- •Передмова
- •1 Нафтогазова механіка як наука, її розвиток та зв'язок з іншими дисциплінами
- •Контрольні запитання
- •2 Стан розвитку нафтогазової галузі та проблеми нафтогазовидобутку
- •2.1 Короткі відомості про земну кору
- •Контрольні запитання
- •3 Природні колектори нафти і газу та їх основні властивості
- •3.1 Гранулометричний склад порід-колекторів
- •Контрольні запитання
- •3.2 Пористість
- •3.2.1 Залежність пористості від кладки зерен, тиску та температури
- •3.3 Неоднорідність колекторських властивостей пласта
- •3.4 Фізико-механічні властивості гірських порід
- •3.5 Теплові властивості гірських порід
- •3.6 Акустичні властивості гірських порід
- •Контрольні запитання
- •3.7 Проникність
- •3.7.1 Абсолютна проникність
- •3.7.2 Проникність тріщинуватих порід
- •3.7.3 Залежність проникності від пористості та розміру пор
- •3.7.4 Фазова (ефективна) проникність
- •3.7.5 Відносна проникність
- •3.8 Питома поверхня гірських порід
- •Контрольні запитання
- •4 Пластові вуглеводні
- •4.1 Склад та фізичні властивості нафт
- •4.1.1 Густина пластової нафти
- •4.1.2 В’язкість пластової нафти
- •4.1.3 Структурно-механічні властивості аномально-в’язких нафт
- •4.1.4 Фотоколориметрія нафти
- •Контрольні запитання
- •4.2 Природний газ. Склад та властивості природного газу
- •4.2.1 Склад та класифікація природних газів
- •4.2.2 Фізико-хімічні властивості вуглеводневих газів
- •4.2.3 Стан та параметри газових сумішей
- •4.2.4 Вміст важких вуглеводнів у суміші
- •Контрольні запитання
- •5 Фазові перетворення вуглеводневих систем
- •5.1 Склад та характеристика рідкої суміші
- •5.2 Газовий конденсат
- •5.3 Газогідрати
- •Контрольні запитання
- •6 Склад та фізико-хімічні властивості пластових вод
- •6.1 Залишкова вода
- •6.2 Підземні води
- •6.3 Основні властивості пластових вод та параметри, що їх характеризують
- •Контрольні запитання
- •7 Молекулярно-поверхневі явища та капілярні процеси
- •Контрольні запитання
- •8 Режими роботи нафтових і газових покладів
- •8.1 Коефіцієнт нафтовилучення та чинники, що на нього впливають
- •8.2 Визначення нафтовилучення промисловими методами
- •8.3 Визначення нафтовилучення за допомогою лабораторних досліджень
- •Контрольні запитання
- •9 Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовилучення пластів
- •9.1 Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовилучення
- •9.1.1 Методи збільшення нафтовилучення, пов'язані з системою розробки нафтового покладу
- •9.1.2 Циклічна дія на пласт під час заводнення
- •9.1.3 Зміна напрямків фільтраційних потоків
- •9.1.4 Встановлення оптимальних величин репресії і депресії на пласт
- •9.1.5 Часткове зниження тиску нижче тиску насичення нафти
- •9.2 Фізико-хімічні методи підвищення нафтовилучення пластів
- •9.2.1 Методи для покращення заводнення
- •9.2.1.1 Застосування поверхнево-активних речовин
- •9.2.1.2 Застосування полімерів
- •9.2.1.3 Застосування лугів, кислот, пін, емульсій
- •9.2.2 Методи підвищення нафтовилучення
- •9.2.2.1 Застосування міцелярних розчинів
- •9.2.2.2 Застосування двоокису вуглецю
- •9.3 Газові методи збільшення нафтовилучення пластів
- •9.3.1 Застосування сухого вуглеводневого газу
- •9.3.2 Застосування збагаченого і зрідженого газу
- •9.3.3 Застосування газу високого тиску
- •9.3.4 Застосування інших газів і сумішей
- •9.3.5 Газоводяна дія на пласти
- •9.4 Теплові методи підвищення нафтовилучення пластів
- •9.4.1 Застосування нагрітої води
- •9.4.2 Застосування пари
- •9.4.3 Застосування внутрішньопластового горіння
- •9.5 Критерії застосування методів підвищення нафтовилучення
- •9.6 Ефективність застосування методів підвищення нафтовилучення пластів
- •9.6.1 Оцінка технологічного ефекту
- •9.6.2 Оцінка економічної ефективності впровадження методів підвищення нафтовилучення пластів
- •Контрольні запитання
- •Перелік використаних джерел
3.7.5 Відносна проникність
З огляду на те, що для кожного взірця пористого середовища можлива значна кількість комбінацій насиченості, а тим самим і значень фазової проникності, результати лабораторних досліджень з метою їх використання у відповідних розрахунках подають у вигляді значень відносної проникності.
