Насыщенность. Факторы, влияющие на величины фазовой и относительной проницаемости. Техника измерения проницаемости

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция

Насыщенность. Факторы, влияющие на величины фазовой и относительной проницаемости. Техника измерения проницаемости

Насыщенность коллекторов

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

Насыщенность - один из важных параметров продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью и характеризует водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов. Из капиллярных пор и микротрещин вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Она может удерживаться молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Таким образом, в пласте находится остаточная (погребенная) вода. Количество остаточной воды (Sв.ост.) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа (см. ниже). Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и других.

Обычно, для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (SН), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта, считается хорошим показателем.

Однако, эта закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и др. насыщенность коллектор фазовый

В пределах нефтяных залежей, большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур, к зоне водонефтяного контакта (ВНК) ее величина, как правило, может значительно снижаться. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы водой, нефтью и газом.

Водонасыщенность (SВ) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (SН) и газонасыщенности (SГ):

, (3.1)

где VВ, VН, VГ - соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы.

От объёма остаточной воды зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма остаточной воды:

Пст = Vсоб. пор - Vв. ост.. (3.2)

В зависимости от перепада давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей, поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость) не движется в порах. Её величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Динамическая полезная ёмкость коллектора (Пдин) характеризует относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте.

Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S = 1) или 100 %. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1. (3.3)

Для газонефтяных месторождений соответственно:

SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 - (SB + SH). (3.4)

На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.

Фазовая проницаемость. Диаграммы двух и трех фазных потоков.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

В условиях реальных пластов при разработке месторождений возникают различные виды многофазных потоков:

1. движение нефти и воды в нефтяных залежах;

2. 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. 3.1).

Рис. 3.1. Зависимость относительных проницаемостей песка для нефти (1) и воды (2) от насыщенности водой порового пространства

Движение смеси жидкости и газа на примере их фильтрации пористые известняки и доломиты проиллюстрировано на рисунках 3.2.

Рис. 3.2. Зависимость отн-й проницаемости пористых известняков и доломитов для газа и ж-ти от водонасыщенности

Зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности определяются по результатам специальных экспериментов. В первом приближении эти зависимости можно получить, исходя из следующих соображений. Как

видно из рис. 3.2, зависимости kн(s) и kв(s) имеют свои характерные особенности. Так, например, при s=l kв(s)=1, _при s=s* k(s*)=0 и, кроме того, в_силу плавности сопряжения dkв(s*)/ds=0. Задаваясь зависимостью kB(s) в виде полинома второй степени определяем коэффициенты а 0, а 1 а 2, исходя из заданных условий. Имеем

Решая полученную систему уравнений,

Аналогичным образом для относительной фазовой проницаемости для нефти имеем

Проводя несложные вычисления, находим

Такой же прием можно использовать для определения относительных фазовых проницаемостей для газа и жидкости. Задаваясь выражением для относительной фазовой проницаемости для газа в виде

используя условия (см. рис. 3.2) kг(s*)=1, dkr(s*)/ds=0, kг(s*)=0, dkr(s*)/ds=0, получаем

Движение смеси нефти, воды и газа проиллюстрировано на рисунке 2.3, 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.

Рис. 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 %.

Размещено на Allbest.ru