Фазовая проницаемость горных пород

Содержание

1 Введение ……………………….…………………….…………………….……3

2 Цели и задачи …………………………………………………………………..6

Теоретическая часть

3.1. Фазовая проницаемость горных пород…………………….………………...7

3.2. Методы определения проницаемости……………………………………….11

3.3. Изменение проницаемости в процессе разработки

3.3.1 Проницаемость призабойной зоны пласта…………………………………17

3.3.2 Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта…………19

3.3.3 Изменение проницаемости……………………………………………..……23

4. Расчетная часть ………………………………………………………………..25

5. Заключение ……………………………………………………………………..34

Список литературы ………………………………………………………….…...35

 

 

Введение

Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость и газы. Абсолютно непроницаемых горных пород в природе нет. При соответствующем давлении можно продавить жидкость и газы через любую горную породу. Однако при существующих в нефтяных и газовых пластах перепадах давления многие породы оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов. Все зависит от размеров пор и поровых каналов в горной породе.

Проницаемость породы для жидкостей и газов будет тем меньше, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры. Поровые каналы в природе условно делятся на три категории: сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные. Сверхкапиллярные каналы имеют диаметр больше 0,5 мм. Жидкость движется в них, подчиняясь общим законам гидравлики. Эти каналы имеются в горных породах с круглой формой зерен, например в гравийных породах. Капиллярные каналы имеют диаметр от 0,5 до 0,0002 мм. При движении в них жидкости проявляются поверхностные силы, возникающие на поверхности тел; поверхностное натяжение, капиллярные силы, силы прилипания и сцепления и т. п. Эти силы создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте, т. е. препятствуют движению, поэтому непрерывное движение в таких каналах возможно только под действием добавочных сил, достаточных для преодоления поверхностных сил. Субкапиллярные каналы имеют диаметр меньше 0,0002 мм. Поверхностные силы в таких микроскопических каналах настолько велики, что обычно имеющиеся в пластовых условиях движущие силы не в состоянии преодолеть их, поэтому движения жидкости в субкапиллярных каналах практически не происходит. Жидкость насыщает породу, имеющую субкапиллярную структуру, и переходит в связанное с породой состояние, после чего движение ее прекращается. Породы нефтяных и газовых залежей в основном имеют капиллярные каналы. Поэтому при движении нефти и газа в пласте действуют силы, препятствующие этому движению. Непроницаемые перекрытия нефтяных и газовых пластов, обычно состоящие из глинистых пород, имеют субкапиллярные поры и каналы, и движения жидкости в них не происходит. Прямой зависимости между пористостью и проницаемостью горных пород нет. Глины, например, могут иметь высокую абсолютную пористость, достигающую 40—50%, однако субкапиллярные поровые каналы делают их непроницаемыми. Песчаники и известняки часто имеют пористость, не превышающую 8—15%, но отличаются высокой проницаемостью, так как структура порового пространства у них характеризуется развитием капиллярных и сверхкапиллярных поровых каналов.

Физический смысл размерности k заключается в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Единица проницаемости 1 м² велика и неудобна для практических расчетов. Поэтому в промысловом деле обычно пользуются практической единицей—дарси (Д), которая приблизительно в 10¹² раз меньше, чем проницаемость 1 м² (1Д—проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см² и длиной 1 см при перепаде давления 1 кгс/см² расход жидкости вязкостью 1 сП составляет 1 см³/с). Величина, равная 0,001Д, называется миллидарси. Учитывая, что 1кгс/см² ≈ 10² Па, 1 см³ = 10^-6м³, 1см² =10^-4 м², получим следующее соотношение:

 

(1.1)

 

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов может изменяться в очень широких пределах даже по одному и тому же пласту. Приток нефти и газа в пластах наблюдается и при незначительной проницаемости пород (в пределах 10—20 мД и менее при высоких перепадах давлений).

Проницаемость большей части нефтеносных и газоносных пластов изменяется в пределах 100—2000 мД. Проницаемость глинистых пород составляет тысячные и десятитысячные доли миллидарси, поэтому такие породы практически непроницаемы.

