- •Введение
- •1 Коллекторские свойства горных пород
- •1.1 Типы пород–коллекторов
- •1.2 Залегание нефти, газа и воды
- •1.3 Гранулометрический состав горных пород
- •1.4 Пористость
- •1.4.1 Виды пористости
- •1.4.2 Структура порового пространства
- •1.5 Проницаемость
- •1.5.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.2 Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3 Классификация проницаемых пород
- •1.5.4 Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
- •1.5.5 Зависимость проницаемости от пористости
- •1.5.6 Виды проницаемости
- •1.6 Насыщенность коллекторов
- •1.7 Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8 Удельная поверхность
- •1.9 Коллекторские свойства трещиноватых пород
- •1.10 Карбонатность горных пород
- •1.11 Набухаемость пластовых глин
- •1.12 Механические свойства горных пород
- •1.13 Тепловые свойства горных пород
- •2 Состав и физико-химические свойства природных газов и нефти
- •2.1 Состав и физико-химические свойства природных газов
- •2.1.1 Состав природных газов
- •2.1.2 Способы выражения состава
- •2.1.3 Аддитивный подход расчета физико-химических свойств
- •2.1.4 Уравнение состояния
- •2.1.5 Уравнение состояния реальных газов
- •2.1.6 Вязкость газов
- •2.1.7 Растворимость газов в нефти и воде
- •2.1.8 Упругость насыщенных паров
- •2.2 Состав и физико-химические свойства нефти
- •2.2.1 Состав нефти
- •2.2.2 Физико–химические свойства нефти
- •2.2.2.1 Плотность нефти
- •2.2.2.2 Вязкость нефти
- •2.2.2.3 Реологические свойства нефти
- •2.2.2.4 Газосодержание нефти
- •2.2.2.5 Давление насыщения нефти газом
- •2.2.2.6 Сжимаемость нефти
- •2.2.2.7 Объёмный коэффициент нефти
- •2.2.2.8 Тепловые свойства нефти
- •2.2.2.9 Электрические свойства нефти
- •2.3 Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •3 Фазовые состояния углеводородных систем
- •3.1 Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •3.2 Схема фазовых превращений двух – и многокомпонентных
- •3.4 Краткая характеристика газогидратных залежей
- •3.6 Фазовые переходы в воде, нефти и газе
- •4 Состав и физико-химические свойства пластовых вод
- •4.1 Химические свойства пластовых вод
- •4.1.1 Минерализация пластовой воды
- •4.1.2 Тип пластовой воды
- •4.1.3 Жесткость пластовых вод
- •4.1.4 Показатель концентрации водородных ионов
- •4.2 Физические свойства пластовых вод
- •4.2.1 Плотность
- •4.2.2 Вязкость
- •4.2.3 Сжимаемость
- •4.2.4 Объёмный коэффициент
- •4.2.5 Тепловые свойства
- •4.2.6 Электропроводность
- •4.3 Характеристика переходных зон
- •5.1 Роль поверхностных явлений при фильтрации в пористой среде
- •5.2 Поверхностное натяжение
- •5.3 Смачивание и краевой угол
- •5.4 Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •5.5 Кинетический гистерезис смачивания
- •5.6 Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •6 Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •6.1 Источники пластовой энергии
- •6.2 Силы, действующие в залежи
- •6.3 Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона Дарси
- •6.4 Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •6.5 Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •6.6 Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •6.7 Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •7. 1 Методы увеличения извлекаемых запасов нефти
- •7.2 Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •7.3 Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •7.4 Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи
- •7.5 Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •7.6 Щелочное и термощелочное заводнение
- •7.7 Мицеллярные растворы
- •7.8 Термические методы повышения нефтеотдачи пластов
- •7.9 Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
- •Содержание
- •Физика пласта
1.7 Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов
В условиях реальных пластов при разработке месторождений возникают различные виды многофазных потоков:
– движение нефти и воды в нефтяных залежах;
– 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).
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.
Рисунок 1.20 – Зависимость относительных проницаемостей песка для нефти (1) и воды (2) от насыщенности водой порового пространства
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.
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.
Рисунок 1.21 – Зависимость относительной проницаемости песка (а) и пес
чаника (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.
Рисунок 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 % снижаются 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.
Рисунок 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 %.