Фазовая проницаемость

Размещено на http://allbest.ru

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Иркутский национальный исследовательский технический университет»

Институт заочно-вечернего обучения

Кафедра нефтегазового дела

Реферат

На тему: Фазовая проницаемость

по дисциплине: «Физика пласта»

Выполнил студент Чоноев Г.К.

Принял преподаватель: Шульга В.В

Иркутск 2021

Содержание

• Введение

Фазовая проницаемость

• Заключение
• список используемой литературы

Введение

Фазовые проницаемости являются одной из важнейших характеристик процесса течения пластовых флюидов в породах-коллекторах нефти и газа. Функции относительных фазовых проницаемостей в зависимости от насыщенности используются при решении большого числа геологопромысловых задач.

Данные о фазовых проницаемостях необходимы при обосновании кондиционных пределов петрофизических свойств пород, при промышленной оценке переходных нефтегазовых зон пластов, в газогидродинамических расчетах технологических показателей разработки, при выборе методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи, при анализе и контроле за разработкой залежей.

Экспериментальное определение зависимостей ФП от водонасыщенности - трудоемкий процесс, требующий использования специальной аппаратуры, поэтому на практике часто применяют расчетные методы получения ФП по более доступным данным (промысловым или экспериментальным) либо используют готовые зависимости ФП, полученные для пород аналогичного типа или для простейших пористых сред, какими являются образцы из насыпного песка. Последний подход не всегда правомерен, поскольку в действительности характер зависимостей ФП даже для одного и того же класса пород определяется большим числом факторов, а форма кривых ФП существенно влияет на результаты расчетов.

В последнее время открыто и введено в разработку большое число месторождений нефти и газа, характеризующихся многообразием геолого-физических свойств. Естественно, что «классические» кривые ФП не могут учесть этого многообразия, в то время как требования к качеству проектирования возрастают. В связи с этим увеличивается потребность в надежных данных о фазовых проницаемостях для условий конкретного месторождения. В связи с возросшим интересом специалистов к данным об ФП, необходимо иметь представление о концепции фазовых проницаемостей, рассмотреть важнейшие факторы, влияющие на характер кривых ФП, проанализировать существующие методы получения этих кривых и обосновать наиболее достоверные методики.

Особое внимание уделено экспериментальным методам определения ФП на образцах керна, которые считаются базовыми среди остальных методов. Предмет изучения ограничен коллекторами порового типа (терригенными), поскольку определение ФП для трещиноватых коллекторов остается практически нерешенной задачей, так же как и моделирование такого коллектора.

Фазовая проницаемость

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности норового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств. Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально.

Рис. 1 - Области распространения одно-, двух- и трёхфазного потоков:

1. - 5% воды; 2. - 5% нефти; 3. - 5% газа.

На рисунке 1 представлены результаты экспериментального исследования газо-водо-нефтяного потока при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы. 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.

При водонасыщенности до 25% нефте- и 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 газа и нефти 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.

Заштрихованные промежуточные области, примыкающие к сторонам треугольника, отвечают двухфазным потокам: газ - вода, газ - нефть, вода - нефть. Область совместного движения в потоке всех трех фаз выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в следующих пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом от 14 до 30%.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной. В породах нефтяных и газовых месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютной проницаемости. Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред. Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами.

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков -- движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Каждый из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости).

Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Рассмотрим вначале графики двухфазного потока. Движение смеси нефти и воды. На рисунке 2 приведена зависимость относительной проницаемости песка для нефти и воды от насыщенности S порового пространства водой,

,

где: k_н и k_в -- фазовые проницаемости для воды и нефти; k -- абсолютная проницаемость.

Рисунок 2- Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства. Поверхностное натяжение жидкостей: 1-- 34 мН/м;2-- 5 мН/м.

