А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Крива - відносна проникність

Криві відносної проникності, побудовані за даними обох процесів витіснення, чітко виявляють зазначене розходження.

Розташування свердловин. | Криві відносної. | Розподіл насищенностез пласта рідинами поблизу фронту води. Криві відносної проникності наведені на рис. VIII.

Криві відносної проникності для повітря, отримані на довгому керна пісковика, з фізичної проникністю 522 міллідарсі при різних градієнтах тиску.

Криві відносних прони-цаємость для несмачіваемих і смачивающей фаз в залежності від насиченості колектора смачивающей фазою. Форма кривих відносної проникності залежить тільки від характеру породи і їх смачиваемости фільтрівними рідинами і не залежить від в'язкості рідини.

Криві залежності відносної проникності для газу & о-г і для нафти & 0. н від нефтенаси-щенности sH (по ботсеті. Форма кривих відносної проникності тісно пов'язана з типом насиченості рідиною і навіть більш безпосередньо з її критичними точками. Льоверетт (1940) розрізняє три стану насиченості рідиною в межах від 0 до 100% заповнення порового простору. При дуже малій водонасиченому (верхній лівий малюнок) вода утворює кільця навколо точок контакту зерен; вони називаються підвішеними кільцями і мають форму як би бублика. При дуже малій насиченості ці кільця не торкаються один одного і не пов'язані між собою, якщо тільки не припускати існування дуже тонких шарів води - майже молекулярної товщини. Різниця тисків або різниця електричних потенціалів не може бути передана від одного кільця до іншого. З цього випливає, що підвішені кільця нерухомі, хоча їх розмір може зменшуватися внаслідок випаровування, наприклад при циркуляції сухого газу через порові канали. У міру збільшення насиченості породи смачивающей рідиною (водою) розміри підвішених кілець збільшуються і, нарешті, при досить високому насиченні породи кільця зливаються один з одним, утворюючи безперервну сітку. Насиченість, при якій відбувається цей перехід, називається рівноважної насичую е н ністю для смачивающей фази. При значенні насиченості вище критичної для смачивающей фази (води); відкривається безперервний, але звивистий шлях її руху, якщо існує перепад тиску.

Крім кривих відносної проникності, важливою для опису двухфазного течії характеристикою пористого середовища є крива залежності капілярного тиску від насиченості. При перебігу двох рідин в пористому середовищі тиску в фазах різні внаслідок капілярного взаємодії рідини в порах.

За кривим відносних проникності (рис. V.5) бачимо. У практичних умовах це означає, що нагнітання води в поклади можливо тільки при високому перепаді тиску. В таких умовах доцільно рекомендувати метод витіснення нафти двоокисом вуглецю, який пов'язаний з найменшою витратою води.

Згідно кривим відносних проникності при 25 - 30% - ної водонасиченому пласта свердловини ще можуть давати безводну нафту.

Експериментальна залежність між відносною проникністю для газу /г і для рідини /ж при різної насиченості пористої середовища рідкої фазою S. Різниця в кривих відносної проникності для різного виду порід (пісків, пісковиків і вапняків) показує, що властивості пористої середовища роблять значний вплив на умови руху газо-нафтових сумішей в пласті, визначаючи його нефтеотдачу і динаміку газових факторів при розробці.

Характерна несиметрична форма кривих відносної проникності пояснюється тим, що при одній і тій же насиченості більш змочувальна фаза займає переважно дрібні пори і відносна проникність у неї менше. При малих насичених частина кожної з фаз знаходиться в незв'язному стані у вигляді ізольованих дрібних крапель або ціликів і не бере участі в русі. Рух цієї фази може відбуватися тільки, якщо s SA. Для другої фази пов'язана компонента дорівнює 1 - SA. Зауважимо, що хоча мова йде про спільну фільтрації двох змішуються рідин, доводиться розрізняти витісняючу і витісняються фази, тому що відносні проникності різні в залежності від того, яка з фаз (більш-менш змочують) спочатку заповнювала пористе середовище, тобто існує гистерезис відносних проникності.

