WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 11 |

«PHYSICAL PRINCIPLES OF OIL P R O D U C T I O N By MORRIS MUSK AT, Ph. D First Edition NEW YORK TORONTO LONDON McGRAW-HILL BOOK COMPANY, INC 1 94 9 М. Маскет ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ...»

-- [ Страница 2 ] --

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей Уравнение (10) может быть принято как определение идеального раствора. Применение этих выражений позволило правильно определять значения Ki при давлениях и температурах, значительно более высоких, чем при использовании уравнения (3). Однако при этом требуется графическая экстраполяция для газовой и жидкой фугитивности, когда общее давление в системе ниже или выше давления упругости пара любого из чистых компонентов. Все же в районе критического состояния системы наступают значительные отклонения от поведения идеального раствора, и методы экстраполяции в этом случае совершенно ненадежны. Если не учитывать поправочных коэффициентов и дополнительных эмпирических данных влияния состава, то основная предпосылка, что Kt не зависит от суммарного состава системы, затрудняет пользование понятиями фугитивность и идеальный раствор, так же как и законом Рауля. В связи с этим лучше обосновать всю проблему чисто эмпирически и определить КГ как выражение О») значения которого должны быть получены непосредственным экспериментом. Разумеется, уравнения (4) — (8) остаются справедливыми, а предельное поведение К\ приближается к выводам уравнений (10) и (3) по мере того, как уменьшается давление, а температура отходит от критических значений. Исходя из этого, разумно изменить принятое наименование К\ «равновесных постоянных» на «равновесные соотношения», так как они не являются постоянными, но зависят от состава системы, а также от давления и температуры. Эмпирический подход к проблеме, конечно, не решает ее. Изучение имеющихся данных показывает настоятельную нужду в более систематизированном эксперименте. Во многих отношениях эти данные чрезвычайно отрывочны. Ключом к численным значениям равновесных соотношений являются опубликованные данные для метана, приведенные в табл. 3. Молекулярные веса над каждым столбцом относятся к «менее летучей составляющей», т. е. к гексанам и более тяжелой части системы, характер которой ограничен еще значением 0,82, коэффициентом зависимости «вязкость — плотность». Из табл. 3 видно, что для давлений примерно 6,8 ат значение К меняется обратно пропорционально давлению (в пределах 3%) согласно уравнению (3). Меняется оно также с изменением молекулярного веса менее летучего компонента. Сначала оно возрастает с последним, достигает максимума при молекулярных весах примерно 150—200, а затем вновь понижается. Значение К увеличивается с повышением температуры и достигает максимума при более высоких давлениях в зависимости от молекулярного Соотношения равновесия для метана Молекулярный Абсовес 60 лютное давление, am 37,8° 71,1° 104,5° Молекулярный вес 75 37,8° 71,1° 104,5° Молекулярный вес 100 Молеку лярный вес 200 37,8° 71,1° 104,5° 37,8° 71,1° 104,5° Таблица ON & Молекулярный вес 300 37,8° 71,1° 104,5° 1 1,36 2,72 4,08 6,8 13,6 20,4 27,2 34,0 51,0 68,0 85 102 119 136 170 204 — — — — — — — 6,56 4,50 3,42 2,77 2,28 1,93 1,63 — — — — "— 6,81 4,57 3,42 2,72 2,21 1,80 1,43 — — — — — —> — — — — — 7,13 4,89 3,66 2,89 2,30 1,80 — — — 224 165 82,8 55,4 33,3 17,0 11,6 8,83 7,20 5,01 3,90 3,21 2,72 2,36 2,07 1,60 1, 247 181 90,9 60,8 39,1 18,8 12,6 9,51 7,73 5,32 4,07 3,94. 2,82 2,40 2,06 1,52 _ 248 182 91,5 61,3 42,0 19,5 12,9 9,82 8,00 5,52 4,19 3,42 2,85 2,45 2,08 1,48 — 247 181 91,0 60,9 44,0 21,1 13,9 10,3 8,24 5,56 4,28 3,52 3,00 2,61 2,33 1,93 1, 285 210 105 70,1 51,0 22,9 14,8 11,0 8,88 5,94 4,54 3,72 3,16 2,76 2,45 2,09 1, 293 216 108 72,1 56,0 24,1 15,2 11,3 9,04 6,10 4,60 3,74 3,12 2,71 2,37 1,93 1, 259 190 95,5 63,9 40,6 20,1 13,4 10,1 8,24 5,74 4,49 3,77 3,26 2,94 2,70 2,43 2, 276 203 102 68,2 43,8 21,4 14,3 10,8 8,88 6,15 4,75 4,06 3,51 3,12 2,82 2,40 2, 287 211 106 70,7 46,8 22,6 14,7 ИД 9,04 6,32 4,84 4,06 3,51 3,13 2,82 2,40 2, 203 149 75,1 50,4 30,4 15,7 10,9 8,40 6,84 4,82 3,92 3,27 2,86 2,56 2,36 2,02 1, 226 166 83,4 55,9 34,0 17,3 11,8 9,00 7,33 5,16 4,12 3,50 3,06 2,75 2,51 2,15 1, 228 168 84,2 56,4 35,5 17,9 12,1 9,25 7,57 5,33 4,24 3,60 3,16 2,84 2,59 2,25 2, И Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей веса менее летучей составляющей. В области критического состояния абсолютные значения табл. 3 теряют свою справедливость. Тогда молекулярный вес и характер менее летучей составляющей становятся контролирующими факторами при определении значений К, так как само критическое состояние находится под сильным воздействием природы менее летучей составляющей и равновесные соотношения должны равняться единице в критическом состоянии. Табулирование равновесных соотношений для этана дано в