Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов
Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов
В условиях реальных пластов при разработке месторождений возникают различные виды многофазных потоков:
1. движение нефти и воды в нефтяных залежах;
2. движение газированной нефти – трехфазного потока нефти, воды и газа одновременно.
Характеры этих потоков изучены экспериментально. Результаты исследований обычно изображаются в виде графиков (диаграмм фазовых относительных проницаемостей) зависимости относительной проницаемости от степени насыщенности порового пространства различными фазами.
Движение смеси нефти и воды проиллюстрируем на примере фильтрации нефти и воды через песок (рис. 1.20).
Рис. 1.20. Зависимость относительных проницаемостей песка для нефти (1) и воды (2) от насыщенности водой порового пространства
Если в несцементированном песке содержится 20 % воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю. Вода будет себя вести как неподвижная фаза, за счет проявления капиллярных и молекулярно-поверхностных сил.
Вода удерживается в субкапиллярных и тупиковых (открытых, но не сообщающихся) порах, в местных контактах зерен, в виде неподвижных полимолекулярных пленок и микрокапель на поверхности породы и др.
При возрастании водонасыщенности выше порогового значения, вода начинает участвовать в фильтрации. Как видно из приведенных зависимостей (рис. 1.20), при возрастании водонасыщенности до 30 %, относительная проницаемость для нефти снижается в два раза. Если водонасыщенность песка достигнет 80 % (рис. 1.20) относительная проницаемость для нефти равна нулю. Остаточная нефть будет прочно удерживаться породой за счет капиллярных и молекулярно-поверхностных сил. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной нефтенасыщенности (как неподвижной остаточной фазы) еще выше.
|
|
|
Из выше сказанного следует, что при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений необходимо применять меры для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения.
Кроме того, при проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает водонасыщенность в призабойной зоне пласта (ПЗП), что значительно уменьшает относительную проницаемость пород для нефти и, как следствие, уменьшается дебит скважины, усложняется и удлиняется процесс освоения скважины. Водные фильтраты промывочных жидкостей имеют, как правило, гидрофильную природу, хорошо смачивают и прочно удерживаются породами пласта. Удаление их из ПЗП затруднено даже при повышенных депрессиях (разность между пластовым и забойным давлением).
|
|
|
Движение смеси жидкости и газа на примере их фильтрации через песок, песчаник, пористые известняки и доломиты проиллюстрировано на рисунках 1.21-1.22.
Рис. 1.21. Зависимость относительной проницаемости песка (а) и песчаника (б) для газа и жидкости от водонасыщенности
Анализ приведенных зависимостей отражает закономерности в движении жидкости и газа в различных типах коллекторов. При содержании в поровом пространстве до 30 % жидкости для песков, известняков, доломитов, а в песчаниках до 60 %, относительная проницаемость для жидкой фазы (k'Ж) равна нулю.
Относительная проницаемость для газа (k'Г) для песков, известняков и доломитов ~ 60 %, песчаников ~ 30 %. Жидкость с увеличением ее содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. То есть, при обводнённости до 60 % из пласта можно добывать чистый газ.
Рис. 1.22. Зависимость относительной проницаемости пористых известняков и доломитов для газа и жидкости от водонасыщенности
При газонасыщенности песка и песчаника до 10-15 %, известняка до 25–30 %, газ остается неподвижной фазой. Относительная проницаемость для него (k'Г) равна нулю. Однако наличие свободного газа, выделившегося из нефти в пласте, отрицательно влияют на условия ее фильтрации.
|
|
|
При небольших количествах свободного газа, находящегося в поровом пространстве, сильно снижается проницаемость среды для нефти.
Относительные проницаемости для жидкой фазы при газонасыщенности пород до 10-15 %, снижается для известняков и доломитов до 22 %, для песков до 70 %, для песчаников до 60 %.
Движение смеси нефти, воды и газа проиллюстрировано на рисунке 1.23, где представлены результаты экспериментального исследования газо-водо-нефтяного потока при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа в виде треугольной диаграммы.
Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно–, двух– и трёхфазное движение.
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.
Рис. 1.23. Области распространения одно– , двух– и трёхфазного потоков, в которых содержится: 1 – 5 % воды; 2 – 5 % нефти; 3 – 5 % газа
При водонасыщенности до 25 % нефте-, газонасыщенность пород максимальная (45-75 %), 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 флюидов в пласте стремится к нулю.
|
|
|
При газонасыщенности меньше 10 % и нефтенасыщенности меньше 23 % в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10 % движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33-35 % фильтроваться будет один газ.
При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть.
Области, отвечающие двухфазным потокам (газ-вода, газ-нефть, вода–нефть) – промежуточные (заштрихованные), примыкают к сторонам треугольника.
Область существования трехфазного потока (совместного движения в потоке всех трех фаз) выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 30 %.
Удельная поверхность
Удельная поверхность
Под удельной поверхностью (Sуд.) горных пород понимают суммарную поверхность всех ее зерен в единице объёма породы или суммарную свободную поверхность частиц в единице объёма (Sуд. = F/V, м2/м3).
Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы, более обобщенно, чем гранулометрический состав. Величина её выражается одним численным значением, а не функцией распределения фракций.
Тем не менее соотношение водо-, нефтенасыщенности, степень проявления молекулярно-поверхностных и капиллярных сил при движении пластовых жидкостей в пористой среде и фильтрационная способность зависят с одной стороны от физико-химических свойств жидкости, а с другой от гранулометрического состава, структуры порового пространства, коэффициента пористости пласта и удельной поверхности.
Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости крупнозернистая с относительно небольшой удельной поверхностью, роль молекул жидкости, адсорбированных на поверхности зёрен и защемлённых в углах их контакта невелика. Число молекул жидкости, связанных с породой, соизмеримо мало с числом молекул жидкости, движущийся в порах породы.
Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жидкости тонкозернистая и имеет большую удельную поверхность (например, глины), число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится соизмеримым с числом молекул жидкости, перемещающихся в объёме порового пространства. В этом случае молекулярно-поверхностные силы начинают играть значительную роль
С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости. Наибольшую удельную поверхность имеют глины. Чем больше мелких частиц пород в гранулярных коллекторах, а следовательно, и мелких пор, тем больше их удельная поверхность.
Исходя из условий, что частицы имеют сферическую форму и, принимая их размер (классификация, стр. 13) считается, что удельная поверхность однородной породы составляет: для псаммитов менее 950 м2/м3, для алевритов 950-2300 м2/м3, для пелитов более 2300 м2/м3.
Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно, в силу её неоднородности. Удельная поверхность неоднородной породы, когда ни одна из указанных фракций не достигает 50 %, колеблется в пределах 900-2100 м2/м3.
Для сравнительных количественных оценок коллекторов было введено понятие "фиктивный грунт". Под фиктивным грунтом предполагается коллектор, сложенный частицами шарообразной формы при квадратной или ромбической укладке (см. рис. 1.9). В 1 м3 породы (V) такой структуры полная поверхность шаров составит площадь(S) и удельную поверхность соответственно:
S = 6·(1-m)/d, Sуд. = S/V (1.44)
гдеS – площадь поверхности, м2;
m – пористости, м3;
d – диаметр, м;
Sуд. – удельная поверхность, м2/м3.
В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Обычно оценивают удельную поверхность пород по различным эмпирическим соотношениям, функционально зависящих от величин пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по одному из вариантов формулы Козени:
Sуд. = 7·105·(m·√m)/(√kпр.). (1.45)
Или по выражению, предложенному К.Г. Оркиным:
Sуд. = с·m·√(m/kпр.), (1.46)
где с – поправочный коэффициент, который учитывает отклонения формы частиц от шарообразной и зависит от величины эффективного диаметра частиц (dэф.) для реальных коллекторов (см. рис. 1.7).
Дата добавления: 2019-02-12; просмотров: 351; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!