Характерна несиметрична форма кривих відносної проникності пояснюється тим, що при одній і тій же насиченості більш змочувальна фаза займає переважно дрібні пори і відносна проникність для неї менше. При малих наси-щенности частина кожної з фаз знаходиться в незв'язному стані у вигляді ізольованих дрібних крапель або ціликів і не бере участі в русі.

На рис. 17 показані криві відносної проникності для пісковиків пластів АВ2 з і ШМБ Самотлорского родовища.

Залежність відносної. Подібний же характер мають криві відносної проникності пісків для нафти і газу.

Криві відносної проникності. Керн проникністю 72 мдарсі, ефективної пористістю 21 9%. Фази. газ, нафту і зв'язана вода. | Вплив смачиваемости на криві відносної проникності. Пісковик Келлі Блай (по Геффеном з співавторами. Тому для визначення характеру кривих відносної проникності пластові породи необхідно поділити на гідрофільні - гідрофобні і породи проміжної смачиваемости.

Як було зазначено вище, криві відносної проникності мають гістерезис, який визначається порядком насичення, аналогічний тому, який був описаний при розгляді кривих капілярного тиску.

Значення К в визначається по кривих відносних проникності.

На рис. 1117 і 1118 наведені криві відносної проникності & о. Відхилення цих величин від одиниці характеризує взаємний вплив фаз при їх спільному русі в поровом просторі.

Залежність відносної. | Залежності відносних. У зв'язку зі значним впливом на криві відносної проникності розподілу пор за розмірами напрямок і зрушення кривих для різних пісковиків можуть бути неоднаковими.

Структура пористого середовища, що визначає вид кривих відносної проникності для газу і води і функції Льоверетт.

Криві залежності АТ. Г /& О. Н від нафти-насиченості SH для зцементованих і пухких пісків (по ботсеті. З наведеного випливає, що форма кривих відносної проникності визначається смачиваемостью і точками рівноважної насиченості смачивающей і несмачіваемих фазами. Цікавим є вплив литологических чинників на відносну проникність. Розгляд рис. 1114 і 1116 підсумовують дослідження ботсеті (1940), показує, що процес літіфі-ції (цементації і твердіння) породи колектора має найбільший вплив на точку переходу від підвішеною і фунікулярного насиченості до смачивающей фазі, тоді як на рівноважну насиченість породи несмачіваемих фазою літіфікація, мабуть, надає настільки незначний вплив, що ним можна знехтувати. Цементація відбувається переважно в точках сопрікоснове ня між частинками піску. Коли пісок ще не була зцементований, ці місця контакту були покриті смачивающей рідиною.

Бурдайн[18] запропонував рівняння для обчислення кривих відносної проникності для смачиЂнЎщей і для несмачіваемих фаз. Можна показати, що його рівняння зводяться до рівняння, подібної до тої, яке запропонував Пурцелл для визначення проникності. Бурдайн ввів в розгляд поняття звивистості.

Як видно з графіка, зображені на ній криві відносної проникності за своїм характером не відрізняються від аналогічних кривих, побудованих для руху газованої рідини. Тому всі сказане про рух газованої рідини в пористому середовищі відноситься і до руху суміші двох рідин. Більше того, воно в такій же мірі відноситься і до руху трифазної системи в пористої середовищі.

Графік побудови типових. | Напівлогарифмічному графік залежності коефіцієнта відносної проникності породи в функції її водонасиченому. Досліди показують, що для системи газ - вода криві відносної проникності такі ж, що і для системи нафту - вода.

з зіставлення фактичної кривої дебіт - накопичена видобуток з кривими відносних проникності (рис. 137) випливає наступне.

Зіставлення фактичних /кривих дебіт - накопичена видобуток з кривими відносної проникності підтверджує цей висновок.

Ця величина є єдиним емпіричним параметром, що визначає всю сім'ю кривих відносної проникності для смачивающей фази.

