Физика процессов вытеснения нефти водой, обобщенный закон Дарси. Функции относительных фазовых проницаемостей, характеристика и способы определения

Физические основы вытеснения нефти водой. До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности (перепада) пластового (начального) давления (Рпл) и давления у забоев скважин (Рпл - Рзаб). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту к зонам с пониженным давлением, т. е. к забоям скважин и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.Силы, действующие в пласте, можно разделить на две группы: силы движения и силы сопротивления, противодействующие движению жидкостей и газа и удерживающие нефть в пластах.К силам (вызванных источниками пластовой энергии), обусловливающим движение нефти, газа и воды в пластах, относятся следующие: 1) вызываемые напором пластовых контурных вод; 2) проявляющиеся в результате упругости пластовых водонапорных систем, т. е. упругости жидкости и собственно пород пластов; 3) вызываемые напором свободного газа, заключенного в газовой шапке; 4) вызываемые расширением сжатого газа, растворенного в нефти; 5) сила тяжести нефти; 6) вызванные напором пластовой воды при ППД.

К силам сопротивления движению нефти в пласте относятся: 1) внутреннее трение жидкости и газа, связанное с преодолением их вязкости; 2) трение нефти, воды или газа о стенки поровых каналов нефтегазосодержащей породы; 3) межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту; 4) капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удерживающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок поровых каналов. Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по пласту зависит прежде всего от вязкости движущихся жидкостей и газа и от скорости потока. Чем выше скорость потока, тем больше силы сопротивления. Чем выше вязкость, тем больше силы сопротивления. Сопротивление трению при прохождении жидкости и газа через породу зависит от размеров пор и каналов в породе, а также от степени однородности сечения и шероховатости стенок пор. Силы сопротивления в результате межфазного трения возникают при движении компонентов относительно друг друга, которое вызвано разностью их вязкости. В мелких порах большое значение имеют капиллярные силы, удерживающие жидкость и противодействующие движущим силам пласта, стремящимся их вытеснить. Избирательное смачивание нефтью и водой песчинок пласта имеет существенное значение, определяющее величину нефтеоотдачи пласта.

Для оценки проницаемости горных пород пользуются линейным законом фильтрации Дарси: зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления

Скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

где: Q – объёмный расход жидкости; v – линейная скорость жидкости;

F – площадь сечения, F = pd2/4; L – длина образца;

k – коэффициент пропорциональности

где: m – вязкость нефти

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости (kпр).

Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из соотношения:

В системе (СИ) за единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с Физический смысл размерности kпр: проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация. В системе СИ [k_пр] измеряется в м²; в системе СГС [k_пр] = см²; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [k_пр] = Д (Дарси).

1 Дарси = 1,02×10^-8 см² = 1,02 · 10^-12 м² » 1 мкм²

Проницаемость абсолютная (физическая) - проницаемость при условиях: отсутствия физико-химического взаимодействия между пористой средой и газом (жидкостью); полное заполнение всех пор среды этим газом (жидкостью). Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются. Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода). При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом. Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

Проницаемость пород можно определить путем исследования их образцов, а также по результатам гидродинамических исследований скважин. Насыщенность– параметр продуктивных пластов, 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, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом. Водонасыщенность S_В – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности. Для нефтяных месторождений S_В = 6-35%; S_Н = 65-94%.

Для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%.

Для нефтяных м. соотношение: S_Н + S_В = 1

Для газонефтяных м.: S_В + S_Н + S_Г = 1

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков — движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газ одновременно. Каждый из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимостей относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами.

Где: кв и кп — фазовые проницаемости для воды и нефти; к — абсолютная проницаемость.

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.

Закономерности изменения относительных проницаемостей от степени насыщенности пор различными фазами позволяют сделать некоторые рекомендации о целесообразных условиях выбора ряда технологических процессов разработки месторождений, вскрытия пластов и т. д. Например, из рис. следует, что необходимо не допускать проникновения в пласт в процессе его вскрытия водных фильтратов бурового раствора, которые повышают насыщенность породы водой, сокращая фазовую проницаемость по нефти. Во время выбора агента (воды или газа) для нагнетания в пласт при площадном воздействии на энергетически истощенных залежах следует также учитывать степень насыщенности пор нефтью, водой и газом. Если водонасыщенность значительная (0,5-0,6), то нагнетание воды в нефтяной пласт не дает эффекта в связи с очень высокой относительной (и фазовой) проницаемостью пород для воды. В этом случае следует нагнетать в пласт газ. По опытным данным при трехфазном потоке все фазы могут быть в движении в пределах насыщенности песка (в %): нефтью - от 23 до 50, водой - от 33 до 64 и газом - от 14 до 30

Физический смысл функции Бакли – Леверетта – характеризует долю воды в фильтрационном потоке жидкости в произвольном сечении двух- фазной зоны фильтрации. В поверхностных условиях f равна коэффициенту обводненност