Характерной особенностью продуктивных пород нефтяных и газовых месторождений является то, что проницаемость их по горизонтали (параллельно напластованию) больше проницаемости этих же пород в направлении, перпендикулярном напластованию. Это объясняется большей уплотненностью пород перпендикулярно напластованию.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или их смеси. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного составов фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации. Для естественных горных пород практически сложно подобрать жидкости, полностью инертные по отношению к ним (не вызывающие набухание глинистых частиц, не образующие адсорбционных слоев и т. п.), поэтому для определения абсолютной проницаемости используют газ, чаще всего воздух.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.

Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость -это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

 

 

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.

 

Теоретическая часть

Изменение проницаемости

 

Проницаемость призабойной зоны k_п отражает ее ухудшение и улучшение при вскрытии пласта, освоении или эксплуатации скважин, а также литологическую неоднородность, различие фи­зико-химических свойств и трещиноватость коллектора. Через при­веденный радиус скважины r_о оцениваются аномальные фильтрационные сопротивления от неполноты вскрытия пласта, его литологической неоднородности и трещиноватости по толщине гори­зонта. Недостаток методики — трудность определения радиуса контура питания. Определение его особенно осложняется в геоло­горазведочных работах, когда на разведуемой площади имеется только одна скважина. Поэтому радиус контура питания единичной разведочной скважины при ее опробовании был условно при­нят равным 1000 м. В эксплуатационных скважинах он равен поло­вине расстояния между ними.

Гидродинамическое исследование проводили до и после опро­бования скважин, а также до и после обработки ее раствором ПАВ. Разница в распределении давления (воронки депрессии) была не­значительной. Кроме того, разведочные скважины, которые вскрыли пласт, испытывались при стационарном состоянии пласто­вого давления. Поэтому указанные недостатки имели однозначный характер и по существу не отразились на результатах расчетов для качественных оценок экспериментов и анализа состояния призабойной зоны пласта. Из формулы видно, что коэффициент гидродинамического несовершенства скважины зависит от двух переменных величин: от коэффициента проницаемости призабойной зоны и приведенного радиуса скважины. Если принять, что скважина по степени и характеру вскрытия пласта совершенна (открытый забой), а коллектор литологически однороден, то r _c = r ₀, а формула примет вид

(4.1)

 

где j - коэффициент гидродинамического совершенства скважины;

K_п - проницаемость ПЗП;

K_у -проницаемость удаленной зоны пласта.

В этом случае коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет выражать степень ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта, т. е условный фактор, описываемый той же формулой.

Если проницаемость призабойной зоны равна проницаемости удаленной зоны пласта (т. е. ухудшения проницаемости ПЗП без учета возможных прочих условий и комбинации), то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет равен единице (j=l). Если же во время вскрытия пласта проницаемость призабойной зоны ухудшилась, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет меньше единицы (j<1). При обра­зовании в призабойной зоне искусственных трещин проницаемость ее будет улучшена по сравнению с удаленной зоной, и если после вскрытия она не ухудшается, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет больше единицы (j>l). С увели­чением количества трещин, соединенных со стволом скважины, коэффициент гидродинамического совершенства тоже будет увели­чиваться (j>>1).

Расчетная часть

Таблица 1

1i	Интервал проницаемостей (мкм^2)	Ni	pi
	0 – 0,2		0,004
	0,2 – 0,4		0,126
	0,4 – 0,6		0,230
	0,6 – 0,8		0,260
	0,8 – 1,0		0,130
	1,0 – 1,2		0,120
	1,2 – 1,4		0,050
	1,4 – 1,6		0,030
	1,6 – 1,8		0,030
	1,8 - 2,0		0,020

 

 

Таблица 2

0,8	1,282	0,86	1,475	0,91	1,694	0,97	2,169
0,81	1,310	0,87	1,513	0,92	1,750	0,98	2,325
0,82	1,340	0,88	1,554	0,93	1,810	0,99	2,576
0,83	1,371	0,89	1,597	0,94	1,880	0,997	3,000
0,84	1,404	0,90	1,643	0,95	1,960	0,999	3,290
0,85	1,439			0,96	2,053

 

Таким образом, мы рассмотрели приближенный метод построения доверительного интервала, не зная при этом истинного закона распределения проницаемостей пород. В том случае, когда этот закон известен, задача построения доверительного интервала решается точно, т.к. при вычислении дисперсии, мы вместо (2.6) можем пользоваться точной формулой

, (3.14)

где есть математическое ожидание, вычисляемое как первый момент распределения :

. (3.15)

Например, если бы распределение проницаемостей горных пород описывалось нормальным распределением, то задача построения точного доверительного интервала для средней проницаемости свелась бы к соответствующему анализу распределения Стьюдента.

