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

	>-

20 40

80 100

Водотащетост, %

уже отмечалось, меньше в порах малого размера, чем в больших порах вследствие большей величины капиллярного давления на границе раздела фаз в первом случае. С увеличением капиллярных сил отток жидкости из пристенного слоя ускоряется и сокраш;аются сроки установления его равновесного состояния. Этим в основном и объясняется, что при прочих равных условиях пристенные слои в капиллярах малого сечения тоньше, чем в капиллярах большого сечения.

Количество неподвижной фазы в пористой среде, разумеется зависит не только от капиллярных сил, но и в не меньшей степени, от строения самой пористой среды, точнее, от структуры поровых каналов. Если бы двухфазное течение происходило в идеальной пористой среде или в отдельном капилляре, то и в присутствии капиллярных сил объем неподвижной части фаз практически равнялся бы нулю, хотя характер фазовых кривых в остальном сохранился бы.

Влияние движения газированной жидкости на проницаемость пористой среды и на характер кривых фазовых проницаемостей обусловливается, главным образом, механизмом движения двухфазных систем в пористой среде и капиллярах, отличным от механизма движения однофазной системы. Суш;-ность этого механизма заключается в том, что движение смеси в пористой среде происходит вследствие движения пленки, отде-ляюш;ей эту смесь от стенок поровых каналов [101].

Сказанное относится к любым двухфазным системам как жидкость - газ, так и жидкость - жидкость.

На рис. 38 представлены экспериментальные графики относительной проницаемости пористой среды для керосина и воды, построенные Левереттом. Как видно из графика, кривые относительной проницаемости по своему характеру не отличаются от аналогичных кривых, построенных для движения газированной жидкости. Поэтому все сказанное выше о движении газированной жидкости в пористой среде относится и к движению смеси двух жидкостей. Больше того, оно в такой же мере относится и к движению трехфазной системы в пористой среде.

Если в пористой среде находится трехфазная система, состояш;ая из воды, иефти и газа, то при некоторых их соотношениях возможно одновременное присутствие в потоке всех трех фаз, двух фаз или одной. На рис. 39 приведена треугольная диаграмма, показыва-юш;ая, при каких условиях возможно одно-, двух- или трехфазное

Рис. 38. Зависимость относительных проницаемостей = kjk и къ=кк от водонасыщенности порового пространства

течение в пористой среде. Вершины треугольника соответствуют 100% насьщения породы в одной из фаз; стороны треугольника, противоположные этим вершинам,- нулевому содержанию данной фазы в породе; промежуточные линии, параллельные этим сторонам треугольника, отвечают промежуточным значениям насьщения породы соответствуюш,ей фазой. Кривые линии, построенные на основании обработки экспериментальных данных, отделяют на диагра.л1ме возможные области одно-, двух- нли трехфазного течения.

S /л / fiij \ /\ /\\ jfi Рис. 39. Области рас-

и X л л X % пространения одно-,

< /А Л А Л /\ /\\ f-n % двух- и трехфазного

;" V Y \ у У У\ %. потока в пористой

среде (по Леверетту)

100%

90 80 70 ВО 50 kO 30 Водонасыщенность, %

20 10 О

На рис. 39 видно, что при содержании в породе более 35% газа поток состоит из одного газа. При содержании газа меньше 10% и нефти меньше 23% поток содержит одну воду, а при насыш;енности водой (от 20 до 30%) и газом (от 10 до 18%) участвует в движении одна нефть. Заштрихованные промежуточные области, примыкаюш,ие к той или иной стороне треугольника, отвечают трехфазным потокам газ - вода, вода -нефть и газ - нефть. Область трехфазного потока представлена двойной штриховкой в центре треугольника.

Приведенные здесь объемные соотношения нефти, газа и воды в пористой среде, при которых возможно одно-, двух- или трехфазное течение, следует рассматривать как относяш;иеся к частному случаю и поэтому не могут быть распространены на нефтяные пласты, как это делают некоторые авторы. Дело в том, что эти соотношения зависят от физико-химических свойств газа и жидкостей и от физических свойств пористой среды, а так как нефтяные пласты по своим физическим свойствам п по свойствам содержащихся в них жидкостей и газов сильно отличаются друг от друга, то расиростране-ние указанных экспериментальных данных на нефтяные пласты без предварительной их корректировки недопустимо.

Нельзя также применять эти данные прп рассмотрении вытеснения нефти из пласта водой или газом, как это иногда делают, поскольку механизм многофазного движения ничего общего пе имеет с механизмом вытеснения одной фазы другой.

Так как степень дисперсности многофазных систем в пористой среде контролируется пе только условиями предварительной их подготовки, по и структурой поровых каналов, то пе исключено, что па каком-то этапе водного периода при вытеснении нефти водой отдельные участки кривых фазовых проницаемостей окажутся идентичными кривым, построенным для движения смеси. Однако такое совпадение больпге имитирует, чем отображает особенности фильтрации многофазных систем в пористой среде и свидетельствует липгь о том, что при вполне определенных условиях вытеснение одной фазы другой может уподобиться движению двухфазных систем.

Кроме сказанного выпге о капиллярных силах, вязкости и соот-попгепии движущихся объемов фаз многофазной системы, фазовые проницаемости обладают еще другими чрезвычайно важными особенностями. Первая из этих особенностей состоит в том, что относительная проницаемость для смачивающей фазы стремится к единице при 100%-пой насыщенности и к пулю при насыщенности, равной 5-60%. Например, в песчаниках девонских отложений Туймазинского месторождения объем неподвижной части погребенной воды в ряде случаев составляет 5%, а в рифогенных известняках с пористостью 2-3% он равен 60%.

Другая особенность этих кривых заключается в том, что для несмачивающей фазы относительная проницаемость достигает единицы до того, как насыщенность смачивающей фазы становится равной пулю. В одних случаях она становится равной единице при абсциссе, соответствующей началу движения смачивающей фазы, в других это происходит где-то между началом координат и точкой, соответствующей началу ее движения.

Когда относительная проницаемость для несмачивающей фазы достигает единицы при абсциссе, соответствующей неподвижной части смачивающей фазы, это означает, что неподвижная часть смачивающей фазы находится в непроточной части пор, состоящей из различного рода углублений, тупиков и т. д., которые пе участвуют в ламинарной фильтрации независимо от того, заполнены они какой-либо фазой или пе заполнены.

Если относительная проницаемость для несмачивающей фазы достигает единицы где-то между началом координат и точкой начала движения смачивающей фазы, то это означает, что относительная проницаемость для несмачивающей фазы ухудпгилась вследствие закупорки некоторой части проточных поровых каналов глобулами обеих фаз. Последнее обусловливается проявлением капиллярных сил и характером микропеодпородпости пористой среды, способствующей появлению микрообходов.

Эта же причина обусловливает третью особенность кривых, которая заключается в том, что равновесная насыщенность несмачивающей фазы составляет примерно 10-30%. По данным В. М. Бере-