Цели и задачи

Углубить теоретические знания о проницаемости и методах ее определения; выявить виды проницаемостей; определить радиальную фильтрацию пластовых флюидов; линейную фильтрацию нефти и газа в пористой среде; выявить размерность параметров уравнения Дарси в разных системах единиц; провести оценку пласта состоящего из нескольких пропластков различной проницаемости; найти зависимость проницаемости от пористости; определение абсолютной проницаемости горных пород.

В практической части научится определять проницаемости горных пород, распределение по интервалам и вычисление погрешностей.

3. Теоретическая часть

3.1 Фазовая проницаемость горных пород

Коллекторы нефтяных и газовых месторождений насыщены несколькими фазами. Так в пласте нефтяного месторождения наряду с нефтью часть пустотного пространства коллектора заполнена водой и, кроме того, часть может занимать газ. В коллекторах газовых месторождений также часть пустот заполнена водой, а в коллекторе газоконденсатного месторождения может присутствовать еще и жидкая углеводородная фаза выделившегося из газа конденсата. Насыщенность пласта теми или иными фазами непостоянна, она сильно изменяется вблизи контуров нефтегазоносности, меняется в процессе разработки месторождений. Для описания движения жидкостей и газов в таких условиях введены понятия фазовой проницаемости и относительной фазовой проницаемости. На фазовые проницаемости влияют в той или иной мере почти все физические параметры, характеризующие состояние и свойства многофазной пластовой системы, но в наибольшей мере насыщенность коллектора фазами. Для того, чтобы выявить влияние на фазовую проницаемость условий движения, изучают относительные проницаемости, полагая, что для коллекторов с различными абсолютными проницаемостями они будут одинаковыми или близкими. Влияние на фазовые проницаемости наиболее сильнодействующего фактора насыщенности иллюстрируется зависимостями относительной фазовой проницаемости от коэффициента насыщенности. При наличии в коллекторе двух фаз достаточно построить зависимость относительной фазовой проницаемости для каждой фазы от насыщенности одной из них, так как насыщенность второй фазой будет однозначно определяться насыщенностью первой фазой (рисунок 1). Зависимости строят на основании результатов лабораторных исследований и реже по промысловым данным. Относительную фазовую проницаемость для каждого компонента определяют в следующем виде

; ; (2.1)

где , , — фазовые проницаемости соответственно для воды, нефти и

газа;

k — абсолютная проницаемость пористой среды;

k_в ,k_н ,k_г —проницаемость пористой среды соответственно для воды, нефти

и газа.

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0 20 40 60 80 100

Водонасыщенность S, %

Рисунок 1 – Зависимость фазовых проницаемостей для газа и воды от водонасыщенности. – фазовые проницаемости соответственно для газа и воды. Пунктирной линией обозначена суммарная фазовая проницаемость для воды и газа

Фазовые проницаемости выражают в долях единицы или процентах от абсолютной проницаемости. Для вычисления коэффициентов фазовых проницаемостей по экспериментальным данным пользуются законом Дарси, записанным для каждой фазы в следующем виде:

; ; (2.2)

где _в, _н и _г— скорости фильтрации соответственно воды, нефти и газа;

_в, _н, _г— коэффициенты динамической вязкости соответственно для во-

ды, нефти и газа;

Δр/Δ1 - градиент давления.

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0 20 40 60 80 100

Нефтенасыщенность S_н, %

Рисунок 2 – Зависимость фазовых проницаемостей для нефти и газа от нефтенасыщенности. 1,1' - несцементированные пески; 2, 2' - песчаники ; 3, 3'- извесняки.

Из графиков видно, что с ростом насыщенности данной фазой увеличивается и фазовая проницаемость пористой среды для этой фазы, одновременно уменьшается проницаемость для другой фазы, так как насыщенность пористой среды ею уменьшается. Относительная проницаемость, как правило, меньше единицы, следовательно фазовая проницаемость ниже абсолютной для данной пористой среды. Суммарная фазовая проницаемость, определяющая общий расход жидкости и газа через пористую среду, также обычно меньше абсолютной. Ее минимум соответствует насыщенности, при которой относительные проницаемости для фаз равны. Кривые фазовых проницаемостей имеют важную особенность: они, как правило, не проходят через начало координат. Существует область насыщенностей, в которой проницаемость пористой среды для одной из фаз равна нулю. Это означает, что данная фаза занимает часть порового пространства, но остается неподвижной. Неподвижная фаза удерживается капиллярными и поверхностными силами в мелких и тупиковых порах, в виде пленки и отдельных капель или пузырьков на поверхности каналов. Объем неподвижной фазы различен для песков, песчаников и известняков (рисунок 2.2), так как интенсивность проявления капиллярных и поверхностных сил во многом зависит от структуры порового пространства указанных пород. Если в пористой среде находится трехфазная система, состоящая из воды, нефти и газа, то проницаемость пористой среды необходимо характеризовать тремя фазовыми проницаемостями - для воды, нефти и газа. Их величина, также как и при двухфазном течении, зависит от насыщенности пористой среды фазами, структуры порового пространства, физико-химических свойств фаз, самой пористой среды, условий фильтрации.

На рисунке 3 показаны области насыщенностей, при которых возможны одно-, двух- и трехфазные потоки в пористой среде. Вершины треугольной диаграммы соответствуют 100%-ному насыщению пористой среды одной из фаз; противоположные этим вершинам стороны — отсутствию данной фазы в породе. В каждой точке внутри треугольной диаграммы сумма насыщенностей равна единице. Диаграмма отражает качественную картину движения в пористой среде. Кривые линии, отделяющие на диаграмме возможные области од-но-, двух- или трехфазного течения, построены на основании обработки экспериментальных данных. Как видно из рисунка 2.3 при содержании в породе более 35% газа движущейся фазой является только газ, а вода и нефть, занимающие оставшийся объем пор, неподвижны.

Рисунок 3 – Треугольная диаграмма трехфазного потока в пористой среде

При содержании газа меньше 10% и нефти меньше 23% поток содержит одну воду, а при насыщенности водой от 20 до 30% и газом от 10 до 18% в движении участвует только нефть. Заштрихованные промежуточные области насыщенностей, примыкающие к той или иной стороне треугольной диаграммы, отвечают одновременному движению двух фаз: газ-вода, вода-нефть и газ-нефть. Область насыщенностей, при которых одновременно движутся три фазы, выделена двойной штриховкой и расположена в центре диаграммы.

При разработке нефтяных и газовых месторождений движение жидкостей и газов в пласте всегда носит многофазный характер, поэтому в технологических расчетах скоростей фильтрации обязательно используют зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности. От того, насколько точно определены фазовые проницаемости, во многом зависит достоверность расчетов и, соответственно, эффективность принятых на основании этих расчетов технологических решений и действий.