какую проницаемость определяют если через образец с остаточной водой пропускают нефть

Расчет коэффициента проницаемости по нефти

Типовая задача

Определить коэффициент проницаемости образца породы по нефти (k_н) по данным лабораторных исследований.

Исходные данные и результаты исследования приведены в таблице 2.3.

Решение:

Коэффициент проницаемости образца породы по нефти определяется по формуле (3.2):

;

;

;

, (2.9)

где k_пр – коэффициент проницаемости, мкм 2 ;

Q– расход флюида сквозь породу, см 3 /с;

∆Р – перепад давления на концах керна при заданном расходе, Па;

F – площадь поперечного сечения породы, см 2 ;

m – коэффициент динамической вязкости флюида, мПа∙с.

Самостоятельные задания

d– диаметр образца породы, см;

L – длина образца породы, см;

V_н – объем профильтрованной сквозь образец нефти, см 3 ;

t – время фильтрации воздуха, с;

m_н – динамическая вязкость нефти, мПа∙с;

Р_вх∙10 5 – давление на входе в образец, Па;

Р_вых∙10 5 – давление на выходе из образца, Па;

Исходные данные и результаты исследования по вариантам приведены в таблице 2.4.

Продолжение таблицы 2.4

Продолжение таблицы 2.4

Расчет коэффициента относительной проницаемости

Типовая задача

Сквозь образец пористой среды происходит фильтрация нефти и воды. Определить относительные проницаемости образца для фильтрующихся жидкостей и водонефтяной фактор.

Исходные данные представлены в таблице 2.5.

Решение:

1. Относительная проницаемость для нефти k_н¢ и воды k_в¢при водонасыщенности S_в = 62 % определяется по зависимости относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства, полученной экспериментально для данного образца породы (рис. 2.3).

Таким образом, для нефти k_н¢ = 0,18, для воды k_в¢ = 0,20.

Рис. 2.3. Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства

2. Фазовые проницаемости составят:

для нефти: (2.10)

для воды: (2.11)

3. Водонефтяной фактор в процессе течения определим из закона Дарси:

(2.12)

Þ

Самостоятельные задания

k – абсолютная проницаемость, мкм 2 ;

m_н – динамическая вязкость нефти, мПа∙с;

m_в – динамическая вязкость воды, мПа∙с;

S_в – коэффициент водонасыщенности, %;

Исходные данные по вариантам представлены в таблице 2.6.

Продолжение таблицы 2.6

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФЛЮИДОНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА

Источник

Определение фазовых проницаемостей в системе «нефть-вода»

Определение фазовых проницаемостей в системе «нефть-вода»

Определение фазовых проницаемостей в системе «нефть-вода» проводилось согласно ОСТ 39-235-89 «НЕФТЬ. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации».

. Непосредственно эксперимент по определению ОФП включает в себя ряд опытов (режимов), при проведении которых нефть и вода подаются в модель в определенном соотношении, которое от опыта к опыту меняется при увеличении доли воды в потоке. При этом суммарный объем обеих фаз остается постоянным.

Каждый опыт продолжается до достижения установившегося стационарного режима фильтрации, который фиксируется по стабилизации показаний расхода при заданном постоянном перепаде давления, после чего начинается новый опыт при другом соотношении фаз в потоке.

Заканчивается эксперимент при фильтрации воды до полного исчезновения нефти на выходе из модели.

Определение фазовых проницаемостей на колонках из стандартных образцов проводилось на пяти режимах совместной стационарной фильтрации в следующей последовательности:

100% нефти в потоке – 0% воды в потоке;

75% нефти в потоке – 25% воды в потоке;

50% нефти в потоке – 50% воды в потоке;

25% нефти в потоке – 75% воды в потоке;

0% нефти в потоке –100% воды в потоке.

После окончания последнего режима фильтрации, в качестве контроля вода профильтровывалась через модель пласта в обратном направлении.