Если в несцементированном песке содержится 20% воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю (т. е вода является неподвижной фазой). В некоторой части пор она все же содержится и поэтому фазовая проницаемость по нефти вскоре после начала увеличения водонасыщенности быстро уменьшается и в присутствии 30% связанной воды относительная проницаемость для нефти снижается уже в два раза. Из этого следует, что необходимо беречь нефтяные пласты и забои скважин от преждевременного обводнения. При проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает их водонасыщенность в наиболее узкой части потока (в призабойной зоне пласта). В результате значительно уменьшается относительная проницаемость пород для нефти, а также уменьшается дебит скважины. Водные фильтраты бурового раствора (не обработанного специальными веществами) обычно прочно удерживаются породами вследствие гидрофильных свойств последних и плохо удаляются из пор пласта при освоении скважин. Из рисунка 2 также следует, что если водонасыщенность песка S составляет 80%, относительная проницаемость для нефти уже равна нулю. Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20%, а в песчаниках, как увидим далее, оказывается еще большей. Нефть в таком случае прочно удерживается в породе капиллярными и другими силами.

Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Известно, например, что с уменьшением поверхностного натяжениях нефти на разделе с водой снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате увеличиваются относительные проницаемости породы для жидкости. Поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с хлоркальциевыми. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти и для щелочной воды.

Рисунок 3 - Влияние соотношения вязкости на относительные проницаемости песка пористостью 40--42% (к = 3,2--6,8 мкм²) для нефти и воды: 1 -- нефть; 2 -- вода.

Изменения свойств пластовой системы, сопровождающиеся ухудшением условий фильтрации фаз, приводят к уменьшению относительных проницаемостей породы для нефти и воды. С уменьшением проницаемости (например при одинаковом значении пористости) повышается суммарная поверхность поровых каналов. Это означает, что вода, чаще всего смачивающая поверхность породы, лучше, чем нефть, начнет фильтроваться в пористой среде с пониженной проницаемостью при больших значениях водонасыщенности.

Малопроницаемые породы меньше отдают нефть, так как подвижность ее и воды в этих породах невысока. Поэтому линии проницаемостей располагаются ниже, чем соответствующие кривые, полученные для пористых сред большой проницаемости. Сумма эффективных проницаемостей фаз обычно меньше величины абсолютной проницаемости породы, а относительная проницаемость изменяется от нуля до единицы. Следует, однако, отметить, что в последнее время высказывается мнение о возможности получения при определенных условиях относительной проницаемости одной из фаз, превышающей единицу.

В заключение следует отметить, что при движении нефти и воды (так же как и при фильтрации любых других фаз) в пористой среде их относительные объемные скорости течения (водо-нефтяной фактор) определяются не только относительной проницаемостью, но и соотношением вязкости фаз. пласт флюид нефть газ проницаемость

Заключение

На данный момент не разработано универсальной математической модели для расчета технологических показателей разработки. На различных стадиях изученности месторождения целесообразно применять математические модели, соответствующие уровню изученности и обеспечивающие необходимую точность.

Так, на этапе проектирования разработки и на первых стадиях освоения месторождения, когда используются модели одномерной фильтрации, достаточную информацию о пласте несут ФП, рассчитанные по результатам испытания скважин.

Наименее изученным остается вопрос об относительных фазовых проницаемостях при фильтрации нефти, газа и воды. Это определяет направление дальнейших исследований в изучении фазовых проницаемостей коллекторов.

Список использованной литературы

1. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Гиматудинова Ш.К. Недра 1974.- 704с.

2. Сидоровский В.А., Вскрытие пластов и повышение продуктивности пластов. Недра 1978г. - 256с.

3. Медведев Ю.А., Филин В.В., Методические указания: к выполнению курсовых проектов, курсовых и квалификационных работ для студентов очного обучения направления 650700 ''Нефтегазовое дело'', ТГНГУ 2001г. - 32с.

4. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., «Недра», 1977, 287с.

5. https://www.bibliofond.ru/view.aspx?id=772215

6. https://infopedia.su/3xca94.html

Размещено на Allbest.ru