35. Вытеснение нефти водой из пористой среды. Капиллярная пропитка.

Широкое распространение методов заводнения сделало вытеснение нефти водой из пластов основным процессом разработки нефтяных месторождений.

в закон движения фаз вводятся два давления — давление в нефти рц и давление в воде ру. Принимается, что порода является гидрофильной и разность между давлением в нефти и воде равна капиллярному давлению.

Б ез представления о капиллярном давлении нельзя объяснить явления противоточной капиллярной пропитки, наблюдающегося в породах-коллекторах нефти. Если образец гидрофильной пористой среды (рис.2.3), первоначально насыщенный нефтью, поместить в воду, то заключенная в его порах нефть начнет замещаться водой. Нефть будет выходить из образца, всплывая на поверхность воды.

Рис.2.3 Противоточная капиллярная пропитка

нефтенасыщенной пористой среды.

Кроме противоточной капиллярной пропитки, может происходить также прямоточная пропитка, когда насыщенный нефтью образец пористой гидрофильной среды впитывает воду с одного конца, а нефть выходит из образца с другого конца.

36. Условие устойчивой зависимости между пористостью и проницаемостью.

В идеальном случае проницаемость должна зависеть только от геометрических характеристик пористой среды. Поэтому многим исследователям представлялось весьма заманчивым найти общую взаимосвязь между пористостью пород и их проницаемостью — двумя наиболее важными для описания фильтрации геометрическими характеристиками пористой среды.

Вообще следует отметить, что для некоторых определенных ти-пов пород можно найти зависимости между пористостью и прони-цаемостью. Однако, несмотря на многочисленные попытки, общую связь пористости и проницаемости для широкого класса реальных пород найти не удается.

Наличие пустот в горной породе определяет ее пористость. Пер-вичные поры возникают при образовании горной породы, вторичные поры возникают в результате механического, химического, тектони-ческого, теплового и т.д. воздействия на породу.

По величине поровых каналов породы подразделяют: сверхка-пиллярные – размер каналов больше 0,5 мм, капиллярные – 0,5 – 0,0002 мм (0,2 мкм), субкапиллярные – меньше 0,2 мкм. Чем меньше поровые каналы, тем большее оказывается сопротивление движению нефти, воде, газу. При субкапиллярных каналах даже при высокой пористости порода будет непроницаема для жидкости и газа (глина). Поровый состав несцементированных обломочных пород в основном зависит от гранулометрического состава.

Полная пористость включает объем всех пор (пустот) в породе, как сообщающихся между собой, так и изолированных.

Открытая пористость включает объем только связанных меж-ду собой пор. Разность между полной и открытой пористостью дает величину закрытой пористости.

Эффективная (динамическая) пористость включает объем только тех пор, по которым происходит движение флюида, без за-стойных зон при определенном градиенте давления. Динамическая пористость характеризует не только породу, но и физико-химические свойства насыщающих её углеводородов и воды.