На каждом режиме фильтрации средняя нефтенасыщенность модели рассчитывалась по уравнению материального баланса закачанного и вышедшего объемов нефти:

, (3.2)

где Sнi, Sнi-1- нефтенасыщенность соответственно i-того и i-1-го режимов фильтрации, доли ед.;

Vнзак – объем нефти, закачанной в модель, см3;

Vм – мертвый объем кернодержателя и подводящих капиллярных трубопроводов, см3;

Dfнi – доля нефти в потоке.

После окончания эксперимента по определению фазовых проницаемостей, давление в системе постепенно снижалось до атмосферного и кернодержатель «разгружался».

Значения остаточной нефтенасыщенности при построении кривых ОФП принимались согласно расчету по уравнению материального баланса. Значения фазовых проницаемостей для нефти и воды определялись из уравнения Дарси:

, , (3.3)

где Кнi, Kвi – значения фазовых проницаемостей соответственно для нефти и воды на i-том режиме фильтрации, мкм2;

Qнi, Qвi – расходы нефти и воды на i–том режиме фильтрации, см3/с;

— вязкости нефти и воды в условиях эксперимента, мПа×с;

— перепад давления на i-том режиме фильтрации, 105Па;

F – площадь поперечного сечения модели, см2;

Значения относительных проницаемостей для нефти и воды на каждом режиме фильтрации подсчитывались по формулам:

; , (3.4)

где Кн – проницаемость образца по нефти в присутствии остаточной водонасыщенности.

По данным строится график зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности

Источник

Фазовые проницаемости для нефти и воды. Лекция 3

Фазовые проницаемости для нефти и воды

В породах нефтяных месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы ниже ее абсолютной проницаемости. В основном фазовая проницаемость является функцией насыщенности пористой cреды. При этом на фильтрационные характеристики породы существенное влияние оказывают: строение порового пространства, смачиваемость поверхности каналов фильтрации, химический состав и свойства жидкости на границах раздела фаз. Совместное двух- или трехфазное течение изучают экспериментально и представляют в виде зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности. Для определения значений эффективной проницаемости для нефти и воды при движении многофазных систем пользуются следующими соотношениями:

Эксперименты показали, что фазовые проницаемости всегда меньше, чем абсолютные, даже если в пористой среде осуществляется однофазная фильтрация. Например, при остаточной водонасыщенности фазовая проницаемость для нефти ниже абсолютной. То же самое относится и к фазовой проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности.

Существует несколько методов измерения относительных фазовых проницаемостей. Наиболее точным считается измерение фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации нефти и воды. При этом воду и нефть (или ее аналог) нагнетают в образец с определенным соотношением расходов, добиваясь равенства их на входе и выходе при стабилизации перепада давления. Водонасыщенность пористой среды рассчитывают по формуле, предложенной специалистами ВНИИнефть:

или, если фазовые проницаемости выразить через долю воды в потоке жидкости:

Другой метод основан на обработке результатов нестационарного вытеснения нефти водой при постоянном расходе или постоянном перепаде давления. В процессе эксперимента измеряют объемы закачанной воды и добытой нефти и измеряют перепад давления, а затем решается обратная задача теории фильтрации, когда по изменению водонасыщенности в выходном сечении образца определяется функция обводненности.

По известной обводненности продукции вычисляется отношение фазовых проницаемостей от водонасыщенности в выходном сечении образца:

Текущие значения функции насыщенности в выходном сечении вычисляются как:

Третий способ, который часто используется в практике лабораторных исследований, основан на анализе результатов капиллярометрии, является наименее точным В этом случае пористая среда моделируется пучком капилляров различного радиуса, а относительные фазовые проницаемости рассчитываются как:

Сложное взаимодействие породы с фильтрующимися через нее жидкостями предопределяет своеобразие относительных фазовых проницаемостей в каждом конкретном случае. Исследование факторов, влияющих на характер относительных фазовых проницаемостей посвящены работы зарубежных и Российских ученых.

