Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Физика пласта. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
m
k
107
2
R
пр
5
, (5.10)
1,1
m
5035,0
где R – радиус пор; – структурный коэффициент, описывающий извилистость порового пространства.
Значение можно оценить путём измерения электросопро-
тивления пород. Для керамических пористых сред при изменении
пористости от 0,39 до 0,28, по экспериментальным данным изменяется от 1,7 до 2,6. Структурный коэффициент для зернистых пород можно приблизительно оценить по эмпирической формуле:
. (5.11)
5.2. Виды проницаемости пористой среды
Проницаемость абсолютная (физическая) – проницаемость
пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:
1. Отсутствие физико-химического взаимодействия между
пористой средой и газом или жидкостью.
2. Полное заполнение всех пор среды газом или жидкостью.
Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.
Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость
пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть,
газ-нефть-вода).
При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости.
Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.
Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических
свойств породы и флюидов.
Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз
зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств
жидкостей и пористых фаз.
Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных
пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.
31
Предполагается, что продуктивные пласты сначала были
%100
V
V
S%;100
V
V
S%;100
V
V
S
пор
Г
Г
пор
H
H
пор
B
B
насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины,
каналы.
При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду.
Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров
вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом,
в пласте остаётся связанная вода.
Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом.
Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор,
заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:
. (5.12)
Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6–35 %; SН =
65–94 %.
Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:
SН+SВ=1. (5.13)
Для газонефтяных месторождений:
SВ + SН + SГ = 1. (5.14)
Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на фазовую фильтрацию нефти и газа.
Для песчаников с высокой проницаемостью при водонасыщенности до 25 % нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45–77 %, 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
газа и нефти в пласте стремится к нулю.
Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового
пространства различными компонентами возможно одно-, двухи трёхфазное движение. Результаты исследования представлены
в виде треугольной диаграммы (рис. 5.1).
32
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. 5.1. Области распространения одно-, двух- и трёхфазного
потоков: 1–5 % воды; 2–5 % нефти; 3–5 % газа
Вывод
Зависимость проницаемости от размера пор для фильтрации
через капиллярные поры идеально пористой среды оценивается
из соотношения уравнений Пуазейля и Дарси.
Оценка проницаемости для фильтрации через трещиноватые поры оценивается из соотношения уравнений Букингема и
Дарси.
Виды проницаемости пористой среды: абсолютная, фазовая
и относительная.
Вопросы для самопроверки
1. Какова зависимость проницаемости от пористости породы?
2. Какие Вы знаете виды проницаемости пористой среды?
33
6. ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРОД
План
6.1. Схемы приборов для определения проницаемости пород.
6.2. Фазовая проницаемость.
6.1. Схемы приборов для определения
проницаемости пород
Для определения абсолютной проницаемости горных пород
существуют разнообразные приборы.
Однако принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы – все они состоят из одних и тех же основных
элементов: кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду, устройств для измерения
давления на входе и выходе из керна, расходомеров и приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход
жидкости или газа через образец породы
На практике оказывается, что проницаемость для жидкости
обычно почти всегда меньше, чем для газа. Лишь при высокой
проницаемости пород значения ее примерно одинаковы для
жидкости и газа. Уменьшение проницаемости одной и той же
породы для жидкости по сравнению с проницаемостью для газа
происходит вследствие разбухания глинистых частиц и адсорбции жидкости при фильтрации нефти и воды через породы. Поэтому абсолютную проницаемость пород принято определять с
помощью воздуха или газа. Состав газа на проницаемость пород
заметно влияет только при высоком вакууме. В этих условиях
проницаемость пород зависит от среднего давления, молекулярного веса газа и температуры и тем выше, чем меньше молекулярный вес и давление.
В пластовых условиях проницаемость горных пород практически мало зависит от состава газа. Проницаемости пород для
нефти и воды пресной или пластовой обычно определяют при
специальных исследованиях. В этом случае всегда необходимо
указывать жидкость, используемую при определении проницаемости породы и ее физические свойства в условиях опыта.
34
Разница проницаемости одной и той же породы для воздуха, воды и нефти может достигать значительной величины.
