Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
ФИЗИКА ПЛАСТА.doc
Скачиваний:
66
Добавлен:
02.03.2016
Размер:
1.56 Mб
Скачать

14.Движение нефти, газа и воды в пористой среде. Закон фильтрации Дарси.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр, установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления. Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления: , (1), гдеQ – объёмная скорость воды; v – линейная скорость воды; F – площадь сечения, F = pd2/4; L – длина фильтра; k – коэффициент пропорциональности. Нефть – неидеальная система. С точки зрения химии компоненты такой системы взаимодействуют между собой. Поэтому уравнение, описывающее линейный закон фильтрации нефти, содержит параметр вязкость, учитывающий взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы: , (2), гдеm – вязкость нефти. В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k (2), который называется коэффициентом проницаемости (kпр). Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из уравнения (2): , (3); Объемный дебит,Q, м3 / с; Площадь поперечного сечения фильтра, F, м2; Длина фильтра, L, м; Перепад давления, ∆P, Па; Вязкость жидкости, µ, мПа · с. В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2; в системе СГС [kпр] в см2; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [kпр] в Д (дарси). 1 дарси = 1,02×10-8 см2 = 1,02 · 10-12 м2 = 1,02 мкм2 ≈ 1 мкм2. Проницаемостью в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па×с составляет 1 м3/сек. Пористая среда имеет проницаемость 1 дарси, если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см2 и перепаде давления 1 атм., расход жидкости на 1 см длины породы составляет 1 см3/сек. Физический смысл размерности проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация. Приведённые выше уравнения (1-3) справедливы при условии движения несжимаемой жидкости по линейному закону Дарси. В случае фильтрации газа это условие не выполняется. При перепаде давления объём газа изменяется, и его объем оценивается по закону Бойля-Мариотта: При Т = const, P·V = const; (4). Средняя скорость фильтрации газа (Vср) при линейной фильтрации оценивается: Vcр· Pср = Vо ·Pо = V1· P1 = V2 · P2, (5); Pср = (P1 + P2) / 2, (6); Vcр = Vо·Pо / Pср = 2·Vо·Pо / (P1 + P2), (7). Тогда, средний объёмный расход газа будет равен отношению объема газа (Vср) за время (t): , (8). Уравнение для оценки коэффициента проницаемости при линейной фильтрации газа запишется с учетом выражений (3) и (8): , (9).

15. Деформационные св-ва г.П. Сжимаемость коллекторов нефти и газа.

Все горные породы при изменении действующих на них нагрузок деформируются. При изучении деформации пород-колдекторов, способных вмещать и фильтровать через себя флюиды, следует выделить деформации зерен породообразуощих минералов и деформацию собственно пород. Количественно, в пределах справедливости закона Гука, деформацию принято выражать коэффициентом сжимаемости, т.е. относительным изменением объема зерен соответственно породообразующих минералов (βз) и породы (скелета) в общем (βск) без нарушения целостности образа и упаковки зерен. При деформационных изменениях зерен и скелета меняется, и объем пустот, в том числе порового пространства, каверн и трещин.

При существенных изменениях эффективного давления (за счет снижения пластового давления) и больших значениях коэффициента сжимаемости пор могут заметно снизиться проницаемость пласта и пустотность. Изменение пустотности вместе с объемными изменениями насыщающих пласт жидкостей определяют упругий запас залежи, т. е. долю нефти, извлекаемую из пласта при снижении давления только за счет объемных изменений системы «порода - насыщающие жидкости». Количественные определения различных показателей, характеризующих деформационные свойства пород, проводят на основе лабораторных экспериментов. Для пласта в целом находят среднее значение коэффициента сжимаемости пор. При использовании образцов естественных пород, например, аргиллитов алевритистых, сильноуплотненных или полимиктовых песчаников и алевритов с карбонатным и глинисто-слюдистым цементом, при эффективном напряжении 20-60 МПа определяемый в эксперименте коэф. сжим. пор может изменяться от 0,5*10-3 до (1,5-2,5)*10-3 1/МПа.

Результаты экспериментальных определений коэффициента сжимаемости пор при наличии в образце одной-двух трещин (в том числе и трещин, по которым образец распадается на отдельные части) показывают, что предположения о возможном увеличении коэффициента сжимаемости на порядок подтверждаются. Так, в диапазоне изменения эффективного сжимающего давления от 20 до 30 МПа коэффициент сжимаемости трещин может иметь значения от 1,5*I0-2 до 3,5*10-2 1/МПа. Между отдельными показателями, характеризующими деформационные св-ва породы, существуют определенные соотношения. Если объем породы и объем скелета считать равными и слагающимися из объема зерен породообразующих минералов и объема пустот, а точнее пор и трещин (Vп+Vт), то коэфф-т сжимаемости породы βск (или скелета породы) и коэффициент сжимаемости пор (точнее пор + трещин) βп опр-ся по формулам:

где рэф – эффективное давление, МПа; σ – напряжение в скелете породы, МПа; рж – давление в ж-ти, насыщающей пустотное пространство пласта (Vп+Vт), МПа.

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.