Фазовые проницаемости. Типы проницаемостей презентация

Кабс.г
Абсолютная проницаемость по жидкости (воде, нефти)
(в модели 100% жидкости);
Кабс.н; Кабс.в
Фазовая (ФП) (или Эффективная Кэфф) – проницаемость фазы при наличии или движении в модели хотя бы ещё одной фазы
ФПн; ФПг; ФПв тождественны Кэфф.н ; Кэфф.г Кэфф.в

Относительная фазовая проницаемость (ОФП) – отношение ФП к его абсолютной проницаемости Кабс )
ОФП= ФП/Кабс

других фаз. Фазы считаются несмешивающимися.
Чтобы описать одновременное движение 2-х или 3-х фаз вводится понятие фазовой проницаемости ФП (закон Дарси обобщается).
Еще одно определение ФП:
Фазовая проницаемость – это проводимость пористой среды, насыщенной несколькими фазами, для одной из фаз
Эффективная проницаемость?
Для того, чтобы определить фазовую проницаемость одной из фаз,
насыщающей породу необходимо знать насыщенность этой среды фазами
(ФП–это численная величина при некоторых данных условиях насыщенности).

От чего зависит ФП?
Эксперименты показывают, что фазовая проницаемость зависит от:
насыщенности преобладающей фазой,
характеристик смачивания породы, (σ-коэффициент поверхностного натяжения, Θ – краевой угол смачиваемости, t-температура)
геометрии порового пространства .

ФП: Кн, Кв, Кг

Иногда Фазовая проницаемость записывается так: Кн(60,15)
Что это означает? Что означает 1-я цифра? Вторая?
Понятие Sн,Sв, Sг
Sг=1-(Sн+Sв)
Для чего нужна нормировка значений фазовой проницаемости?
Вопросы нормировки по Амиксу:

ОФПн=Кн/К, ОФПв= Кв/К, ОФПг= Кг/К

где К – абсолютная проницаемость среды при её 100% заполнении.

Предполагается, что фазовые проницаемости для различных фаз, полностью заполняющих пористую среду, равны между собой.
Нормировка по ОСТ 39-235-89

– 1’ –> S0=0%; 2 – 2’ => S0=12,9%; 3 – 3’ => S0=19,4%

Pпл = 15,3 МПа, Т= 65оС

Pнас=13,8 МПа

при добавлении газа

Кривые 1 – 1’ –> S0=0%; 2 – 2’ => S0=12,9%; 3 – 3’ => S0=19,4% ; 4- 4’ => S0=20%, Sг=9%

Pпл1 = 15,3 МПа, Т= 65оС

Pнас=13,8 МПа

Pпл2 = 12 МПа, Т= 65оС

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

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

точки – экспериментальные значения ОФП=0 для каждой из фаз

двух- и трех-фазного потоков

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

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%.

Pпл = 15,3 МПа, Т= 65оС

S0=19,4%

S0=0%

Pгор =56 МПа Pнас = 15,3 МПа, Т= 110оС

синяя линия – С4Н10;
красная линия – вода

Минерализация воды: 33 г СaСl2 на 1 л Н2О

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

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