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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

пени внедрения языков воды. Кроме того, обший перепад давления в вертикальной плоскости огр ничен нормальной прерывностью капиллярного давления в более плотных слоях, между тем как перепад давления, создающий движение краевой воды, составляет в пластах с гидравлическим напором величину порядка нескольких десятков атмосфер. В условиях строгого ограничения текущих дебитов капиллярные явления могут иметь некоторое влияние на дифференциальные скорости вторжения воды. Однако весьма сомнительно, чтобы вообще можно было экономически выгодно эксплуатировать скважины при таких низких скоростях отбора, какие получаются от- капиллярного течения по вертикали.

Таким образом, капиллярные силы являются второстепенным фактором в динамике нефтедобычи, если только исключить их непосредственное влияние на определение основных характеристик течения многофазной жидкости, выраженных зависимостью «проницаемость - насыщение». Они могут влиять на роль силы тяжести, особенно в переходных зонах. Они имеют также значение для тех случаев, где градиенты давле1П1я низки или градиенты насыщения высоки. Однако существует мало доказательств, что капшыярные явления имеют практическое значение в действительных рабочих условиях для общего пластового режима и нефтедобычи.

4.11. Заключение. В естественных условиях нефтеносные породы помимо нефти содержат повсюду воду и газ. Поэтому для использования величины проницаемости в практических условиях необходимо в проницаемость, измеренную для однофазной жидкости, внести изменения и поправки. Если нефтяной газ находится в пласте в растворенном состоянии и ост:1ется в нем на протяжении всего процесса перемещения нефти к эксплуатационной скважине, единственным результатом его работы является снижение вязкости нефти. Если же давление в коллекторе падает ниже давления насыщения и свободный газ выделяется в пористой среде, то сопротивление течению нефти возрастает, а эффективная проницаемость для нефти уменьшается. Содержание в нефтеносных породах связанной воды также снижает проницаемость для нефтяной и газовой фаз. Пока другие фазы неподвижны, можно считать течение нефти потоком однородной жидкости при уменьшенном численном значении коэффициента проницаемости благодаря присутствию других фаз. Когда же присутствующие фазы подвижны, необходимо обобщить основное понятие, а также численное значение проницаемости.

В частности, проявление каждой жидкой фазы нужно связывать с ее проницаемостью, как если бы отдельные фазы перемещались в параллельных каналах. Численные значения проницаемости для отдельных фаз определяются распределением объема насыщения породы жидкостью между всеми фазами. Тогда проницаемость коллектора уже не будет постоянной вели-

чиной, но явится отдельной функцией для каждой фазы местного фазового распределения внутри пористой среды. Пористую среду с ее зернистой структурой, которая динамически характеризуется проницаемостью для однородной жидкости, и переносящую многофазную жидкость, можно рассматривать обладающей мест ной структурой, определяемой распределением насыщения несколькими жидкими фазами, которые в свою очередь определяют местные проницаемости для отдельных фаз. В основу этого обобщенного понятия приняты опытные измерения проницаемостей, подсчитанных из уравнения Дарси [4.1(1)], для отдельных фаз как функций насыщения жидкостями. Последние даются в виде частей или процентов от порового пространства, занятого отдельными фазами.

Соответственно этому проницаемости, выраженные частью или процентом от проницаемости для однородной жидкости, называются «относительными проницаемостями». Э[<:сперименталь ные данные об изменении проницаемости с насыщением жидкостями (зависимость «проницаемость - насыщение») показывают с качественной стороны несколько основных характеристик, независимо от детального строения многофазной системы или породы (фиг. 61-73). Относительная проницаемость для смачивающей фазы быстро снижается от 100%, когда ее насыщение падает ниже 100%. При насыщении смачивающей фазой в 75- 85% относительная проницаемость достигает 50% в чистых песках и почти исчезает при насыщении 25-35%. Несмачивающая фаза или фазы обычно показывают нулевую или незначительную проницаемость до тех пор, пока ее насыщение не достигнет 5-15%. Затем проницаемость быстро возрастает при дальней шем увеличении насыщения и часто достигает 100% при насыщении порядка 80-90%. Сумма проницаемосгей для отдельных фаз составляет меньше 100%, за исключением случаев 100% насыщения породы отдельной фазой. Для двухфазных систем сулема проницаемостей может упасть до 33% (фиг. 61), а для трехфазных - до 10% значения проницаемости по однородной жидкости для рыхлых песков (фиг. 69-71).

Общие свойства наблюдаются независимо от того, является ли смачивающей фазой нефть, а несмачивающей газ, или смачивающая фаза представлена водой, а несмачивающая нефтью. Эти явления можно объяснить естественным распределением несмешивающихся фаз в пористой среде. Ввиду того, что несмачивающая фаза стремится занять большие поры и центральные части поровото пространства, достаточно присутствия в нем небольшого количества этой фазы, чтобы отрезать наиболее" проводящую часть среды и вызвать резкое снижение проницаемости для смачивающей фазы. Когда несмачивающая фаза занимает 65-75% пор, пространство, остающееся для течения смачираю-щей фазы, состоит в значительной мере из мелких пор и узких промежутков между зернами, которые оказывают сртльное сопротивление течению и обладают незначительной проницаемостью,

Распределение смачивающей фазы при этом не мешает течению несмачивающей фазы, для которой создалась высокая проницаемость, несмотря на заметное содержание смачивающей фазы в среде. Когда же насыщение несмачивающей фазой снижено так, что она распределяется в среде отдельными пузырьками или шариками внутри отдельных пор или небольших скоплений соседних пор, несмачивающая фаза может полностью потерять свою подвижность.

Подвижность восстанавливается, если напорные градиенты давления превысят эквивалентные капиллярные силы на разделе двух фаз, необходимые для проталкивания отдельных пузырьков или шариков сквозь норовые перемычки.

Все кривые зависимости «проницаемость - насыщение» имеют общую характеристику, вытекающую из общих свойств смачивания исследуемой фазы. Количественно эта зависимость меняется в широких пределах с морфологией пористой среды. Полученные кривые зависят от характера протекающих жидкостей (фиг. 73). Однако для чистых несцементированных песков и синтетических пористых сред независимо от типа использованных жидкостей количественные выводы обычно постоянны при условии, что принято среднее значение смачиваемости (фиг. 69 и 72). Для практических целей необходимо брать кривые, полученные на естественных образцах исследуемых пород и жидкостей, если хотят получить результаты, обладающие количественным значением.

Несмачивающая фаза сохраняет неподвижность, пока она распределена отдельными микропузырьками или шариками в порах среды. Но в динамической системе, где эта фаза непрерывно создается (газ, выделяющийся из раствора), ее насыщение возрастает и вызывает подвижность несмачивающей фазы. В результате, пока происходит накопление несмачивающей фазы и ее насыщение не достигает минимального значения для подвижности, равновесных условий в системе получить нельзя. Предельные условия, при которых могут поддерживаться равновесные условия, определяются равновесным насыщением и проницаемостью (для смачивающей фазы).

Соотношения проницаемостей для нескольких фаз при постоянных насыщениях, исправленные на их вязкость, дают динамические соотношения этих фаз. Если при рассмотрении газонефтяной системы прибавить к последней газ, находящийся в растворе, получим значение местного газового фактора в зависимости от насыщения газом или нефтью. По характеру отдельных кривых «проницаемость - насыщение» можно легко заметить, что величина газового фактора определяет для насыщенной нефти выше равновесной точки только соотношение раствора и быстро возрастает, когда насыщение нефтью спадает ниже предельного равновесного значения. Из этого простого наблюдения непосредственно вытекает оценка конечной нефтеот-