Содержание
1 Введение ……………………….…………………….…………………….……3
2 Цели и задачи …………………………………………………………………..6
3 Теоретическая часть
3.1. Фазовая проницаемость горных пород…………………….………………...7
3.2. Методы определения проницаемости……………………………………….11
3.3. Изменение проницаемости в процессе разработки
3.3.1 Проницаемость призабойной зоны пласта…………………………………17
3.3.2 Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта…………19
3.3.3 Изменение проницаемости……………………………………………..……23
4. Расчетная часть ………………………………………………………………..25
5. Заключение ……………………………………………………………………..34
Список литературы ………………………………………………………….…...35
Введение
Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость и газы. Абсолютно непроницаемых горных пород в природе нет. При соответствующем давлении можно продавить жидкость и газы через любую горную породу. Однако при существующих в нефтяных и газовых пластах перепадах давления многие породы оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов. Все зависит от размеров пор и поровых каналов в горной породе.
Проницаемость породы для жидкостей и газов будет тем меньше, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры. Поровые каналы в природе условно делятся на три категории: сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные. Сверхкапиллярные каналы имеют диаметр больше 0,5 мм. Жидкость движется в них, подчиняясь общим законам гидравлики. Эти каналы имеются в горных породах с круглой формой зерен, например в гравийных породах. Капиллярные каналы имеют диаметр от 0,5 до 0,0002 мм. При движении в них жидкости проявляются поверхностные силы, возникающие на поверхности тел; поверхностное натяжение, капиллярные силы, силы прилипания и сцепления и т. п. Эти силы создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте, т. е. препятствуют движению, поэтому непрерывное движение в таких каналах возможно только под действием добавочных сил, достаточных для преодоления поверхностных сил. Субкапиллярные каналы имеют диаметр меньше 0,0002 мм. Поверхностные силы в таких микроскопических каналах настолько велики, что обычно имеющиеся в пластовых условиях движущие силы не в состоянии преодолеть их, поэтому движения жидкости в субкапиллярных каналах практически не происходит. Жидкость насыщает породу, имеющую субкапиллярную структуру, и переходит в связанное с породой состояние, после чего движение ее прекращается. Породы нефтяных и газовых залежей в основном имеют капиллярные каналы. Поэтому при движении нефти и газа в пласте действуют силы, препятствующие этому движению. Непроницаемые перекрытия нефтяных и газовых пластов, обычно состоящие из глинистых пород, имеют субкапиллярные поры и каналы, и движения жидкости в них не происходит. Прямой зависимости между пористостью и проницаемостью горных пород нет. Глины, например, могут иметь высокую абсолютную пористость, достигающую 40—50%, однако субкапиллярные поровые каналы делают их непроницаемыми. Песчаники и известняки часто имеют пористость, не превышающую 8—15%, но отличаются высокой проницаемостью, так как структура порового пространства у них характеризуется развитием капиллярных и сверхкапиллярных поровых каналов.
Физический смысл размерности k заключается в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.
Единица проницаемости 1 м2 велика и неудобна для практических расчетов. Поэтому в промысловом деле обычно пользуются практической единицей—дарси (Д), которая приблизительно в 1012 раз меньше, чем проницаемость 1 м2 (1Д—проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кгс/см2 расход жидкости вязкостью 1 сП составляет 1 см3/с). Величина, равная 0,001Д, называется миллидарси. Учитывая, что 1кгс/см2 ≈ 102 Па, 1 см3=10-6 м3 , 1см2 =10-4 м2 , получим следующее соотношение:
(1.1)
Проницаемость естественных нефтяных коллекторов может изменяться в очень широких пределах даже по одному и тому же пласту. Приток нефти и газа в пластах наблюдается и при незначительной проницаемости пород (в пределах 10—20 мД и менее при высоких перепадах давлений).
Проницаемость большей части нефтеносных и газоносных пластов изменяется в пределах 100—2000 мД. Проницаемость глинистых пород составляет тысячные и десятитысячные доли миллидарси, поэтому такие породы практически непроницаемы.
Характерной особенностью продуктивных пород нефтяных и газовых месторождений является то, что проницаемость их по горизонтали (параллельно напластованию) больше проницаемости этих же пород в направлении, перпендикулярном напластованию. Это объясняется большей уплотненностью пород перпендикулярно напластованию.
При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или их смеси. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного составов фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.
Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации. Для естественных горных пород практически сложно подобрать жидкости, полностью инертные по отношению к ним (не вызывающие набухание глинистых частиц, не образующие адсорбционных слоев и т. п.), поэтому для определения абсолютной проницаемости используют газ, чаще всего воздух.
Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.
Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.