Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 [ 4 ] 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

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. Поэтому теории фазовой проницаемости, смачиваемости и взаимодействия фильтрата бурового раствора с породой используются при разработке рецептуры растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов и обеспечивающих сохранение естественных фильтрационных свойств пород.

Из рис. 1.4 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 случав прочно удерживается в породе капиллярными и другими силами.

Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Известно, например, что с уменьшением поверхностного натяжения нефти на разделе с водой снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате увеличиваются относительные проницаемости породы для жидкости (рис. 1.4).

Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочными и сильно минерализованными хлоркальциевыми водами. 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.

При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей

1 В Международной системе за единицу поверхностного натяжения принят 1 Н/м (или 1 Дж/м2). Учитывая, что 1 Н = 10В дин и 1 Дж = 10? эрг, получим

эрг 10-7дж Дж мДж .

СМ2 ~ 10-4м2 М2 М2

1 Ш- 10-*= 10-3 iL==i.

см 10 2м м м

изменяется незначительно. Оно зависит только от насыщенности (рис. 1.5).

Для пород малой проницаемости влияние соотношения вязкостей нефти и воды исследовано пока недостаточно. Количественно мало изучена также зависимость относительных проницаемостей от других свойств пластовой системы и условий вытеснения (проницаемости, состава жидкостей и пород, содержания остаточной воды и т. д.). Вероятные же изменения относительных проницаемостей от этих факторов можно установить, исходя из особенностей, которые при зтом возникают в процессе движения смесей нефти и

воды. Если с изменением какого-либо свойства системы увеличивается подвижность смеси нефти и воды, уменьшаются прилипаемость жидкостей к стенкам поровых каналов и сопротивление среды потоку, то относительные проницаемости пористой среды для нефти и воды растут. Изменения свойств пластовой системы, сопровождающиеся ухудшением условий фильтрации фаз, приводят к уменьшению 0,i 0,2 "0,3 ол 0.5 0,6 0.1 0.8 09 1,0 Относительных проница-йпЯпнасыш.ннпоть .9 емостеи 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 лшение о воздгожности получения при определенных условиях отно-

Водонастщенность S

Рис. 1.5. Влияние соотношения вязкости на относительные проницаемости песка пористостью 40-42% (к = 3,2-6,8 мкм) для нефти

и воды (цо = - изменяется от 0,057 до 90).

1 - нефть; г - вода.

сительной проницаемости одной из фаз, превышающей единицу 1.

Например, фазовая проницаемость в опытах А. Е. Евгеньева оказалась выше абсолютного ее значения при фильтрации в низкопроницаемых пористых средах вязкой жидкости (масел). Пористая среда содержала 8 - 10% от объема пор остаточной воды, в качестве которой был использован 2%-ный раствор ОП-7 в воде.

Это явление связывается с возникновением скольжения высоковязкой среды при замене границы жидкость - твердое тело границей жидкость - пленка раствора ОП-7, адсорбированного поверхностью породы.

Опытами установлено, что на относительную проницаемость системы влияют также градиент давления и некоторые другие факторы, характеризующие условия движения фаз (например, смачивающие свойства жидкостей). Все это указывает на необходимость приближения условий проведения опытов при экспериментальном измерении проницаемости к пластовым условиям фильтрации жидкостей и газов. По результатам исследования Д. А. Эфроса, кроме равенства в модели и натуре углов смачивания 6 и пористости пород т, должно также соблюдаться условие *

(1.13)

Здесь а - поверхностное натяжение нефти на границе с водой;

к - проницаемость; grad р - градиент давления.

Следовательно, относительные фазовые проницаемости в общем случае являются функциями водонасыщенности и безразмерного комплекса.

Нарушение этого условия в опыте приводит к значительным отклонениям в результатах определения относительной проницаемости пород от пластовых ее значений. По исследованиям Д. А. Эфроса, если в лабораторных условиях не удается воспроизвести пластовые значения соотношения (1.13), необходимо провести специальные опыты и установить его допустимую величину. Для слабосцементированных пород по данным Д. А. Эфроса опыт следует проводить

при Г , I " ,-г1 > 0,5 • 10*. i к\ grad р I J„oд

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. Рассмотрим это на примере.

1Евгеньев А.Е. «О фазовых проницаемостях при фильтрации двухфазных систем через пористую среду». Докл. АН СССР, том 162, № 4, 1965. А. S. Odeh. Trans. AIME, v. 216, p. 346, 1959.

2 Об этом см. также в гл. IX, посвященной вопросам подобия условий про-водочня лабораторных опытов условиям вытеснения нефти водой из естественных коллекторов,