табл. 4. Ограниченность экспериментальных данных не дает Таблица Равновесные соотношения для этана Абсолют- Молекулярный вес ное да1ПП вление, 37,8° 71,1° 104,5° am 1,00 1,36 2,72 4,08 6,8 10,2 13,6 20,4 27,2 34,0 51,0 68,0 85,0 102,0 119,0 136,0 170.0 204,0 — — ••"• Молекулярный вес ОПГ\ Молекулярный [ вес 37,8° 41,2 30,3 15,3 10,3 6,26 4,26 3,28 2,27 1,79 1,50 1,16 1,06 1,01 0,974 0,946 0,932 0,928 0,930 71,1° 56,9 41,9 21,1 14,2 8,66 5,90 4,52 3,15 2,46 2,07 1,56 1,33 1,21 1,15 1,11 1,07 1,02 0,970 104,5° 73,7 54,2 27,3 18,4 11,2 7,67 5,90 4,13 3,23 2,71 2,02 1,69 1,49 1,38 1,29 1,23 1,13 1, 37,8° 38,7 28,5 14,4 9,66 5,88 3,99 3,06 2,13 1,66 1,38 1,04 0,930 0,868 0,811 0,775 0,755 0,741 0, 71,1° 57,7 42,5 21,4 14,3 8,71 5,90 4,49 3,09 2,41 2,00 1,46 1,22 1,09 1,01 0,954 0,913 0,855 0, 104,5° 77,2 56,9 28,6 19,2 11,7 7,88 6,04 4,13 3,22 2,68 1,93 1,59 1,37 1,24 1,14 1,08 0,995 0, 37,1 27,3 13,8 9,24 5,65 3,84 2,93 2,05 1,61 1,35 1, 56,5 41,5 20,9 14,0 8,50 5,73 4,35 2,96 2,30 1,90 1,35 1,09 — 75,6 55,6 27,8 18,6 11,2 7,56 5,72 3,89 2,96 2,42 1,70 1,35 1,13 — — возможности увязать их с химической природой менее летучей составляющей системы, т. е. коэффициентом ее вязкости — плотности. Из табл. 4 видно, что обратная пропорциональность к давлению наблюдается примерно до 6,8 ат. Однако в противоположность значениям К для метана изменение здесь происходит медленнее с изменением молекулярного веса менее летучей составляющей. Для метана значение единицы достигается с приближением к критическому состоянию. В данном случае, как и для компонентов тяжелее этана, равновесное соотношение падает до единицы приблизительно при давлении упругости пара ком Глава понента, достигает минимума, а затем в критическом состоянии возвращается к единице. Особенно характерны зависимость К от давления в области между двумя значениями единицы и положение этой области, что зависит в значительной мере от других компонентов системы. Необходимо отметить, что увеличение равновесных соотношений после прохождения минимального давления означает тенденцию компонента к вторичному вступлению в газовую фазу, но не в жидкую. Это явление представляет собой ретроградное испарение. Быстрая реакция ретроградных процессов на состав системы выражается здесь в соответствующей чувствительности равновесных соотношений к составу при высоких давлениях или вблизи критического состояния. Для углеводородов тяжелее этана экспериментальные данные так скудны, что их увязка с характером менее летучих составляющих еще не разработана. Вследствие этого они представлены лишь как функции температуры и давления. Табулирование для пропана указано графически на фиг. 37 для нескольких температур. Данные для бутана нанесены на фиг. 38. Здесь я-бутан и изобутан сгруппированы вместе для более высоких давлений, а индивидуальные значения нанесены штрихами в области, где можно предположить поведение идеального раствора. На фиг. 39 представлены аналогичным способом значения К для пентанов. Гексаны даны кривыми на фиг. 40. Для гептанов и более тяжелых углеводородов были опубликованы лишь немногочисленные систематические исследования, приведшие к получению количественных показателей при высоких давлениях. Но вместо каких-либо графиков или табличных рядов равновесных соотношений они служат главным образом для показа большой изменчивости и крайней чувствительности К к природе нефтяных остатков, особенно при высоких температурах. Это видно по фиг. 41, на которой нанесены результаты, полученные из экспериментов со среднеконтинентальной сырой нефтью (0,830 г/см3), летучим дестиллатом (0,746 г/см3), сырой нефтью (0,777 г/см*), с газовым фактором 658 м3/м3 и той же самой сырой нефтью с газовым фактором 1281,3 м3/м3 при температуре 48,9° С. Из этих данных видно, что положение критической точки системы (где Кг = I) является решающим фактором при определении кривых вида /С 7 + и их абсолютных значений при высоких давлениях. Разумеется, сведение значения К к единице в критической точке также влияет на равновесные соВвиду ограниченного интервала давлений табл. 4 не отражает развития минимальных значений ниже единицы для этана с последующей тенденцией вернуться к единице. Однако это изменение ясно видно на фиг. 37—40 для более тяжелых компонентов, где минимумы возникают при низких температурах. В случае этана перечисленные равновесные соотношения не падают первоначально до единицы, пока не превышено критическое давление. Для более тяжелых парафинов значение единицы достигается впервые при давлениях порядка величины их соответственных давлений упругости пара, когда температуры ниже критических.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей 60 40 го w в s з ч \ L M\\ > >1 4 «Л \ \ К NV \ \ г i чЛ%1 X, X \ S S V 0, ал к "^ S,, \\ N •ч -^ ол N MI ^ ^§N§^, ^^tO^^^l Чь^^^^^ Давление, от Фиг. 37. Изотермы равновесных соотношений для пропана.