 

Заключение

Мы выработали и углубили знания о проницаемости горных пород.Проницаемость – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой либо фазы, химически инертной по отношению к породе.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой либо фазы, химически инертной по отношению к породе.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.

В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м²; в системе СГС [k_пр] = см²; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [k_пр] = Д (Дарси).

1 Дарси = 1,02×10^-8 см² = 1,02 · 10^{-12 м2}» 1 мкм².

Научились определять проницаемости горных пород, распределять по интервалам и вычислять погрешности.

Экспериментальные установки для изучения относительной проницаемости среды более сложны, так как при этом необходимо моделировать многофазный поток, регистрировать насыщенность порового пространства различными фазами и регистрировать расход нескольких фаз.

 

 

 

 

Список литературы

1. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Гиматудинова Ш.К. Недра 1974.- 704с.

2. Медведев Ю.А. Физика нефтяного и газового пласта: Курс лекций. Тюмень: ТюмГНГУ, 2000 – 158с.

3. Медведев Ю.А., Филин В.В., Методические указания: к выполнению курсовых проектов, курсовых и квалификационных работ для студентов очного обучения направления 650700 ''Нефтегазовое дело'', ТГНГУ 2001г. – 32с.

4. Сидоровский В.А., Вскрытие пластов и повышение продуктивности пластов. Недра 1978г. – 256с.

 

Содержание

1 Введение ……………………….…………………….…………………….……3

2 Цели и задачи …………………………………………………………………..6

Теоретическая часть

3.1. Фазовая проницаемость горных пород…………………….………………...7

3.2. Методы определения проницаемости……………………………………….11

3.3. Изменение проницаемости в процессе разработки

3.3.1 Проницаемость призабойной зоны пласта…………………………………17

3.3.2 Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта…………19

3.3.3 Изменение проницаемости……………………………………………..……23

4. Расчетная часть ………………………………………………………………..25

5. Заключение ……………………………………………………………………..34

Список литературы ………………………………………………………….…...35

 

 

Введение

Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость и газы. Абсолютно непроницаемых горных пород в природе нет. При соответствующем давлении можно продавить жидкость и газы через любую горную породу. Однако при существующих в нефтяных и газовых пластах перепадах давления многие породы оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов. Все зависит от размеров пор и поровых каналов в горной породе.

Проницаемость породы для жидкостей и газов будет тем меньше, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры. Поровые каналы в природе условно делятся на три категории: сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные. Сверхкапиллярные каналы имеют диаметр больше 0,5 мм. Жидкость движется в них, подчиняясь общим законам гидравлики. Эти каналы имеются в горных породах с круглой формой зерен, например в гравийных породах. Капиллярные каналы имеют диаметр от 0,5 до 0,0002 мм. При движении в них жидкости проявляются поверхностные силы, возникающие на поверхности тел; поверхностное натяжение, капиллярные силы, силы прилипания и сцепления и т. п. Эти силы создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте, т. е. препятствуют движению, поэтому непрерывное движение в таких каналах возможно только под действием добавочных сил, достаточных для преодоления поверхностных сил. Субкапиллярные каналы имеют диаметр меньше 0,0002 мм. Поверхностные силы в таких микроскопических каналах настолько велики, что обычно имеющиеся в пластовых условиях движущие силы не в состоянии преодолеть их, поэтому движения жидкости в субкапиллярных каналах практически не происходит. Жидкость насыщает породу, имеющую субкапиллярную структуру, и переходит в связанное с породой состояние, после чего движение ее прекращается. Породы нефтяных и газовых залежей в основном имеют капиллярные каналы. Поэтому при движении нефти и газа в пласте действуют силы, препятствующие этому движению. Непроницаемые перекрытия нефтяных и газовых пластов, обычно состоящие из глинистых пород, имеют субкапиллярные поры и каналы, и движения жидкости в них не происходит. Прямой зависимости между пористостью и проницаемостью горных пород нет. Глины, например, могут иметь высокую абсолютную пористость, достигающую 40—50%, однако субкапиллярные поровые каналы делают их непроницаемыми. Песчаники и известняки часто имеют пористость, не превышающую 8—15%, но отличаются высокой проницаемостью, так как структура порового пространства у них характеризуется развитием капиллярных и сверхкапиллярных поровых каналов.

