Проницаемость и фильтрация нефти в горных породах

07.11.2020

По проницаемости выделяются породы проницаемые и непроницаемые, хотя абсолютно непроницаемых пород нет. Поэтому правила нее следует говорить о хорошо и плохо проницаемых породах. Проницаемость и относительная непроницаемость определяют способность перемещения и возможность отдачи жидкостей и газов.

На основании опытов, проделанных в 1856 г. ученым Дарси, установлено, что расход жидкости через пористую среду (фильтр) пропорционален разности давлений перед входом в испытуемый образец и после выхода из него, а также площади фильтрации в поперечном сечении к обратно пропорционален длине образца породы и вязкости. Исходя из этих данных, коэффициент проницаемости породы определяется следующим образом:
Проницаемость и фильтрация нефти в горных породах

где Q — расход жидкости, см3/ек,

u — абсолютная вязкость жидкости, пуаз;

l — длина образца, см;

S — площадь поперечного сечения образца, см2;

р1, р2 — разность давлений, созданных на концах испытуемого образца, атм (н/м2).

За единицу проницаемости принимается величина дарси, которая определяется расходом жидкости 1 см2, вязкостью 1 пуаз при поперечном сечении фильтра равном 1 см2, при перепаде давления 1 атм (101325 н/м2) на протяжении 1 см. Обычно проницаемость пород измеряют единицей миллидарси, которая в тысячу раз меньше дарси.

Проницаемость нефтеносных песчаников варьирует от менее одного миллидарси до 8—10 дарси, но обычно бывает равной 0,5—1 дарси; проницаемость песков 10—100 дарси и более. Величина проницаемости очень часто резко колеблется на весьма небольших расстояниях в одном и том же пласте.

Средняя эффективная проницаемость того или иного пласта практически определяется по данным отбора жидкостей из скважин. От проницаемости нефтесодержащей породы в значительной степени зависит отдача нефти пластом.

Под коэффициентом нефтеотдачи понимают выраженное в процентах отношение количества поддающейся извлечению нефти к общему объему нефти, содержащейся в одном пласте.

Чем сильнее насыщены породы нефтью при прочих равных условиях, тем выше продуктивность пласта. Поэтому промышленная оценка залежи в значительной степени зависит от так называемого коэффициента насыщения породы нефтью, определяемого отношением объемного количества нефти к общему объему пор в 1 м3 данной залежи, выраженным в процентах.

Произведение коэффициента насыщения на коэффициент отдачи называется коэффициентом использования недр который обычно применяется при подсчете запасов объемным методом.

Нефть, содержащаяся в горных породах, может перемещаться вследствие фильтрации и всплывания, а также благодаря вытеснению ее из пород под действием различных факторов. Под фильтрацией нефти в горной породе подразумевается фильтрация в полном смысле этого термина, означающего, что поровые пространства в породе целиком заполнены текущей нефтью и капиллярные явления не имеют места из-за отсутствия менисков и трехфазных границ.

Для того чтобы имела место фильтрация жидкости через породу необходим перепад давления. При отсутствии перепада давления фильтрации происходить не будет. Интенсивность потока нефти или воды сквозь породу зависит от проницаемости породы и вязкости жидкости. Величина проницаемости пород для фильтрации нефти примерно та же самая, что для фильтрации газа.

Свойства жидкости, определяющие ее способность к фильтрации, характеризуются величиной ее вязкости. Вязкость большинства газов имеет величину порядка 10в-2 спуаз. У жидкостей вязкость значительно больше. Вода при 20° имеет вязкость около 1 спуаз.

Нефти различных месторождений неодинаковы по своему составу и обладают в связи с этим различной вязкостью. В соответствии с величиной вязкости меняется и скорость возможной фильтрации нефти. Вязкость нефти зависит от температуры, с повышением которой вязкость уменьшается. При растворении в нефти газа ее вязкость также уменьшается, если газ присутствует в нефти только в растворе.