К, 80, 60]?

30 \ ч^ ч^ ио Ю ч ч^ ч> ;

^> S ч \ ч —ч^ кч is | \^ч чУ ч ч ч \ ч х*ч sч > ч fa ол V щ t ч° % >>> ^^ г »— «о Давление, агт Фиг. 38. Изотермы равновесных соотношений для бутанов. Верхние ветви штрихованных отрезков относятся к изобутану, а нижние к я-бутану.

Глава w I в.

Л, ч\ и S 4> N ч\ \ \ \ ч \ чЧ,ч. (чч ч Аиоз оЫ л ч |\ s чч Ч ч, s\l \ ч, \ ч, \ ^ ч. * ^ ч V Ч 4>s.^ чЧ к 4^W^ <ч s ч.

N ч.

••• mm f • 0, 4оз QfiZ dot Давление, от Фиг. 39. Изотермы равновесных соотношений для пентанов. Верхние ветви штрихованных участков относятся к изопентану, а нижние к w-пентану.

ч 3 I \ \ > I > 0, & Цоб ЧN \ \ sч ^ Ь л ч Ч > 4V \\ч ч\ s \ Ч\ ч ч.

ч S Ч г— \ - «. ~^/ qov ч, ч< s й г"" 0,03 0,0 Z N —% Ч/ ' ч ч ч,, •, ч ч Y// // / [— Цпблемие, am Фиг. 40. Изотермы равновесных соотношений для гексанов.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей Давление, am Фиг. 41. Кривые разновесного соотношения для гептанов плюс остальные фракции для некоторых углеводородных систем при 48,9° С.

1—сырая нефть из Мидконтинента уд. веса 0,830;

2 — летучий дестиллат уд. веса 0,746;

5 3 — сырая нефть уд. веса 0,777 с газовым фактором 658 м [м^;

4 — нефть 3, но с газовым фактором 1281,3 м Да6ление,ат Фиг. 42.

Изотермы равновесного соотношения для гептанов.

Глава отношения для более легких составляющих. Однако, за исключением метана, они обычно присутствуют в смесях в довольно низких концентрациях, так что погрешности в их равновесных соотношениях менее важны при решениях равновесных уравнений ( 5 ) — (8). На фиг. 42 нанесены кривые для гептанов, дающие ряды равновесных соотношений для С 7 и применимых по крайней мере к одному типу газонефтяной системы. Эти кривые основаны на данных для среднеконтинентальной сырой нефти PI дают приближенные значения для «гептанов и более тяжелых компонентов» в аналогичных системах при умножении на 0,15. К другим типам сырых нефтей или конденсатов при давлениях, превосходящих минимальную точку ( ~ 34,0 ат), они неприменимы;

при низких давлениях, например, при расчетах сепарации низкого давления, они дают хорошее приближение. 2.10. Применение констант равновесия. В принципе, прилагая данные равновесных соотношений к уравнениям 2.9(5) —2.9(8), можно полностью предсказывать характер изменения сложных углеводородных систем. Однако на практике эти теоретические возможности строго ограничены. Например, критическое состояние любой системы, определяемое ее составом, немедленно дается давлением и температурой, для которых все равновесные соотношения обладают значением единицы. Подобное использование равновесных соотношений интересно, но совершенно непрактично. Для нахождения температуры и давления, при которых соотношения сводятся к единице, нужно заранее знать искомые критические данные из непосредственных измерений. Это вполне понятно, если вспомнить изменчивость кривых равновесных соотношений для более тяжелых компонентов вблизи критического состояния и использование последнего как контролирующей точки определения формы кривых. Для численных расчетов вблизи критического состояния необходимо указать место критической точки. Это позволяет провести кривые для более тяжелых компонентов, соответствующие типу изучаемой системы. В областях, далеких от критического состояния, можно найти много полезных приложений из этих выводов. Так, зная или определив аналрю одной фазы в пласте, можно рассчитать состав сосуществующей фазы, если только она там присутствует. Получив и проанализировав образец пластовой жидкости на точке парообразования, можно заранее указать состав газа в газовой шапке, если она имеется, умножив молевые концентрации в жидкой фазе при точке парообразования на соответствующие равновесные соотношения при пластовых давлении и температуре. Когда скважина вскрыла газовую шапку, можно вычислить давление точки конденсации, применяя уравнение 2.9(7) припластовой температуре. Если полученный результат согласуется с пластовым давлением, жидкость в газовой шапке представляет Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей насыщенный газ, а состав сосуществующей нефтяной фазы, если* она имеется, указан индивидуальными членами уравнения 2.9(7). Эту же методику можно использовать для проверки, были ли сырая нефть из одной скважины и свободный газ из другой в контакте, а отсюда сосуществовали ли они в одном и том же пласте. Другим случаем применения является вычисление при помощи равновесных соотношений кривой растворимости и фазовых зависимостей между природным газом и сырой нефтью. Если, даны значение газового фактора, состав газа и сырой нефти, можно высчитать точку парообразования при пластовой температуре, количество и состав свободного газа, поступающего в скважину под давлением на забое скважины, количество выделившегося из раствора газа, его состав и состав нефти под давлением на сепараторе или при атмосферном давлении. Давление точки парообразования всей системы подсчитывается при помощи уравнения 2.9(8) после приведения первоначальных данных по составу газа и нефти и наблюденных значений газового фактора к табличным данным суммарного молярного состава П\. Путем последовательного приближения находят такое значение давления, что соответствующие Ki при пластовой температуре делают 2^гКг равной единице. Это есть давление точки парообразования. Чтобы определить распределение фаз при забойном давлении в процессе фонтанирования скважины или в сепараторе, в уравнение 2.9(5) или 2.9(6) подставляются ранее определенные значения пь. При помощи Кг, соответствующих искомым давлению и температуре, эти уравнения решаются для п:т методом последовательного приближения К Полученные таким образом значения щ дают величину мольной концентрации сложной системы в газовой фазе. Соответствующие индивидуальные слагаемые в уравнениях 2.9(5) и 2.9(6) представляют одновременно мольные концентрации в жидкой и газовой фазах. Если эти концентрации известны, можно высчитать объемные характеристики и коэффициенты отклонения газа методами, разобранными в предыдущих разделах. Если первоначальные данные выражают лишь суммарный состав, то указанным способом можно подсчитать конечную величину газового фактора при атмосферных условиях. Если сепарация газа и нефти проходит через одну или несколько промежуточных стадий, то простое повторение основных подсчетов дает требуемые значения. Прежде всего подсчитывается фазовое равновесие сепарации при высоких давлениях. Полученная величина дает число молей газа на моль первоначальной жидкости при точке парообразования или жидкой смеси, которую можно Ключом для выбора пГ в подсчетах методом последовательного приближения при относительно низких давлениях (<5 34,0 ат) служит неравенство Л! < я г <* 1 — п7 + - Это хотя и не точно, но дает границы для пг.