Физический смысл размерности k заключается в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Единица проницаемости 1 м² велика и неудобна для практических расчетов. Поэтому в промысловом деле обычно пользуются практической единицей—дарси (Д), которая приблизительно в 10¹² раз меньше, чем проницаемость 1 м² (1Д—проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см² и длиной 1 см при перепаде давления 1 кгс/см² расход жидкости вязкостью 1 сП составляет 1 см³/с). Величина, равная 0,001Д, называется миллидарси. Учитывая, что 1кгс/см² ≈ 10² Па, 1 см³ = 10^-6м³, 1см² =10^-4 м², получим следующее соотношение:

 

(1.1)

 

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов может изменяться в очень широких пределах даже по одному и тому же пласту. Приток нефти и газа в пластах наблюдается и при незначительной проницаемости пород (в пределах 10—20 мД и менее при высоких перепадах давлений).

Проницаемость большей части нефтеносных и газоносных пластов изменяется в пределах 100—2000 мД. Проницаемость глинистых пород составляет тысячные и десятитысячные доли миллидарси, поэтому такие породы практически непроницаемы.

Характерной особенностью продуктивных пород нефтяных и газовых месторождений является то, что проницаемость их по горизонтали (параллельно напластованию) больше проницаемости этих же пород в направлении, перпендикулярном напластованию. Это объясняется большей уплотненностью пород перпендикулярно напластованию.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или их смеси. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного составов фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации. Для естественных горных пород практически сложно подобрать жидкости, полностью инертные по отношению к ним (не вызывающие набухание глинистых частиц, не образующие адсорбционных слоев и т. п.), поэтому для определения абсолютной проницаемости используют газ, чаще всего воздух.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.

Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость -это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

 

 

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.

 

Теоретическая часть

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.

 

 

 

 

 

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 u_в, u_н и u_г— скорости фильтрации соответственно воды, нефти и газа;

m_в, m_н, m_г— коэффициенты динамической вязкости соответственно для во-

ды, нефти и газа;

Δр/Δ1 - градиент давления.

 

 

 

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.

3.2. Методы определения проницаемости

Известны три группы методов определения проницаемости коллекторов:

1. лабораторные (по керну);

2. гидродинамические (по результатам исследования скважин на приток);

3. геофизические (опосредствованные через лабораторные данные).

Проницаемость горных пород зависит от многих факторов: горного давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и т.д. Влияние на проницаемость этих факторов и необходимость измерения проницаемости по газу и различным жидкостям привели к необходимости сконструировать приборы, позволяющие моделировать различные условия фильтрации с воспроизведением пластовых давлений и температур. Конструктивно они могут сильно отличаться в зависимости от того для измерения какого вида проницаемости и в каких условиях предназначены: одни— для определения абсолютной проницаемости по газу в условиях низких давлений, другие — для измерения водопроницаемости, третьи — для измерения проницаемости в пластовых условиях. Все они построены на принципе измерения расхода и перепада давления на образце при пропускании через него жидкости, газа или их смесей. Поэтому все устройства для из­мерения проницаемости состоят из одинаковых по назначению узлов. Так, кернодержатели предназначены для закрепления образца породы цилиндрической формы. В наиболее совершен­ных установках кернодержатель в сочетании с дополнительными устройствами обеспечивает условия фильтрации, близкие к пластовым. Источники газа или жидкости повышенного давления (компрессоры, поршневые прессы, баллоны со сжатым газом), контрольно-изме­рительная аппаратура для определения расходов жидкости и газа, перепада давления на образце породы и, если необходимо, температуры, насыщенности образца и других параметров во всех установках одинаковы. Рассмотрим как действует прибор для определения абсолютной проницаемости пород по газу (рисунок 4)

Экстрагированный и высушенный цилиндрический образец породы 4 помещают в резиновую втулку 5 и зажимают в кернодержателе 6. Осушенный газ от компрессора или газового баллона подают на вход прибора. В процессе фильтрации газа через образец измеряют давление газа на входе в кернодержатель, перепад давления на образце и расход газа.

Рисунок 4 – Схема прибора определения абсолютной проницаемости пород по газу: 1 – хлоркальциевая трубка для осушки газа; 2 – регулятор давления газа: 3– манометр: 4 – образец породы; 5 – резиновая уплотнительная втулка; 6 – кернодержатель; 7 – газовый счетчик.