Зависимость проницаемости коллектора от насыщенности.Движение смеси нефти и воды.
В условиях реальных пластов при разработке нефтяных мест-ний возникают различные виды многофазных потоков:1) движение смеси нефти и воды в нефтяных залежах;
2) движение газированной нефти или трехфазный поток нефти, воды и газа в нефтяных залежах с газовой шапкой (даже при ППД путем заводнения).
Характеры этих потоков изучены экспериментально. Обычно результаты таких исследований изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей (k1) от степени насыщенности порового пространства различными фазами
Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки нефтяных месторождений. На основе их можно прогнозировать процессы обводнения скважин, следовательно, режимы и способы эксплуатации скважин, контролировать и регулировать процесс разработки залежи. Современные технологии разработки нефтяных месторождений базируются преимущественно на заводнении нефт. пластов. В таких условиях возможно возникновение чаще двухфазных потоков.
Рис.1. Зависимость фазовых относительных проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности песков .
Движение смеси нефти и воды.
Графики зависимости k' от S называют диаграммами относительных проницаемостей. Для различных коллекторов, нефтей и вод они имеют свои количественные соотношения, но однотипны по форме (рис.1).
При небольшой водонасыщенности песков и их сцементированных разностей (песчаников) вода при фильтрации нефти удерживается в мелких и тупиковых порах в виде пленок и микрокапель на твердой поверхности коллектора и оказывается неподвижной (скважины подают безводную нефть). Количество неподвижной (связанной) воды может быть различным: для указанной категории пород от 20 до 30% (SB = 0,2 -г 0.3). Но вода оказывает тормозящее действие на углеводородную фазу, снижая при Sн = 0,3 относительную проницаемость для нефти до 2-х раз. Величина предельного водонасыщения, когда она начинает включаться в процесс фильтрации, контролируется многими геолого-физическими факторами Например, для карбонатных пород предельная водонасыщенность может достигать SBnp= 0,4.
|
|
|
На рис.1 четко видно, что при водонасыщенности песков в 80% относительная проницаемость для нефти=0. Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20%, а в песчаниках оказывется еще большей.
Движение смеси жидкости и газа
Закономерности в движении жидкостии газа в различных типах коллекторов наглядно прослеживаются нарис. 2,3.
Рис. 2. Зависимость относительной проницаемости песка для газа и жидкости от водонасыщенности
|
|
|
Рис. 3. Зависимости относительной проницаемости для жидкости и газа от водонасыщенности в песчаниках.
Из них следует, что для песков при содержании в поровом объеме до 30% жидкости, а в песчаниках до 60% отнод сительная проницаемость для жидкой фазы k’ж = 0. По газу соответственно для песков и известняков k’г = 0,6 и для песчаников k’г = 0,3. То есть увеличение содержания жидкости в пористой среде почти не влияет на фильтрацию газа. В то же время при содержании в породах жидкости от 30 до 60% от объема пор из пласта можно добывать чистый газ.
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 450; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!