Відносна проникність визначається як відношення фазової проникності для певного флюїду за відомого (певного) насичення ним порового простору до абсолютної проникності для цього ж флюїду (за умови 100 %-го заповнення ним пористого середовища).
Відносні проникності звичайно записуються наступним чином:
-
.
(3.49)
Для промислових розрахунків, розрахунків технологічних показників видобування нафти (розробки родовищ) необхідно користуватись кривими залежностей між значеннями відносних проникностей та насиченістю порового простору тими флюїдами, які фільтруються (взаємодіють між собою).
В цілому відносні проникності для системи нафта-вода і газ-вода - це функції водонасиченості та вищенаведеного безрозмірного комплексу.
-
.
(3.50)
Залежності будують як функції водонасиченості.
Дані про відносну проникність широко застосовуються в промислових розрахунках, що пов'язані з рухом рідин у пористому середовищі.
Залежності відносної проникності піску та пористих вапняків і доломітів від водонасиченості при наявності двох фаз наведені на рисунках 3.4 і 3.5.
До насиченості водою близько 20 % відносна проникність для неї рівна 0, а для нафти є максимальною. А вже із збільшенням водонасиченості до 35 % відносна проникність
-
Відносна проникність, %
Водонасиченість S, %
Рисунок 3.4 – Залежність відносної проникності піску
для газу і рідини від водонасиченості
Відносна проникність, % |
|
Відносна проникність, % |
|
|
Водонасиченість S, % |
|
Водонасиченість S, % |
|
а |
|
б |
а – пісковики; б – пористі вапняки і доломіти
Рисунок 3.5 – Залежність відносних проникностей для рідини і газу від водонасиченості
для нафти зменшилась приблизно наполовину. Збільшення насиченості піску водою до 80 % знижує відносну проникність для нафти до нуля. У сцементованих породах (пісковиках) нульова проникність для нафти наступає значно швидше. Звідси і величина залишкової нафтонасиченості після заводнення. Аналогічно змінюється і відносна проникність для газу в залежності від водонасиченості, але дещо з іншими процентами.
Залежності відносних проникностей при наявності трифазного потоку представляються у вигляді правильного трикутника (рисунок 3.6), вершини якого відповідають 100 %-ній насиченості відповідної фази (нафти, води, газу), а сторони трикутника - зміні насиченості двофазного потоку, причому в кожній розглядуваній точці сумарна насиченість двох фаз рівна 100 % (наприклад, на лінії, що відповідає основі трикутника, справа наліво зростає водонасиченість від 0 до 100 %, а нафтонасиченість спадає від 100 до 0 %). Аналогічно і з двома іншими сторонами трикутника, які пов´язують газонасиченість і водонасиченість та газонасиченість і нафтонасиченість. Заштриховані на рисунку зони відповідають двофазним потокам: вода + газ, газ + нафта, вода + нафта. Чисті поля відповідають однофазним потокам при відповідних вершинах трикутника. Криволінійний трикутник – це зона трифазного потоку, який характеризується такими насиченостями: нафтонасиченість 23-50 %, водонасиченість 33-64 %, газонасиченість 14-50 %.
Рисунок 3.6 – Області поширення одно-, дво- і трифазного потоків