поверхности к внутренней. Фазовая проницаемость определяется в основном степенью насыщенности пор разными фазами Относительная фазовая проницаемость. fн=kн/kа fв=kв/kа Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается. Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом: kпф=kпkн.н. kвф=kп(1 – kн.н.) Они зависят от степени нефтенасыщенности: kн.н.=1 – kв(Sв) Фазовая проницаемость зависит от степени водонасыщенности: fв=(Sв) Каждая фаза движется по своей системе пор и не влияет на другую. Условия совместной фильтрации.      – точка, где вода теряет свою сплошность (образуются капли). В ней минимальная насыщенность водой. Проницаемость от 0 до S равна 0. Начиная с S водяная фаза преодолевает порог перколяции, образуя фазу. S* - точка, где нефть/газ перестаёт двигаться. В ней максимальная водонасыщенность. Нефть в объёме пор находится в связанном состоянии. Sос=(1-S*) – характеризует долю нефти/газа, которые неподвижны – остаточная нефтенасыщенность. В обоих случаях f1. 0 – точка равенства проницаемостей по нефти и по воде. Факторы, влияющие на фазовую проницаемость:
Чем сложнее конфигурация пор, тем сильнее выражена сила сопротивления. Фазовые проницаемости трещинной среды выглядят следующим образом: Обнаружено, что наибольшее влияние имеет изменение структуры пор по воде, затем по нефти и ещё меньше по газу. Фазовые проницаемости зависят от степени смачиваемости. Д  ля гидрофобного пласта «0» сдвигается в сторону уменьшения водонасыщенности.– гидрофобный пласт – гидрофильный пласт Для гидрофобных пластов фазовая проницаемость по воде выше, чем для гидрофильных, следовательно: не следует заводнять гидрофобные пласты (они лучше проводят воду). В них присутствует эффект смазки. Жидкость встречает меньше сопротивления, т.к. поверхность не оказывает влияния на движение. Целесообразнее рассматривать нормированные фазовые проницаемости. kф(S)/kфf(S) kф/kо=kоf(S)  1 f(S) f(S*)fн,в S S* Чтобы рассматривать насыщенность только в области, где существуют обе фазы, берут приведённую насыщенность. =(Sв–S)/(1–S–(1-S*))=(Sв-S)/(S*-S) Нормированные фазовые проницаемости имеют более универсальный характер.  fн,в 1 0 1 Рассмотрим условия совместного движения трёх фаз. Чем больше удельная поверхность, тем сильнее твёрдая фаза влияет на движение жидкости и газа. Сужается диапазон фазовой проницаемости. |