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

ния пористой среды критическая величина параметра Яер меньше единицы и на 3-4 порядка меньше, чем в трубной гидравлике.

Столь раннее нарушение линейного закона фильтрации обусловливается тем, что ламинарный поток, представляющий собой телескопическое течение жидкостей и газов, в пористой среде очень быстро нарушается вследствие переменно-четочного строения поперечного сечения поровых каналов и их извилистости. При очень малых скоростях жидкость или газ, находящиеся в расширенной части поровых каналов, практически не участвуют в общем потоке, чему имеется много доказательств. Поэтому течение жидкостей и газов в этом случае если не полностью телескопическое, то весьма близкое к нему. Но струйность этого течения быстро нарушается, так как разница в скоростях движения частиц, находящихся в сужен-, ных и в расширенных местах поровых каналов, становится ощутимой и по этой причине некоторая часть жидкости или газа, находящихся в расширенной части поровых каналов, вовлекается в общий поток. Струи потока, проходя через суженные места, приобретают вращательное движение, образуя, по выражению Н. А. Оснача [200], жгут. При этом гидродинамическое сопротивление резко увеличивается.

В связи с этим большое значение имеет постановка исследований по изучению влияния структуры поровых каналов (ф ие) на характер функциональной зависимости Яс = / (Be). Изложенное, разумеется, не исключает возможности широкого применения зависимостей, основанных на законах трубной гидравлики.

Согласно формулам (158) и (159) при Be = 0,3 критическая скорость фильтрации может быть приближенно определена из выражения

0,053[i.fran Ут ,чдоч --рУк

Таким образом, зная параметры пористой среды и жидкости или газа, можно определить критическую скорость фильтрации и, следовательно, режим движения жидкости или газа в пористой среде. Если в формуле (162) скорость фильтрации заменить ее критическим значением из формулы (169), а Яс - его значением при Be = 0,3 согласно рис. 32, то для критического давления, учитывая (163), соответственно получим следующее выражение:

Следовательно, для определения границы нарушения линейного закона фильтрации в пористой среде можно пользоваться как критической скоростью фильтрации, определяемой формулой (169), так и критическим давлением, определяемым формулой (170).

Для получения достоверных данных о проницаемости пористой среды необходимо, чтобы определение ее велось , при скоростях фильтрации и перепадах давления меньше критических.

ОБЛАСТЬ НЕЛИНЕЙНОГО ЗАКОНА ФИЛЬТРАЦИИ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

Анализ экспериментальных данных, приведенных на рис. 32, показывает, что при значении Re > 0,3 функциональная зависимость между Яс и Re определяется следующей формулой:

0.22 НеЧ-И ,.71.

Не-0,19 Rei.i8

В связи с тем, что область нелинейной фильтрации изучена еще недостаточно, формула (171) нуждается в дальнейшей проверке и уточнении тем ,более, что в этой области функциональная зависимость между %с и Re неоднозначна. Несмотря на это, последующий анализ ее представляет практический интерес, хотя бы для выяснения в общих чертах степени влияния нелинейной фильтрации на потерю напора при движении жидкостей и газов в пористой среде. Такой анализ дается нами в работе [117]. Здесь же укажем, что при одноразмерном потоке при повышенных значениях Re или, что то же самое, повышенных значениях Уф в кризисной области дополнительные потери вследствие нарзтления телескопического течения могут достигать значительных размеров.

При плоскорадиальном потоке указанные потери значительно меньше и зависят от размеров кризисной зоны в призабойной части пласта. Согласно формуле (158) в скважинах, не совершенных по характеру вскрытия, линейный закон фильтрации нарушается даже при дебитах нефти, начиная с 2-3 т/сут на 1 м мощности пласта при 15 пулевых отверстиях.

Однако, как показывает теоретический анализ [117], при радиусе кризисной зоны, не превышающем 4-5 м, индикаторная линия получается прямой. Это дает право при расчете дебитов скважин пользоваться линейными законами фильтрации лишь в том случае, если кризисная зона не превышает 4-5 м. Для нефтяных скважин она, как правило, меньше этой величины.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПОРОД В РАЗНЫХ НАПРАВЛЕНИЯХ

Многочисленные исследования проницаемрсти горных пород показывают, что в разных направлениях она различна. Так, проницаемость гранулярных пород в перпендикулярном направлении к напластованию может быть в несколько раз меньше проницаемости его по напластованию. Такое различие в проницаемостях обусловливается, с одной стороны, наличием тонких глинистых перемычек, с другой - расположением частиц при их осаждении и направлением движения основной массы Пластовых вод. Если имеются глинистые перемычки, проницаемость пород перпендикулярно напластованию может оказаться при известных условиях равной нулю, а по напластованию быть значительной. Но и при отсутствии глинистых перемычек проницаемость гранулярных пород в разных направлениях обычно различна. В случае отклонения формы частиц от шаро-

образной они укладываются в процессе осаждения своей плоской частью. В результате этого просветность пород, а следовательно, и их проницаемость по напластованию больше, чем перпендикулярно к нему. Это различие в проницаемости, очевидно, тем больше, чем больше форма частиц отклоняется от шарообразной.

Влияние направления потока пластовых вод на проницаемость пород может заключаться в следуюш;ем. Если основная масса воды в пласте в процессе формирования коллектора в основном движется в горизонтальном направлении по его простиранию, то в этом же направлении создаются и наименее благоприятные условия для отложения в поровых каналах различных цементирующих пласт солей. Вследствие этого размер поровых каналов в горизонтальном направлении остается более близким к своему первоначальному размеру, чем в вертикальном, в котором и отлагается основная масса цементирующего материала.

Учитывая, что основная масса нефтесодержащих и газосодержа-щих терригенных пород состоит из более или менее окатанных частиц, главной причиной различия проницаемости пластов в горизонтальном и вертикальном направлениях следует считать направление потока основной массы пластовых вод. Справедливость такого представления подтверждается, в частности, экспериментальными исследованиями В. Л. Лютина, проводившимися с кварцевым песком, состоящим нз частиц разной величины. Песок насыпали отдельными порциями в пластмассовую трубку, утрамбовывали, определяли его проницаемость и насыщали бакелитовым клеем. Избыток клея из песка удаляли продувкой воздуха. Затем модель пласта сушили и определяли проницаемость. После указанной цементации проницаемость песка почти всегда оказывалась равной первоначальной его проницаемости. Наряду с этим из сцементированного песка вырезали образцы и определяли их проницаемость в параллельном и перпендикулярном направлениях к оси трубы. Результаты этих определений показали, что проницаемость сцементированного песка была в 2-4 раза больше в параллельном направлении к оси трубы, т. е. в направлении движения потока воздуха.

Следует отметить, что в этих опытах, в отличие от пластовых условий, движение воздуха и клея происходило в том же направлении, что и падение частиц. Несмотря на это, проницаемость песка в направлении движения воздуха и клея оказалась выше, чем в перпендикулярном к нему направлении. Это показывает, что неодинаковая проницаемость пластов в вертикальном и горизонтальном направлениях объясняется главным образом различной степенью пх цементации в этих направлениях, обусловленной движением основной массы пластовых вод в горизонтальном направлении. Следовательно, проницаемость коллекторов нефти и газа в разных направлениях может служить косвенным показателем палеогидрогеологиче-ской обстановки в течение какого-то геологическрго времени.

В этом отношении известный интерес предетавляют результаты исследований [144] литологически однородных образцов песчаника Дх девонских отложений Туймазинского нефтяного месторождения.