Насыщенность. Фазовая и относительная проницаемость.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и пористых фаз.

Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы.

При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом.

Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:

. (1.37)

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1. (1.38)

Для газонефтяных месторождений:

SВ + SН + SГ = 1. (1.39)

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность SВ < 25%.

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 1.11).

Рис. 1.11. Области распространения одно-, двух- и трёхфазного потоков:

1. – 5% воды; 2. – 5% нефти; 3. – 5% газа.

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока.

Или

Насыщенность. Фазовая и относительная проницаемость.

В природных условиях все пустоты пород - коллекторов заполнены водой, газом или нефтью. Как правило, эти компоненты (как их называют фазы) располагаются в одних и тех же пустотах или попарно (вода-нефть, в вода-газ), или все одновременно. За пределами границ месторождений в тех же коллекторах располагается вода. Характер взаимного расположения в пустотах различных фаз определяется главным образом степенью смачиваемости породы- коллектора каждой из этих фаз. Если материал коллектора лучше смачивается водой, чем нефтью (это чаще наблюдается), то вода занимает наиболее узкие участки пор, углы и тупики, а нефть (газ) - широкие участки. Если в коллекторе все три фазы, то в центре газ, на периферии - вода, нефть - промежуточное положение (см. рис. 6).Для количественной характеристики объема пор, занятого той или иной фазой используется понятие коэффициента насыщенности s (или просто насыщенности) - величины, определяемой отношением объема пор (пустот), занятого данной фазой, к объему всего порового пространства (σв, σн, σг - коэффициенты водонасыщенности, нефтенасыщенности и газонасыщенности).Та или иная фаза может двигаться по поровым каналам под действием перепада давления только в том случае, если насыщенность этой фазой превышает некоторое критическое значение (которое называется равновесными).
Будем подавать в модель коллектора смесь нефти и воды (рис. 7). Перед входом в модель установим смеситель, а в модель установим устройство, позволяющее определять насыщенность коллектора одной из фаз (напр., водой).Определим проницаемость модели для каждой фазы в отдельности (из (2.8Дарси)).

Зафиксируем полученные значения кв, кн, σв и повторим опыт при других значениях ωв, ωн. Получим новые значения кв, кн, σв и т.д. Параметры кв, кн называют коэффициентами фазовой проницаемости. Проницаемость к, определяемая при прокачке одной жидкости (или газа), когда в порах отсутствует какая-либо другая фаза, называется физической проницаемостью коллектора. Относительные проницаемости Если построить по результатам опытов графики зависимости k’’в и k’’н от σв то они будут выглядеть, как показано на рис. 8. На рис. 9 показана зависимость для системы нефть - газ. Эти графики называются диаграммами относительной проницаемостей.