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

жпдкость вытесняется из крупных пор, когда перепад давления Ар па торцах образца превысит величину капиллярного давления, развиваемого менисками. При дальнейшем увеличении числа оборотов жидкость вытесняется и из пор меньшего размера. С некоторого момента повышение числа оборотов ротора практически перестает влиять на количество остающейся в порах воды. Эту воду и считают остаточной. Измеряя количество выделившейся жидкости, как функцию числа оборотов ротора, можно построить зависимость «капиллярное давление - водонасыщенность».

Расчетная формула получается исходя из следующего.

Опыт на центрифуге проводится, как и в случае полупроницаемых перегородок, путем вытеснения одной фазы другой (воды нефтью пли газом). Под действием силы тяжести в образце высотой h между фазами с плотностью и рз возникает перепад давления, равный

P = i9l-92)hg, (V.1)

где g - ускорение силы тяжести.

В центрифуге одна фаза вытесняется другой под влиянием центробежных сил, развивающихся в поле ускорений а:

а = . (V.2)

где со - скорость вращения ротора.

(О = 2nRn.

Здесь R - радиус вращения;

п - частота вращения ротора в оборотах в секунду. Способность к разделению фаз характеризуется коэффициентом /

f = j; (V.3)

Подставляя эту величину в (V.1) вместо ускорения g, получим формулу для определения давления (Па) между фазами:

p = 4,04i?re2/i(pi-p2). (V.5)

Это давление соответствует капиллярному давлению, развиваемому менисками в порах, из которых вытесняется жидкость:

2а cos е пт R\

Р = Рк=---- (V.6)

Кроме упомянутых выше, существует несколько других лабораторных методов определения остаточной воды в породе [46].

1 Г у д о к Н. С. Изучение физических свойств пористых сред. М., изд-во «Недра», 1970.

§ 3. СОСТОЯНИЕ ПЕРЕХОДНЫХ ЗОН НЕФТЬ - ВОДА, НЕФТЬ - ГАЗ

И ВОДА - ГАЗ

Водо-нефтяной контакт в пласте представляет собой различной мощности переходную зону от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами. Последние находятся в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей. Большое многообразие свойств пород обусловливает значительные изменения мощности переходной зоны

в одной и той же залежи. В песчаниках высокой проницаемости, отличающихся отсортированностьк> зерен, мощность переходной зоны не превышает нескольких десятков сантиметров. В мелкозернистых песчаниках с плохо отсортированными зернами ее мощность достигает 6- 8 м.

Состояние свободной и связанной воды и нефти в переходной зоне также определяется свойствами всех фаз системы и степенью водонефтенасыщенности пород. В лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП установлено, например, что в песчаниках Золь-ненского месторождения проницаемостью 0,350 мкм при водонасыщенности 35 -40% поровые каналы заполнены смесью нефти и воды, в которых нефть не представляет собой сплошной фазы. При проницаемости 0,650 мкм сплошность нефти нарушается при 28 -30% водонасыщенности. Практически безводный приток нефти из песчаников Бавлинского и Туймазинского месторождений получают при водонасыщенности их до 32 - 35% от объема пор.

Для оценки величины и строения переходной зоны, кроме геофизических .методов, иногда используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления (рис. V.7), полученные путем вытеснения воды нефтью. По этим зависимостям можно приближенно определить распределение нефти и воды по вертикали, а также среднюю водонасыщенность переходной зоны пласта. При этом предполагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах пласта проникла до высоты, на которой капиллярное давление уравновесилось гидростатическим столбом воды, т. е. справедливо соотношение

Насыщенность пор водой S

Рис. V.7. Схема изменения водонасыщенности пород по вертикали.

Рк = ?г(рв-р„),

(V.7)

где Рк. - капиллярное давление;

(в и Рн - соответственно плотности пластовой воды и нефти; g - ускорение силы тяжести;

h - высота над уровнем 100%-ного насыщения водой. Отсюда

h = „ , . (V.8>

g(PB-Рн)

Так как капиллярное давление р - функция водонасыщенности Рк = f (S), тогда

h= / , . (V.9>

г(Рв-Рн)

Эта зависимость отличается от Рк = f (S) только постоянным множителем и, следовательно, кривая, выражающая зависимость водонасыщенности от высоты над уровнем воды, и зависимость Рк = f (S) будут одинаковыми, если на оси ординат вместо р отложить в необходимом масштабе соответствующее данному значению Рк расстояние от водо-нефтяного контакта А. Используя эту кривую (рис. V.7), где капиллярное давление р преобразовано в высоту столба А, которым уравновешивается данное капиллярное давление, можно приближенно оценить распределение воды и нефти по вертикали в переходной зоне, а также среднее содержание воды по всей мопщости пласта. Так, например, среднее содержание воды в порах пласта в интервале от до Ад

f ф (h) dh

сР = -\- (V.IO)

Величина интеграла в этой формуле определяется площадью под кривой S = (f (h) между соответствующими значениями и Aj-

Следует учитывать, что в практических условиях распределение нефти и воды в переходной зоне может быть значительно сложнее вследствие большого многообразия свойств пород пластовой системы. Поэтому при использовании осредненных кривых Рк = f (S) зависимости «капиллярное давление - водонасыщенность», полученных по результатам усреднения большого числа анализов, получаем сугубо приближенное представление о распределении воды и нефти в переходной зоне и по вертикали в пласте в целом. Одна из причин этого обусловлена, вероятно, влиянием капиллярного гистерезиса на высоту капиллярного поднятия и распределения воды в пластовых условиях.

М. М. Кусаков и Д. Н. Некрасов установили, что в капиллярах переменного сечения может существовать несколько равновесных высот подъема (капиллярный гистерезис) в зависимости от формы капилляра.

Действительно, для капилляра с профилем, приведенным на рпс. V.8, существует несколько высот капиллярного подъема