Эффективная и относительная проницаемости

Эффективная (фазовая) проницаемость — это способность породы с присутствующими в порах компонентами, проводить какой-то определенный из компонентов фильтрующихся через нее смесей (газ-вода, нефть-вода, газ-нефть-вода). Эффективные проницаемости характеризуются соответствующими коэффициентами для газа (k_{пр г}), воды (k_{пр в}) и нефти (k_{пр н}), которые являются коэффициентами пропорциональности в уравнениях Дарси:

ν = Q / F = k_пр (1 / μ) (Δp/l)

(Q_г, Q_в и Q_н - расходы отдельных компонентов при фильтрации неоднородной жидкости; (Δp/l) - градиент давления; μ _г, μ _в, и μ - вязкости газа, воды и нефти, F - площадь фильтрации.

Коэффициентами относительной проницаемости породы К_{пр г,в,н} соответственно для газа, воды и нефти являются соответственно отношения эффективной проницаемости компонента к абсолютной проницаемости. Их значения зависят от объемного соотношения компонентов (газа, нефти, воды) в фильтрующихся смесях, которые определяются величинами:

К_пр г = k_{пр г}/ k_пр, К_пр в = k_{пр в} / k_пр, К_прн = k_{пр н} / k_пр

Достаточно хорошо изучены зависимости К _{.пр . н (г}) и К_{пр в} от k_в только для двухкомпонентных смесей вода-нефть и вода-газ. Выполненные исследования показывают следующее:

1. При k_в < 20-50%, К_{пр в} ~ 0 (k_{пр в} ~ 0). Это объясняют тем, что до водонасыщения 20% вода удерживается в мелких и тупиковых порах в местах контактов зерен и не участвует в фильтрации. Неподвижна в этом случае также пленочная и микрокапельная вода пород, адсорбированная их твердой фазой.

С возрастанием водонасыщения вода начинает фильтроваться и К_пр.в увеличивается до 70-90% при k_в = 97-98%. Таким образом, значение коэффициента водонасыщения, при котором начинается заметная фильтрация воды, зависит от структуры порового пространства пород и от физико-химических свойств фильтрующейся неоднородной жидкости. Щелочная вода способствует отделению пленок нефти от породы, поэтому относительные проницаемости на всем интервале водонасыщения оказываются большими как для нефти, так и для пластовой воды.

2. Значения К_пр.н и К_пр.г близки к нулю при k_в > 75-90%. Они возрастают с уменьшением k_в, достигая 70% (по нефти) и 87-97% (по газу) при k_в =20-30%. Значение относительной проницаемости для нефти и газа определяется также структурой порового пространства и природой ком­понентов неоднородной жидкости.

3. Расход неоднородной жидкости из двух несмешивающихся компонентов обычно меньше расхода однородной жидкости.

4. При фильтрации через породу газированной воды расход газа достигает значений, близких к расходу однородной жидко­сти, при значениях k_в <17-37%; для k_в больших, чем указанные значения, расход газа значительно меньше расхода однородной жидкости.

5. Расход нефти через породу достигает значений, близких к расходам однородной жидкости, только при k_в <10% и значительно меньше для более высоких степеней водонасыщения.

При фильтрации через породу смесей газа, нефти и воды возможен одно-, двух- и трехкомпонентный поток. Область сочетаний значений коэффициентов k_в, k _г и k _н, при которых возможен трехкомпонентный поток, весьма ограниченна. При этом:

1) значение коэффициента К_пр.в определяется коэффициентом k_в и не зависит от соотношения в породе нефти и газа;

2) значения К_прн и К_пр г изменяются в зависимости от насыщения порового пространства каждым из компонентов.

3) эффективная проницаемость для газа при фильтрации трехкомпонентной неоднородной жидкости намного меньше, чем при фильтрации газированной жидкости, при одинаковой газонасыщенности породы;

4) при одинаковой степени нефтенасыщения породы эффективная проницаемость для нефти в трехкомпонентном потоке может быть больше и меньше, чем при двухкомпонентном потоке;

5) связанная вода в количестве до 20-50% уменьшает эффективную проницаемость для нефти в меньшей степени, чем тоже количество свободной воды.

При фильтрации в коллекторах двух- или трехкомпонентной смеси расходы Qг, Qв, Qн зависят не только от коэффициентов эффективной проницаемости компонентов, но и от их вязкости.

ТЕМА 6. ПЛОТНОСТЬ

Плотность — свойство пород иметь определенную массу единицы объема, отличную от удельной массы их других разностей.

б_п= т _п / V_п.

где б_п – плотность; т _п - масса породы; V_п –ее объем.

В общем случае случае масса породы состоит соответственно из массы твердой, жидкой и газовой фаз при малоглинистой породе. Плотность породы равна сумме плотности сухой породы б_с и произведению коэффициента влагоемкости w на плотность жидкости б_ж :

б_п = б_с + w б_ж

Единицей измерения плотностей является кг/м³, г/см³.

Значения плотности пород определяются по образцам из обнажений и скважин. Плотность пород оценивается по плотности ее фаз, значениям коэффициентов пористости и влагоемкости.

Для глинистых пород и глин уравнение неверно из-за усадки -уменьшения их порового объема при высушивании. Плотность глинистых пород оценивается по содержанию в породе глинистых фракций и экспериментальной зависимости для данного района.

Плотности флюидонасыщенных пород определяется с учетом плотностей этих фаз, коэффициентов их пористости и влажности.