Глава отобрать из сепаратора, вместе с составом газа и нефти в сепараторе. При переходе на следующий этап сепарации или же при поступлении смеси в резервуар расчеты повторяют, используя для мольного суммарного состава щ значения Хи найденные предварительно для нефти в первом сепараторе, и учитывая давление и температуру второй ступени сепарации или же резервуарной емкости. Таким путем находят дополнительное количество выделившегося газа (новое значение для пг) вместе с его составом и составом нефти в остатке. На основе полученных данных можно высчитать плотность и объем остаточной нефти. Вычислив также объем первоначальной системы при точке парообразования, можно установить суммарную усадку. Кроме того, легко определить состав газолина отдельных или комбинированных потоков выделившегося газа из количества и составов газа, освобожденного на различных ступенях сепарации. Эти расчеты можно повторить для различных условий сепарации, чтобы учесть влияние последних на характеристику промежуточных или конечных продуктов, выделившихся с уменьшением давления. Примером использования такой методики служит следующее табулированное вычисление (табл. 5) результатов однократного1 испарения жидкости при точке парообразования с известным -составом до атмосферного давления и 37,8° С.

Таблица 5 Расчет однократного испарения жидкости при точке парообразования Компоненты л. мольная концентрация в жидкости при точке парообразования 0,4526 0,0307 0,0230 0,0250 0,0204 0, 0, X: мольная у. мольная Ki ( am концентра- концентраI ция в выдеи 37,8° С) ция в дега- лившемся зированной газе нефти 259 38,7 11,8 3,81 1,06 0,47 0,035 0,0031 0,0014 0,0033 0,0097 0,0197 0, Метан Этан Пропан Пентаны Гексаны Гептаны -f остальные фракции BjTaHbi 0,8053 0,0537 0,0385 0,0370 0,0209 0,0117 0, 0, Значения tit определяют первоначальный общий состав смеси. Значения К% были взяты из таблиц и диаграмм предыдущего раздела;

молекулярный вес менее летучего компонента принят Применяя указанную методику и пользуясь инкрементом малых давлений, можно получить соответствующие результаты для дифференциального выделения газа из раствора.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей за 200;

средние значения для нормального изобутана берутся К4, а для нормального пентана КъПодставляя эти данные в уравнение 2.9 (5) или 2.9 (6), находим пг = 0,5603. Для полученного значения пг индивидуальные члены в сумме уравнения 2.9 (5) ХГ занесены в 4-й столбец (табл. 5), а соответствующие члены уравнения 2.9(6) tji в последний столбец.

0, I ^ 07, 0, • у им—•тш ниша, 1Z I | —*« /S 1^ / — ——•* — ^—• ч ^ 99 8, О W, Z ^ ^ Дадленив В сепараторе^ am Фиг. 43. Расчетные кривые влияния давления в сепараторе на свойства и относительные количества получаемой нефти и газа при 21,1° С в процессе сепарации пластовой жидкости постоянного состава.

1 — газовый фактор в сепараторе;

2 — газовый фактор в резервуарной емкости.

Чтобы определить эквивалент газового фактора для мольной концентрации в газовой фазе, а именно пг — 0,5603, можно воспользоваться следующей упрощенной процедурой. Прежде всего отметим, что указанный процесс выделения газа ведет к получению 0,5603/0,4397=1,2743 молей газа на моль дегазированной ъ нефти, или 32,06 м газа (при 15,5° С) на киломоль последней. Из состава дегазированной нефти и принятого молекулярного веса 200 для менее летучего компонента, т. е. гексанов и тяжелее, определяем средний молекулярный вес смеси—194,8. Из фиг. 36 плотность парафинового углеводорода такого молекулярного веса при 15,5° С и атмосферном давлении будет 0,762 г/см3, т. е. 3,7 киломоля на 1 м3. Поэтому газовый фактор составит 32,06 X 3,7 = 118,3 м?/м*.