Рассматривая, например, влияние строения порового пространства на характер относительных фазовых проницаемостей, исследователи отмечают, что наиболее существенные различия наблюдаются для пород, относящихся к различным структурным типам. Ухудшение отсортированности песчаников или переход от мелко- к крупнозернистым песчаникам приводит к смещению зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности в сторону меньшей водонасыщенности.

С улучшением смачиваемости поверхности водой увеличивается фазовая проницаемость для несмачивающей фазы, а для воды наоборот снижается, что приводит к смещению кривых в сторону увеличения водонасыщенности. Эти отличия обусловлены различным характером распределения нефти и воды в поровом пространстве пород с различными физико-химическими свойствами поверхности. В гидрофильных породах вода, как смачивающая фаза, занимая более тонкие каналы, становится менее подвижной. К тому же она сильнее взаимодействует с гидрофильной поверхностью. Нефть в этом случае располагается на определенном расстоянии от стенок каналов фильтрации и может быть достаточно подвижной. Существенную роль при этом играет химический состав пород.

В последние несколько десятилетий широкое распространение получают физико-химические методы воздействия на пласт. Заводнение с растворами химреагентов это сложный процесс, сопровождающийся изменением компонентного состава фаз, гидродинамических параметров потоков и др. Например, растворы щелочей способны изменить характер смачиваемости поверхности пород, особенно терригенных, резко снижают поверхностное натяжение на границе с нефтью, образуют стойкие водонефтяные эмульсии.

Нагнетание оторочки раствора щелочи в терригенные породы приводит к расширению области двухфазной фильтрации, увеличению относительной проницаемости для нефти и снижению подвижности воды. То есть, наблюдается картина, характерная для процесса гидрофилизации поверхности.

Щелочное заводнение в карбонатах чаще всего сопровождается лишь увеличением относительной подвижности нефти в то время, как относительная проницаемость для воды остается неизменной. Одной из причин этого возможно является отсутсвие изменений свойств поверхности карбонатов на границе с раствором щелочи. Поэтому изменение условий фильтрации здесь связано только со снижением межфазного натяжения и изменением свойств самой нефти в ходе реакции содержащихся в ней активных компонентов со щелочью. Заводнение с другими химическими веществами по разному влияет на характер фильтрации нефти и воды.

Нагнетание оторочек растворов сульфонола НП-3 или алкилсульфоната в карбонатные породы вызывало изменения фазовых проницаемостей, характерные для щелочного заводнения в известняках. Закачка анионактивных ПАВ, композиций на их основе с гидроокисью натрия и НП-3 с кальцинированной содой в терригенные породы вследствие некоторой гидрофилизации поверхности кварцевых песчаников позволяет снизить подвижность смачивающей фазы. Проницаемость же для нефти остается неизменной.

Разное влияние на процесс фильтрации несмешивающихся жидкостей в поровом пространстве оказывают неионогенные ПАВ типа ОП-10, которые, адсорбируясь, в зависимости от характера первоначальной смачиваемости поверхности могут гидрофобизовать или, наоборот, гидрофилизовать ее.

Полимерное заводнение сопровождается снижением проницаемости пористой среды как для нефти, так и для воды. Соотношение величин этого снижения определяет эффективность или неэффективность полимерного заводнения с точки зрения механизма фильтрации пластовых жидкостей.

Таким образом, изучение характера фильтрации несмешивающихся жидкостей с помощью фазовых проницаемостей в комплексе с другими исследованиями может способствовать более глубокому пониманию механизма вытеснения нефти водой и растворами химических веществ.

Относительные фазовые проницаемости при вытеснении нефти водой (1) и оторочкой раствора ПАА (2) из карбонатных пород турнейского яруса Мишкинского месторождения (Кпр=0,484 мкм 2 )

Источник