Зауважимо, що розрахунки є орієнтовними, оскільки точний вид кривих відносної проникності невідомий і невідомо вплив неоднорідності пласта.

Ця величина є єдиним емпіричним параметром, що визначає всю сім'ю кривих відносної проникності для смачивающей фази.

Залежність відносних проникності для рідини і газу від водонасиченому. а - пісковики. б - вапняки і доломіт. | Відносне розташування кривих залежності відносних проникності від водонасиченому пір рідиною. з сказаного випливає, що для промислових розрахунків необхідно користуватися кривими відносних проникності, побудованими для порід і пластових рідин розглянутого родовища.

Зі сказаного випливає, що для промислових розрахунків необхідно користуватися кривими відносних проникності, побудованими для порід і пластових рідин розглянутого родовища. Однак слід враховувати, що в зв'язку з надзвичайно складним характером механізму фільтрації в пористому середовищі декількох фаз одночасно при лабораторних методах оцінки відносних проникності отримують значний розкид точок. Це ускладнює облік впливу різних чинників на відносну проникність. Крім того, наявних даних недостатньо, щоб встановити залежність проникності від насиченості для всіх можна зустріти видів порід.

Залежність відносної. | Залежність відносної. Найменша відносна проникність пористого середовища для двофазної системи відповідає точці перетину кривих відносної проникності для кожної фази окремо. Отже, сумарний рухомий об'єм рідини і газу становить 60% від обсягу пір. Причому, як видно з кривих, найменша відносна проникність для рухомої суміші відповідає змісту в ній 30% газу і 30% рідини.

Значення відносних проникності kK і kB в перехідній зоні змінюються відповідно кривим відносних проникності в залежності від насиченості пласта смачивающей фазою, в даному випадку - водою.

Найменша відносна проникність пористого середовища для двофазної системи збігається з точкою перетину кривих відносної проникності, побудованих для кожної фази окремо.

Однак при спільному перебігу газу і рідини, що володіє CMC, спостерігається відхилення кривої відносних проникності. Причому, зі зростанням значень т0 і г збільшуються ці відхилення.

експериментальні дані показують, що присутність невеликих кількостей піноутворювача призводить до сильної деформації кривих відносної проникності для газу. Така зміна фазової проникності для газу в присутності розчинів піноутворювачів слід пояснити піно разованием в пористої середовищі, при якому перепад тиску витрачається також на освіту та руйнування високорозвиненою поверхні піни.

Установка для вимірювання відносної проникності при одночасному. Однак процес вимірювань відбувається вкрай повільно і нерідко на отримання даних, необхідних для побудови кривих відносної проникності всього інтервалу насиченості, витрачається часу від тижня до місяця. У зв'язку з цим було запропоновано різні методи, що спрощують і прискорюють вимірювання і які не знижують точності одержуваних результатів. Нижче наводиться короткий опис цих методів.

Експериментальні дослідження показують, що параметр Nc при малих його значеннях не впливає на вигляд кривих відносної проникності аж до деякого критичного значення № с. Так як критичне значення Nc вкрай мало, є підстави сумніватися в правильності вибору параметра Nc або ГС у вигляді (IV. Якби рідина і газ рухалися в пористої середовищі окремо і паралельно один одному, то криві відносної проникності на наведених графіках зобразити б взаємно пересічними прямими, як це показано на фіг. Кожна з цих прямих може перетинати вісь ординат і паралельну їй сторону квадрата в точках, відповідних відносної проникності пористого середовища для кожного компонента при його однофазном перебігу. Такий стан буде існувати в тих випадках, коли ефективна проникність пористого середовища для даної рідини або газу не збігається з абсолютною і ефективної проникністю іншої рідини чи газу або рідини і газу.

Криві відносної проникності для газу і для нафти (для доломіту Західного Техасу. Можна очікувати, що невеликі зразки породи, представлені тріщинуватих або кавернозним матеріалом, будуть давати нестійкі криві відносної проникності, відмінні від подібних кривих для порід, що мають зернисту структуру. Поведінка тріщинуватих і кавернозних порід, де провідність визначається тріщинами, а обсяг системи - Норовим обсягом блоків, ближче відповідає даним, отриманим в прикладі III. Такий характер співвідношення провідності і обсягу пористого середовища може дати криву відносної проникності, дуже сильно відрізняється від кривих, наведених на рис. III.

Нижче буде доведено, що криві дебіт - накопичена видобуток, побудовані по промисловим даним, і криві відносної проникності, побудовані за даними лабораторних досліджень, відображають подібні процеси.

Криві дебіт - накопичена видобуток, в яких поточна річний видобуток нафти виражена у відсотках від видобутих запасів (q -. 7if для родовищ /- 5. З рис. 72 видно, що криві практично збігаються по конфігурації, а усереднена крива майже повторює криву відносної проникності для несмачіваемих фази по ботсеті.

Крива дебіт - накопичена видобуток по II пласту Кунгура Ново. На рис. 136 наведено зіставлення кривої дебіт - накопичена видобуток по II пласту Кунгура Новоключевского родовища з кривими відносних проникності Булнеса і Фиттинга для смачивающей і несмачіваемих фаз в приміських доломітах Західного Техасу.

Першою особливістю кривих дебіт - накопичена видобуток, виражених в безрозмірною формі, є збіг їх конфігурації з кривими відносної проникності як для змочуючих, так і несмачіваемих фаз відповідно для вапняків і пе счаніков.

Першою особливістю кривих дебіт - накопичена видобуток, виражених в безрозмірною формі, як уже зазначалося, є те, що вони збігаються по конфігурації з кривими відносних проникності.

Результати визначення відносної проникності, отримані Льоверетт (1939) з водо-нафтовими сумішами, насичує незцементовані яескі, наведені у вигляді кривих на рис. 1117. На рис. 1118 наведені криві відносної проникності для газу і нафти, використані Маскет при вивченні фільтрації цих фаз крізь пухкі піски.

В основу графічного методу натурного моделювання розробки нафтових покладів належить подобу кривих дебіт - накопичена видобуток, побудованих в відносних величинах (див. Рис. 697072), кривим відносних проникності, побудованим також у відносних одиницях.

Криві дебіт - накопичена видобуток (q - Z. Для рифогених родовищ (/- 2 в яких спостерігається капілярний витіснення нафти водою, т. Е. Коли нафта - незмочувальна фаза (3-крива відносної проникності вапняків для нафти, коли нафта - незмочувальна фаза . Не дивлячись на те що запаси цих покладів коливаються від 1 6 млн. до 10 млн. т, а максимальні темпи відбору нафти від 10 до 17% від видобутих запасів, проте криві, побудовані як для покладів, в яких нафта - змочувальна фаза (рис. 70), так і для покладів, в яких нафта - незмочувальна фаза (див. рис. 69), практично по конфігурації збігаються, а їх усереднені криві збігаються з кривими відносної проникності відповідно для смачивающей і несмачіваемих фаз по Булнесу і Фиттинга .

Дані досліджень показують, що відмінність кривих капілярного тиску (для системи повітря - ртуть) і кривих розподілу розмірів пор, отриманих на штучних і природних зразках, ідентичні. Криві відносної проникності в системі вода - нафта на зразках меленого пісковика розташовані вище кривих, знятих на природних керна. Відносні проникності і криві витіснення для моделей пласта, що мають структуру пористого середовища, близьку до структури природного керна, збігаються з відповідними кривими природних зразків.

Відносні фазові проникності пористого середовища при наявності. На рис. 4.3 представлені експериментальні дані по визначенню відносних проникності для рідини і газу при піноутворенні в пористої середовищі. Графіки показують, що криві відносної проникності для газової фази зазнають при піноутворенні істотне зрушення вправо, тоді як криві відносної проникності для рідкої фази (для розчинів різних концентрацій) практично збігаються з результатами Вікову і ботсеті. Таким чином вплив концентрації на відносну проникність рідини не виявлено, що можна пояснити безперервним капілярним розподілом цієї фази.