Как уже упоминалось, величины фазовых проницаемостей,
кроме степени насыщенности пористой среды различными фазами, зависят от ряда других факторов и специфических свойств
конкретной пластовой системы. Поэтому при использовании в
расчетах графиков относительной проницаемости фактические
показатели иногда значительно отклоняются от расчетных. Во
избежание этого для определения зависимости относительных
проницаемостей от насыщенности нужно проводить специальные опыты, поставленные с учетом специфических свойств исследуемой пластовой системы.
Устройство установок, применяемых для этих целей, более
сложное, чем установок, рассмотренных ранее, так как при этом
необходимо моделировать многофазный поток, регистрировать
насыщенность норового пространства различными фазами и
расход нескольких фаз. Установки для исследования многофазного потока обычно состоят из следующих основных частей.
1. Приспособления для приготовления смесей и питания
керна.
2. Кернодержатель специальной конструкции.
3. Приспособления и устройства для приема, разделения и
измерения раздельного расхода жидкостей и газа.
4. Устройства для измерения насыщенности различными
фазами пористой среды.
5. Приборы контроля и регулирования процесса фильтрации.
Для определения абсолютной проницаемости по газу используют прибор, приведенный ниже.
От редуктора, позволяющего регулировать давление, газовая линия идет на вход кернодержателя 3. На входе в кернодержатель установлен манифольд для присоединения образцового
манометра Р1. Манометр измеряет избыточное давление до
0,1 МПа. На выходе из кернодержателя установлены газовые
часы 4 для измерения объема газа, прошедшего через керн.
35
Рис. 6.1. Схема установки для определения абсолютной
проницаемости по газу при малых давлениях:
1 – источник сжатого воздуха; 2 – редуктор;
3 – исследуемый керн; 4 – газовые часы
Порядок проведения работы
1. Образец проэкстрагировать и высушить.
2. Замерить размеры керна (длину L и диаметр d).
3. Поместить керн в кернодержатель.
4. Редуктором 2 установить определенное давление (напри-
мер, 0,1 МПа).
5. Выждать 5 минут.
6. Замерить время прохождения определенного объема
сжатого воздуха (например, 2∙10-3 м3) через газовые часы.
6.2. Фазовая проницаемость
Насыщенность порового пространства различными фазами
можно определить несколькими способами: измерением электропроводности пористой среды, взвешиванием образца («весовой метод») и т. д. При использовании первого из них измеряется электропроводность участка пористой среды и сравнением
полученных данных с тарировочной кривой (заранее составленной и представляющей собой зависимость электропроводности
среды от содержания в порах различных фаз) определяется
насыщенность порового пространства соответствующими фазами. Такой метод пригоден, если одна из жидкостей, используемых при исследовании, является проводником электричества
(соленая вода, водоглицериновые смеси и т. д.). Для этой цели
используются специальные кернодержатели. Модель пласта
ВНИИ, например, изготавливается из металлических труб, слу-
36
жащих одновременно и электродами, отделенных друг от друга
не проводящими электричество пластмассовыми муфтами.
При «весовом» методе среднюю насыщенность образца
жидкостью газом определяют по изменению его массы, происходящему вследствие изменения газосодержания в поровом
пространстве среды.
При движении многофазных систем проницаемость для
каждой фазы определяется по следующим формулам:
(6.1)
(6.2)
(6.3)
Здесь Qв, Qн и Qг – соответственно расходы в единицу времени воды, нефти и средний расход газа в условиях образца;
kн, kв, kг – фазовые проницаемости для нефти, газа и воды;
μн, μв, μг – соответственно абсолютные вязкости воды,
нефти и газа;
F – площадь фильтрации;
Δр – перепад давления;
ΔL – длина пористой среды.
Фазовые проницаемости рассчитываются также по результатам вытеснения из пористой среды одной фазы другой и по
промысловым данным. Приближенно их можно оценить также
по кривым распределения пор по размерам.
Вывод
В лекции рассмотрены схемы приборов для определения
проницаемости пород. Представлено определение фазовой проницаемость
Вопросы для самопроверки
1. Схемы приборов для определения проницаемости пород.
2. Дайте понятие фазовой проницаемости.
