Фазовые проницаемости. Определение фазовых проницаемостей презентация

флюида при фильтрации значения фазовых проницаемостей воды (ФПв), нефти (ФПн) и газа (ФПг) рассчитывались по формулам:

,

,

где ∆Qн, ∆Qв, ∆Qг - расходы нефти, воды и газа, μн, μв, μг – динамические вязкости нефти,
воды и газа соответственно в условиях эксперимента, L - длина модели пласта,
ΔР - перепад давления, F - площадь поперечного сечения

ОФПн=ФПн/ФПН100% ; ОФПв=ФПв/ФПВ100% ; ОФПг=ФПг/ФПГ100%

Расчет ОФП

доли воды и нефти в потоке

водонасыщенность
S*w - водонасыщенность, при которой ОФПв=1%, а ОФПн=100%
Seq w - водонасыщенность, при которой ОФПв=ОФПн
S**w - водонасыщенность, при которой ОФПв=100%, а ОФПн=0%

Основные количественные критерии насыщенности пласта

Swo

S*w

S*w

Seqw

Sw>S**w - приток только воды

двух- и трех-фазного потоков

S(70,5);
S(10,60);
S(60,30)

воды (ОСТ 39-235-89)

воды (ОСТ 39-235-89)

Pнас Pпл = 12 МПа, Т= 65оС, Ргорн = 32 МПа

точки – экспериментальные значения ОФП=0 для каждой из фаз

стремится быстро к нулю, когда её насыщенность ещё большая.

Несмачивающая фаза – левая ветвь, (независимо от того, каким флюидом представлена: газом, нефтью).

Особенности (при изучении относительной фазовой проницаемости):
- наличие точки равновесной насыщенности (точка насыщенности, при которой несмачивающая фаза становится подвижной (А));

быстрое увеличение ОФП для несмачивающей фазы при очень малом увеличении её насыщенности выше значения равновесной насыщенности;

ОФП для несмачивающей фазы становится равной единице, когда её насыщенность ещё намного меньше 100%.

= 15,3 МПа, Т= 65оС

S0=19,4%

S0=0%

составить некоторое представление о распределении жидкостей в пористой среде:

при насыщенности, превышающей равновесную , несмачивающая фаза занимает (по сравнению со смачивающей фазой) поры большего размера;

-быстрое уменьшение ОФП для смачивающей фазы указывает на то, что большие поры пористой среды заполняются несмачивающей фазой;
(Это также подтверждается быстрым увеличением ОФП для несмачивающей фазы);

ОФП для несмачивающей фазы становится равной 1 при её насыщенности , меньшей 100%.
(Это подтверждает, что часть порового пространства (даже взаимосвязанная) почти не участвует в общей проводимости пористой среды)

поровых каналов

Проводимость поровой среды пропорциональна диаметру поровых каналов в 4 степени

Пример влияния насыщенности на проводимость пористой среды

ЗАДАЧА

и диаметром 0,001; 0,005; 0,01; 0,05 см. Фильтруется жидкость вязкостью 1 сантипуаз. Диаметр керновой модели D=30 мм.
Трубка большего диаметра заполняется нефтью с вязкостью
приблизительно равной 1 сантипуаз.

Найти:
Общий поровый объем капиллярных трубок;
Абсолютную проницаемость (при заполнении трубок только водой);
Определить насыщенность модели нефтью и ОФП для нефти;
Определить насыщенность и ОФП для второй фазы (воды).


Используем уравнение Пуазейля и Уравнение Дарси

в виде непересекающихся трубок определенного радиуса

- трубка радиуса r

- n трубок радиуса r

⅀

- n трубок различного радиуса

в виде непересекающихся трубок определенного радиуса

- трубка радиуса r

- n трубок радиуса r

⅀

- n трубок различного радиуса

нефтью:

равна 1.

Для реальных пористых сред это предположение не верно!

Основная причина:
Явления адсорбции – образование отложений на внутренней поверхности капилляров (тонкой смачивающей пленки), уменьшающей эффективный диаметр проводимость для второй фазы. В результате уменьшается расход, а диаметр капилляра считается постоянным
Нарушение правил нормировки:
необходимо производить нормировку на Кабс –максимальное из анализируемых фаз.
Нормировка в системе «газ-вода», «газ-нефть», «нефть-вода»

самые распространенные?

Сцементированные песчаники, несцементированные песчаники
Разница в ОФП заключается :
неодинаковый наклон ОФП (пример),
разные значения водонасыщенности Sов, при которых ОФПв (или ФПв) становится пренебрежимо малой (или равной нулю).

В сцементированной пористой среде ОФПв =0 при значительно большем значении водонасыщенности Sw, чем для несцементированной:
Sов(сцементированный)> Sов (несцементированный)
Это различие показывает, что ОФП зависит от геометрии порового пространства.

и несцементированных песчаников, доломитов)

Смачивающая и несмачивающая фаза ;
2) Равновесная (критическая) насыщенность для смачивающей Sвк и несмачивающей Sнк фазы равны (15-35% для С и 25-50% для Н);
3) Точка пересечения С и Н фазы- равенство гидродинамической подвижности фаз;

По оси ОХ обычно откладывается насыщенность более плотной фазы.
В 1936 году Ботсет первым ввел понятие фазовой проницаемости;
В 1941 году Леверетт исследовал подробно 2-х фазную систему «нефть-вода».
Ботсет, Маскет - 2-х фазную систему «вода-газ»

Влияние на ОФП параметров: µ, Р/L , σ-поверхностное натяжение.
Вывод Леверетта: ОФП не сильно зависит от вязкости, является функцией распределения пор по размерам, давления вытеснения, градиента давления и насыщенности жидкостями .
Давление вытеснения и градиент давления – параметры, которые необходимо учитывать при определении ОФП.

=41%

КИН=42%

КИН=54%

Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. – М., Гостоптехиздат. – 1962.-570 стр.
3. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. – М.: Недра. – 1976, - 198 стр.
4. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. Учебное пособие для вузов. – М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005, 544 с.

стр.
2. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. – М., «Газоил пресс»». -2006.-200 стр.
3. Селяков В.И. Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. – М.: недра. – 1995.- 222 стр.
4. Бергман Л. Ультразвук и его применение в науке и технике.вод с немецкого. – М.: ИЛ.- 1957.- 726 стр.

«Грааль», 2002.
6. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. – М.: Недра, 1996, 447 с.
7. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984, 211 с.
8. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Струна, 1998, 628 с.
9. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. – М.: Недра, 1984, 270 с.
10. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат, 1963, 396 с.

(+7 495) 399-32-63