Глава Проводя те же эксперименты для газовой и нефтяной системы аналогичного состава при температуре 21,1° С, но под различными давлениями в сепараторе, а затем мгновенно снизив давление в нем до атмосферного, получим результаты, приведенные на фиг. 43. Кривые фиг. 43, полученные вычислением или экспериментально, могут иметь большое значение для планирования промысловой работы. Описанные примеры показывают результаты практических применений, которые получены от использования равновесных соотношений. Используя значения равновесных соотношений, необходимо тщательно отбирать действительно применимые данные в зависимости от типа исследуемой газонефтяной смеси. 2.11. Вязкость нефтей и газов 1. Знание вязкости пластовых жидкостей необходимо для количественной оценки их динамического поведения в эксплуатационных пластах. Поэтому подведем итог имеющимся эмпирическим материалам о вязкости углеводородных систем. Что касается газовой фазы нефтяных углеводородных смесей, то недавно были разработаны полные корреляционные диаграммы. Путем экстраполяции наблюденных данных над изменением вязкости парафиновых углеводородных газов при атмосферном давлении были получены кривые, приведенные на фиг. 44, дающие зависимость вязкости от изотерм молекулярного веса. Вязкости, приведенные на фиг. 44, ниже вязкостей для большинства других газов или паров, за исключением водорода. Из этой же фигуры видно, что вязкости возрастают с увеличением температуры и уменьшаются с повышением молекулярного веса. Если природный газ содержит не более 7% азота, то ошибка в определении его вязкости по фиг. 44 будет не более 3,5%. Для давлений, превышающих атмосферное,' корреляция и экстраполяция данных, полученных с бинарными смесями метана и пропана, дают результаты, приведенные на фиг. 45. Эти кривые построены по значениям вязкости, измеренным для природных газов, со средним отклонением 5,8%. Границы двухфазной области на фиг. 45 даны для системы метан — пропан. Очевидно, полученные кривые не должны использоваться вблизи критической или двухфазной области изучаемого газа 2.

Изменение вязкости воды с температурой при атмосферном давлении можно найти в принятых учебниках. Она колеблется от 1,13 сантипуаза при 15,5° С до 0,30 сантипуаза при 93,4° С. Эффектом давления на увеличение вязкости можно пренебречь, так как он составляет приблизительно 1,5% на 100 ат. 2 Справедливость этих кривых ограничена газами, содержащими малые количества азота. Если содержание азота превышает 5%, необходимо использовать молярную среднюю азотных и углеводородных вязкостей, фиг. 45 применима лишь к углеводородному компоненту.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей В противоположность кривым на фиг. 44, фиг. 45 указывает, что при высоких давлениях вязкость газа повышается с ростом молекулярного веса. Естественно, имеется область перехода, где вязкость существенно не зависит от молекулярного веса. Переходные давления возрастают с повышением температуры. Непосредственное влияние температуры на вязкость при высоких давлениях обратно по сравнению с ее влиянием при атмосферных условиях. Имеется также переходная область давления, где Я 0/ 016 I 0,01ч 0, % % 0.008 0,0OB QM ;

вО 1Z № WO Молекулярный Use Фиг. 44. Вязкость парафиновых углеводородных сферном давлении.

газов при атмо вязкость медленно меняется с температурой. Эти результаты получены эмпирическим путем и не могут быть заранее указаны, исходя из физической теории вязкости жидкости 1. Интересно отметить, что различное изменение вязкости газов при высоком давлении в связи с температурой и молекулярным весом можно объяснить качественно тем, что при высоких давлениях газ начинает приобретать свойства жидкой фазы. Для жидкой фазы нефтяных углеводородных систем вязкость зависит не только от температуры и абсолютного давления, но также и от количества газа в растворе при атмосферном давлении. Экстраполяция измеренных данных по вязкости на парафиновых углеводородных жидкостях приводит к изотермам зависимости Трудность теоретического предсказания вязкости газов заключается лишь в вычислении при условии, что межмолекулярный закон сил известен. Кинетическая теория идеального газа приводит к вязкости, не зависимой от давления.

Глава вязкости от молекулярного веса по фиг. 46, где видно, что вяз кость возрастает с молекулярным весом и уменьшается с увеличением температуры. На фиг. 47 нанесены кривые, показывающие изменение вязкости с температурой для некоторых типичных сырых нефтей при атмосферном давлении. На фиг. 48 при Д8ухфсмноя область Z Z 3Z Молекулярный dec а Фиг. 45, а, б. Изменение вязкости природных газов в зави ведена корреляционная диаграмма вязкости сырых нефтей, свободных от газа, при различных температурах, где вязкость является функцией плотности сырой нефти, полученной из замеров сотен образцов. Среднее отклонение от измеренных данных по этим кривым было 24,2%. На фиг. 49 кривые, полученные из экспериментов на прозрачной фракции сырой нефти из Западных Штатов, показывают влияние давления на вязкость нефти, не содержащей газа в растворе.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей Чтобы показать относительное влияние давления при различных температурах, кривые вязкости на фиг. 49 построены так, что показывают соотношения со значениями ее при атмосферном давлении. Видно, что вязкость увеличивается в пределах 12—20% на инкремент в 68,0 ату причем точное значение ее воз I IO MU ОЧ С/О Oif vu Молекулярный Sec s симости от молекулярного веса, давления и температуры.

растает с уменьшением температуры и повышением среднего давления. Изменение вязкости с давлением выше точки парообразования газонасыщенных сырых нефтей составляет величину того же самого порядка. Все исследования по вязкости сырых нефтей, газонасыщенных или при точке парообразования, проделанные до сих пор, показывают, что влияние растворенного газа при высоких давлениях более чем уравновешивает рост вязкости, обусловленный изменением давления (фиг. 49). Соответственно^ Глава i i 80 tZQ [SO WO Молекулярный. Sec Z8Q Фиг. 46. Кривые зависимости вязкости углеводородных жидкостей при атмосферном давлении от молекулярного веса.

too 80 60 «0 \ \ \ \ \ % r-i \\ \ \ \ \ N 14 ^ I ч N z 37у 60 81,1 10чи Тем ператцра,^ °С ЩЬ // *^ / W8.B Фиг. 47. Изменение вязкости сырых нефтей при атмосферном давлении в зависимости от температуры.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей I % worn zood BOO '! то i

68 10Z № Да5ленжу am Фиг. 49. Вязкость прозрачной нефти под давлением ц по отношению к ее вязкости цй при атмосферных условиях.

Глава вязкости монотонно понижаются с давлением насыщения. На фиг. 50 даны результаты непосредственной увязки вязкости сырой нефти и газа в растворе при пластовом давлении для постоянной вязкости и свободной от газа нефти, основанные на 351 замере 41 образца из 29 нефтяных месторождений (20 в Калифорнии).

1 то \ ^ zoo I И ё wo ио б го w t 1 1 ' к;

^^ •**«i > is.-.

•—i ^ — —•*. —'• — •• — ~.

• —• II» •—.

т — — — — — •IBM —••• * — —.

— • » Щ » — — ~ — =S ~...ви —~ *• • ь 0. 36 72 Гад, растворенный Ю8 № /SO Z16 ZSI при пластовом давлении,,*< /м Фиг. 50. Вязкости сырой нефти, насыщенной газом, при пластовых давлении и температуре. Цифры на кривых соответствуют вязкости дегазированной нефти при температуре пласта (в сантипуазах).

Среднее отклонение измеренных вязкостей согласно корреляционным кривым было 13,4%, поэтому они в отсутствии прямых измерений дают хорошее приближение к истинному значению вязкости. Вязкости углеводородных жидкостей чувствительны к изменениям температуры и давления насыщения. Отсюда в динамических проблемах нефтедобычи, где встречаются вязкости жидкостей, необходимо установить значения ее при соответствующих условиях, чтобы получить результаты, имеющие количественное значение.

2.12. Поверхностные натяжения жидкостей в нефтеносных пластах. Приложение числовых значений поверхностного натяжения непосредственно к эксплуатационным проблемам, за исключением капиллярных явлений, незначительно. Однако правильная оценка поверхностных явлений в пласте помогает понимать многие детали механизма нефтеотдачи. Исходя из этого, ниже приводится краткий обзор накопленных эмпирических дан Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей ных по поверхностным натяжениям пластовых жидкостей. На фиг. 51 приведены изотермы поверхностного натяжения для нефтяной фазы, находящейся в равновесии с атмосферой или своими парами, полученные экспериментально для низкомолекулярных парафиновых углеводородов, и дана экстраполяция кривых до высоких молекулярных весов. Как и следует ожидать из общих физических соображений, поверхностное натяжение уменьшается с понижением молекулярного веса и увеличением температуры. При 21,1° С поверхностные натяжения сырых нефтей на границе с воздухом лежат в пределах от 24 до 38 дн/см.

П9 -73М О 31В 33,3 Ш8 Температура. С 315J Фиг. 51. Изменение поверхностного натяжения парафиновых углеводородов с температурой.

1 —метан." 2 —этан;

3 — пропан;

4 — изобутан;

5— к-бутан;

б — «-пентан;

7 — н-гексан;

8 — «-гептан;

9 — н-октан;

10 — молекулярный вес.

Поверхностное натяжение чистой воды меняется линейно от 72,5 дн/см при 21,1° С до 60,1 дн/см при 93,4° С со средним градиентом 0,171 дн/см °С. В буровых водах наблюдаются два противоположных эффекта, которые влияют на их поверхностное натяжение. Неорганические минеральные соли, присутствующие в водах, сообщают им некоторое повышение поверхностного натяжения. Поверхностно активные агенты, растворенные в водах благодаря контакту с нефтью, уменьшают их поверхностное натяжение. В отмеченном интервале температур при обычных условиях наличие солей в водах приводит к поверхностному натяжению на границе с воздухом от 59 до 76 дн/см. Данные о влиянии растворенного газа на поверхностное натяжение сырых нефтей довольно скудны. Работы по изучению иранской сырой нефти проводились при давлении 34— Глава На фиг. 62 приведены результаты экспериментов в более широком интервале давления при 31,1° С. Природный газ, растворенный в нефти, резко снижает ее поверхностное натяжение. Отсюда при пластовом давлении поверхностное натяжение насыщенной сырой нефти намного ниже, чем при атмосферном давлении. Сравнение изотерм поверхностного натяжения 1 и 2, полученных на границе с воздухом, и других опытов, где применялся природный газ или двуокись углерода (СОг), показывает, что влияние повышения температуры, согласно фиг. 51, уравновешивает эффект понижения растворимости газа при высоких температурах. При пластовых давлениях и температурах поверхностное натяжение сырой нефти может быть ниже *, чем это получается из фиг. 52. Можно ожидать его значение порядка 1 дн/см при давлениях и температурах, превышающих 204 ат и 65,6° С. В критическом состоянии углеводородной системы поверхностное натяжение полностью исчезает. Было изучено и измерено влияние растворенного газа на поверхностное натяжение подземных вод в пределах до 240 ат на тощем природном газе. Результаты опытов приведены на фиг. 53, где видно, что процент снижения поверхностного натяжения велик, хотя меньше, чем для сырых нефтей. Взаимодействие между газом и нефтью на разделе фаз в эксплуатационных системах требует равновесия поверхностного натяжения нефти на границе с газом. Взаимодействие между водой и нефтью на разделе фаз зависит от поверхностного натяжения на границе между этими фазами. Известно большое количество исследований поверхностного натяжения систем сырой нефти и воды из тексасских нефтяных месторождений. На фиг. 54 приведены изотермы поверхностного натяжения для водонефтяных систем некоторых месторождений в Северо-западном Тексасе. Изменение поверхностного натяжения на границе нефть — вода с температурой обычно происходит быстрее, чем изменение поверхностного натяжения сырой нефти на границе с воздухом, как это вытекает из фиг. 51. Количественной зависимости между поверхностным натяжением на границе нефть — вода и природой сырой нефти, на первый взгляд, нет, но общая Была разработана методика вычисления поверхностного натяжения углеводородных систем. Однако она требует знания составов паровой и жидкой фаз, их плотностей и постоянных индивидуальных компонентов, связанных с поверхностными натяжениями отдельных компонентов. Данные р — v — Т естественного газа и буровых вод 3 указывают на растворимость газа в дестиллированной воде порядка 26,8 м /м3 при 170 ат и 37,52 м3/м3 при 340 ат с небольшими температурными колебаниями. Влияние солености буровых вод состоит в понижении растворимости газа примерно на 5%, считая на каждый процент твердой фазы рассола. Растворенный газ повышает также сжимаемость жидкости примерно на 9% на каждые 18 м3/м3 воды. Содержание воды в газовой фазе в равновесии с раствором газа в воде быстро возрастает с ростом температуры и понижением давления;

ниже 102 ат это составит около 1 дм3 на 180 м* газа при 136 ат и 93,4° С. Твердая фаза буровых вод в 2% снижает содержание воды в газовой фазе на 5%.

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей I I I 1 го /в в V •& Z7,Z №,V 81,6 108,8 /36 r Добленив насыщения, am Фиг. 52. Поверхностное натяжение сырых нефтей и бензола в зависимости от давления насыщения на границе.

I, 2—воздух;

3, 4, б —нефтяной газ;

5—-двуокись углерода;

7 — бензол, двуокись углерода.

80 1 I ч\ N Ч SO I О 3U 58 Ю2 W Добление.

170 am п •час ь—.

Z04- Z 17Z Фиг. 53. Поверхностное натяжение воды на границе с природным газом в зависимости от давления насыщения.

Глава ZfJ 26, 32,2 37,8 ЩЦ Температура^ °С ЩЗ Фиг. 54. Изменение поверхностного натяжения на разделе нефть — вода с температурой для ряда нефтей из Северо-западного Тексаса.

О (02 136 170 йаблеиие, am 20U ЪП Фиг. 55. Поверхностное натяжение на границе нефть — вода в зависимости от давления насыщения. Крестики показывают точки парообразования (насыщения).

Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей тенденция полученных данных такова, что более низкие поверхностные натяжения на разделе двух фаз свойственны более легким нефтям. Влияние растворенного газа и давления на поверхностное натяжение на границе нефть — вода показано на фиг. 55. Кривая 1 относится к сырой нефти уд. веса 0,856, из которой выделяется 114,2 м3 газа на 1 м3 нефти при быстром снижении давления от 212,2 ат до атмосферного и температуры от 81,1 до 25,6° С. Кривая 2 относится к сырой нефти уд. веса 0,838, из которой выделяется 98,13 м3 газа на 1 м3 при мгновенном снижении давления от 138,4 ат до атмосферного и температуры от 76,7 до 25,6° С. На кривой 3 приведена изотерма поверхностного натяжения сырой нефти уд. веса 0,816 с растворимостью 115,8 м3 таза на 1 м3 нефти при давлении 106,8 ат и 54,5° С. Все эксперименты проводились при соответствующих пластовых температурах 81,1°;

76,7° и 54,5° С. Следует заметить, что поверхностное натяжение на разделе индивидуальных систем нефть — вода увеличивается по мере роста количества растворенного газа, но медленно падает, когда давление поднимается выше точки парообразования. 2.13. Воды нефтяных месторождений. В параграфе 1.2 было указано, что все нефтеносные породы, содержащие нефть или газ, обладают водяной фазой, обычно называемой связанной водой. Большинство нефтяных пластов переходит на погружении в пласты, содержащие воду. Пластовые воды 1 обладают минеральным содержанием, часто характеризующим залегающий пласт. Их минеральный состав можно использовать для обнаружения источника вод, поступающих с нефтью из скважины. По водам нефтяных месторождений можно судить о геологическом процессе образования нефтяных месторождений. В некоторых нефтяных месторождениях подземные воды близки по составу к воде океана. Однако среди различных составов буровых вод, встречающихся в нефтяных пластах, наблюдается большое разнообразие. Состав буровых вод обычно выражается весовыми концентрациями анионов и катионов в мг/л. 2.14. Заключение. Физическое поведение углеводородных жидкостей и газа можно описать функциональными зависимостями между переменными: давлением, объемом и температурой, связанными с этими жидкостями. При постоянной темпераТождество состава связанной воды и краевых пластовых вод представляет спорный вопрос. Некоторые исследователи приводят доказательства в подтверждение этого предположения. Однако анализы солености вод, выжатых из кернов, взятых при бурении грязевым раствором на нефтяной основе, часто показывают такие изменения минерализации в пределах отдельных эксплуатационных зон, что вызывают серьезное сомнение в том, находится ли в равновесии связанная вода по своему составу с пластовыми и краевыми водами.