37
7. УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
План
7.1. Зависимость между удельной поверхностью и другими пара-
метрами реальных пород.
7.2. Явление ультрапористости.
7.3. Эффективный диаметр частиц.
7.1. Зависимость между удельной поверхностью
и другими параметрами реальных пород
Удельная поверхность пористых тел зависит от степени
дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие
небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет
задачу полного извлечения нефти из породы.
Проницаемость, адсорбционная способность, содержание
остаточной (реликтовой) воды и т. д. зависят от удельной поверхности нефтеносных пород. Очень важно знать ее величину
также в связи с большим влиянием молекулярно-поверхностных
сил на процессы фильтрации нефти. Работами советских ученых
М. М. Кусакова, Б. В. Дерягина, К. Зинченко, Ф. А. Требина
установлено, что кроме объемных свойств жидкостей и газов
(например, плотности, вязкости) на законы фильтрации влияют
еще и молекулярные явления, происходящие на контактах жидкости и породы. Эти молекулярно-поверхностные явления могут
существенно изменять характер фильтрации. Обычные объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются
молекулами, распространенными внутри жидкой фазы. Поэтому
в крупнозернистой породе с относительно небольшой удельной
поверхностью молекулы, находящиеся на поверхности, почти не
влияют на процесс фильтрации, так как их число весьма мало по
сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления в малопроницаемой породе могут
38
оказать более значительное влияние на процесс фильтрации
жидкости, чем в крупнозернистой.
Таким образом, удельная поверхность представляет одну из
важнейших характеристик горной породы.
7.2. Явление ультрапористости
Следует отметить, что несмотря на кажущуюся простоту
понятия удельной поверхности, точное определение ее величины – сложная задача. Дело в том, что поры в пористой среде
представлены каналами от десятков и сотен микрон (по диаметру) до величин, сравнимых с размерами молекул. Поэтому
удельная поверхность глин или других адсорбентов, влияющая
на процесс адсорбции, не имеет для данного пористого вещества
определенной величины, а зависит от размера адсорбируемых
молекул. Только для молекул, имеющих одинаковые размеры,
можно по опытным данным получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.
Для мелкопористых адсорбентов и существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул наблюдаются значительные отклонения в величинах удельной поверхности (явление это носит название ультрапористости).
Легко установить, что если бы все частицы имели шарообразную форму, то поверхность всех частиц в 1 м3 породы составит:
, (7.1)
где S – удельная поверхность в м2/м3; m – пористость в долях
единицы; d – диаметр частиц в м.
Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее величины по каждой фракции гранулометрического состава:
. (7.2)
Здесь Р – масса породы в кг; Pi – масса данной фракции в
кг; di – средние диаметры фракций в м, определяемые по формуле:
, (7.3)
где d и – ближайшие стандартные размеры отверстий сит.
39
По экспериментальным данным К. Г. Оркина при определении удельной поверхности по механическому составу в формулу (7.2) следует ввести поправочный коэффициент, учитывающий повышение удельной поверхности вследствие нешаровидности формы зерен, величина которого а = 1,2…1,4. Меньшие значения относятся к окатанным зернам, большие – к угловатым.
7.3. Эффективный диаметр частиц
Используя уравнения, связывающие параметры фиктивного
грунта, аналогичные формуле (7.1), можно также установить
зависимость между удельной поверхностью и другими параметрами реальных пород. Для этого при выводе соответствующих
формул реальный грунт с неоднородными частицами заменяют
эквивалентным естественному фиктивным грунтом. Гидравлическое сопротивление фильтрации жидкости и удельная поверхность в этих грунтах одинаковые. Диаметр частиц фиктивного
грунта принято называть эффективным. Сопоставляя формулы
(7.1) и (7.2), можно видеть, что
(7.4)
или
. (7.5)
С другой стороны, удельную поверхность можно выразить
через гидравлический радиус δ:
(7.6)
или
. (7.7)
Гидравлический радиус, как известно, равен отношению
площади порового канала к его периметру и для поры с круглым
сечением с радиусом R:
(7.8)
Тогда можно написать:
. (7.9)
40
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]