Зная вязкость нефти, проницаемость породы и перепад давлений, можно вычислить, сколько нефти за определенный период может мигрировать благодаря фильтрации через определенное сечение породы. За геологическое время эти количества мигрировавшейся нефти будут исчисляться многими миллионами тонн. Особенно облегчается возможность миграции нефти на больших глубинах, где ее вязкость становится незначительной. Следует в то же врем учесть, что имеется ряд явлений, ограничивающих масштабы фильтрации нефти, особенно в верхней части толщи осадочных пород.

В табл. 42 приводится вязкость некоторых негазированных нефтей при нормальном давлении и температуре 20°. Для сравнения в этой же таблице дана вязкость и некоторых других веществ.

Общий характер фильтрации нефти через какой-либо пласт, толщу пород и распределение скоростей потока нефти имеет те же закономерности, что и фильтрация газа.

При одновременном движении в пористой среде воды и нефти их фазовые проницаемости меняются в зависимости от насыщенности. Характер этой зависимости примерно такой же, как и для газированной жидкости. При наличии в несцементированном песке воды, занимающей около 30% порового пространства, проницаемость для воды остается нулевой. Когда водонасыщенность превышает 30%, проницаемость для воды соответственно повышается. При водонасыщенности песка 80% и выше фазовая проницаемость для нефти становится равной нулю.

Движение воды в пористых породах, содержащих нефть, оказывает при известных условиях влияние и на движение нефти. Нефть всегда стремится передвигаться к верхней части пористого пласта. Повышение удельного веса и вязкости нефти естественно снижает возможность ее продвижении.

Изучение движения газа, нефти и воды через пески различного механического состава показало, что нефть двигается преимущественно по крупнозернистому песку. Слой мелкозернистого песка, насыщенного водой, препятствует движению нефти. Однако, если мелкозернистый песок тоже насыщен нефтью, то ее движение происходит свободно.

Природный газ, присутствующий вместе с нефтью и водой в пористых горных породах, занимает обычно центральные части поровых пространств, если он при имеющемся давлении находится в свободном состоянии. Влияние газа на миграцию нефти не ограничивается уменьшением вязкости и удельного веса нефти, растворенный газ, выделяющийся из нефти при ее подъеме и снижении давления, увлекает нефть и проталкивает ее вперед.

Многие исследователи придают напору пластовых вод как фактору миграции нефти решающее значение.

Уплотнение глинистых горных пород рассматривается многими исследователями как фактор, обусловливающий миграцию нефти из этих пород а другие пористые пласты.

Диффузия нефти в горных породах, поры которых заняты водой, обусловлена подвижностью молекул жидких углеводородов, входящих в состав нефти. Однако по сравнению с газообразными углеводородами интенсивность диффузионного потока жидких, а тем более твердых углеводородов очень невелика. Коэффициенты диффузии (как отмечалось выше) газообразных углеводородов (C1—C4) во влажных глинах имеют значения 1,35—4,8*10в-6 см2/сек. Для жидких углеводородов (C6—C16) эти значения резко снижаются, составляя для изоактана уже 4*10в-6 см2/сек. Это резкое уменьшение величины диффузии по мере увеличения молекулярного веса углеводородов объясняется трудностью передвижения больших молекул по тем узким порам, содержащим связанную воду, которые имеются в глинистых породах.

Значение диффузионного потока жидких углеводородов во влажных глинах, по-видимому, в несколько тысяч раз меньше, чем для газов при указанных условиях.

Резко различные коэффициенты диффузии для разных жидких углеводородов обусловливают фракционировку их в горных породах. Легкие углеводороды обгоняют в процессе диффузии более тяжелые углеводороды. С этим, по-видимому, связано наблюдаемое при люминесцентном анализе наличие более легких маслянистых компонентов вокруг битуминозных веществ горных пород.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2020
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна