Физика пласта: Курс лекций по одноименной дисциплине, страница 6

Линейный закон фильтрации жидкости является идеальным случаем из общей закономерности фильтрации. Он нарушается в связи с изменением скорости фильтрации, размеров и конфигурации пор, зерен, состава породы, свойств жидкости и других условий. Для нефти и газа нарушение линейного закона фильтрации обычное явление, которое обусловлено различным фазовым составом потока, его физическими  свойствами, свойствами пористой среды, насыщенностью среды водой и т.д. Для анализа проницаемости среды пользуются зависимостями относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами. По таким зависимостям делают выводы о притоках нефти, воды и газа в скважину, определяют дебит скважины и решают технические задачи эксплуатации месторождений.

1.4  ЗАВИСИМОСТЬ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ

ОТ НАСЫЩЕННОСТИ ВОДОЙ ПОРОВОГО

 ПРОСТРАНСТВА

Пористые среды содержат определенное количество воды, т.е. обладают влажностью и характеризуются влагоемкостью.

 Влагоемкость – способность породы удерживать то или иное количество влаги.

Полная влагоемкость – способность пород удерживать максимально возможный объем воды V_в на определенный объем сухой породы V_п . Установлено, что если в песке содержится до 20% воды, то она остается неподвижной, т.к. удерживается в мелких и тупиковых порах и в виде пленок. Объем удерживаемой воды может превышать объем сухой породы.

На границе вода-порода протекают электрохимические процессы. По обе стороны создается двойной электрический слой (ДЭС) – особое распределение электрических зарядов в приграничных областях соприкасающихся фаз. ДЭС может быть ионным, адсорбционным, ориентационным. В двойном электрическом слое свойства воды отличаются от её свойств в свободном пространстве. Эта вода в два раза плотнее свободной, имеет большую вязкость, упругость, меньшую электропроводность, замерзает при температуре минус 20 ⁰С, а в монтмориллоните –  при минус 193 ⁰С

Фазовая проницаемость для нефти в таком пласте, после начала увеличения водонасыщенности, быстро уменьшается. Это значит, что обводнение пласта, проникновение в него бурового фильтрата приводит к уменьшению относительной проницаемости пород для нефти и понижению дебита скважин. Фильтраты специально не обработанного бурового раствора прочно удерживаются породой, и удаление их затруднено.

Из рисунка 1.3 следует, что при водонасыщенности породы  75% относительная проницаемость для нефти снижается до нуля. При низкой водонасыщенности до 10 %, относительная проницаемость породы для нефти составит около  0,8.

Рисунок 1.4 –  Зависимость относительных проницаемостей

для жидкости и газа от водонасыщенности.

а – песчаник;  б – известняк и доломиты

Увеличение содержания жидкости в породе до 50 % от объема пор почти не влияет на фильтрацию газов. Газонасыщенность песка и песчаника более 10 %, известняка более 30 % приводит к ухудшению фильтрации жидкости и значительному снижению для нее относительной проницаемости среды. Свободный газ, выделяющийся из песка в породу, уменьшает фильтрационные свойства среды для нефти (рисунок 1.4)

Трехфазный поток нефти, воды и газа возможен только при насыщении породы нефтью в пределах  23 – 50 %, водой –  33 – 64 %, газом –  14 – 30 % (рисунок 1.5).

Проницаемость пород зависит от размера поровых каналов. Так глины имеют высокую пористость, но непроницаемы для жидкостей и газов. Трещиноватые породы малой пористости обладают большой проницаемостью. Движение жидкостей происходит в основном по порам радиуса  5 –30 мкм.

Рисунок 1.5 - Распространения одно-, двух- и трехфазного потоков

Левереттом предложена для всех пород функция зависимости капиллярного давления от водонасыщенности с учетом проницаемости и пористости (рисунок 1.6, 1.7):

J(S_B) = ( r_к /s×cosq ) Ök/ m ,

где q– угол смачивания, s  –  поверхностное натяжение, r_к  –  капиллярное давление, k – проницаемость, m – пористость.

Установлено, что не всех породах выполняется функция зависимости капиллярного давления от водонасыщенности, т.е. она не является универсальной.