Глава туре объем газовой фазы уменьшается с увеличением давления от начальных низких значений до наступления точки, при которой начинается конденсация жидкости. Когда объем продолжает уменьшаться, давление остается постоянным до тех пор, пока не исчезает газ («точка парообразования») (фиг. 1). Дальнейшее уменьшение объема требует быстрого подъема давления соответственно низкой сжимаемости жидкой фазы. Интервал объема, соответствующего отрезку постоянного давления, сокращается с возрастанием температуры, когда наступает конденсация или испарение (при увеличении объема). Если температура продолжает повышаться, точка конденсации и точка парообразования сливаются вместе, и указанный интервал исчезает. Свойства газовой и жидкой фаз становятся тождественными, и тогда система находится в критическом состоянии. При более высоких температурах углеводород остается в единой фазе, которая, строго говоря, ни газ, ни жидкость. Общей чертой давления, температуры и характера изменения объема чистых углеводородов является то, что давления на точке конденсации и точке парообразования одинаковы для постоянных температур. Диаграмма зависимости давление— температура состоит из единой и однозначной монотонной кривой, а именно кривой упругости пара соединения (фиг. 5). Эта простота нарушается для многокомпонентных и даже бинарных углеводородных смесей. В процессе изотермической конденсации газовой фазы давление увеличивается так, что давление точки парообразования превышает давление точки конденсации (фиг. 6). Кривая в координатах «давление—объем», характеризующая состояние насыщенного пара, т. е. кривая точки конденсации, и насыщенной жидкости, т. е. кривая точки парообразования, соединяются при давлении ниже максимума комбинированной граничной кривой (фиг. 7). Из этого следует, что для бинарных и многокомпонентных систем критическое давление и температура у соединения кривых точки конденсации и точки парообразования не представляют собой более максимальных значений, при которых могут существовать два фазовых условия. Критическое состояние определяется тождеством интенсивных свойств сосуществующих газовой и жидкой фаз. Критические давление и температура ниже максимальных давления (криконденбар) и температуры (крикондентерм) двухфазных граничных кривых. Когда давление на углеводородную смесь поддерживается постоянным, то на промежуточном значении между критическим и максимальным двухфазными давлениями встречаются ретроградные явления, если температура или объем при этом менялись монотонно так, что система переходила от одного состояния точки парообразования к другому или от одного состояния точки конденсации к другому. Например, оба конечных состояния представляют собой точки парообразования;

тогда углеводородная смесь в этих состояниях находится полностью в жидкой Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей фазе. Однако во время процесса перехода система между этими" точками парообразования находится в двухфазной области. Происходит развитие газовой фазы, затем ее усадка и конечное исчезновение, в то время как объем или температура продолжают монотонно изменяться. При более низких температурах и давлениях «нормальное» поведение жидких систем состоит в том, что изобарный рост температуры приводит к длительному испарению жидкой фазы. Аналогичное испарение возникает на первых стадиях увеличения температуры выше низкотемпературной точки парообразования в ретроградном процессе испарения. Более поздние стадии создают конденсацию газовой фазы и ее конечное исчезновение по мере дальнейшего роста температуры до высокотемпературной точки парообразования. Это последнее явление и называется «ретроградным». По характеру граничных кривых вблизи критического состояния можно показать, что ретроградное изменение возникает при соответствующих условиях у всех фактически многокомпонентных углеводородных смесей. Ретроградные явления имеют большое значение при разработке конденсатных или дестиллатных месторождений. Газ на точке конденсации и жидкость на точке парообразования обладают составом, тождественным с составам системы в целом. В двухфазной области состав сосуществующих фаз отличается друг от друга, а также от состава сложной системы. Жидкость, конденсирующаяся из газа на точке конденсации, относительно богата тяжелыми компонентами. По мере подъема давления и дальнейшей конденсации в жидкую фазу вступают более летучие компоненты, делая ее более легкой. Удаление конденсируемых компонентов одновременно понижает молекулярный вес газовой фазы. При точке парообразования, когда состав жидкой фазы соответствует составу смеси, последние следы газовой фазы имеют максимальную концентрацию наиболее летучих компонентов (фиг. 10 и 17). Для установления изменений в объеме обычных многокомпонентных углеводородных систем, например, смеси природного газа и сырой нефти, достаточно выразить суммарный состав системы относительными величинами газовой и жидкой фаз при обычных условиях. Это простое соотношение называется газовым фактором и выражается в куб. метрах газа на тонну или куб. метр нефти. В дальнейшем газовая фаза может быть уточнена по ее составу. Обычно ограничиваются данными о среднем молекулярном или удельном весе (плотности) газа по отношению к воздуху. Достаточно знать плотность газа, чтобы определить его поведение в чисто газовой фазе, т. е. дать его уравнение состояния. Это последнее есть уравнение состояния идеального газа, где сомножителем к температурному члену является поправочный коэффициент, известный как «коэффициент отклонения», «коэффициент сжимаемости» или «коэффициент сверхсжимаемости» [уравнение 2.7 (1)]. Были разработаны корреляционные множители для этих коэффициентов отклонения, Глава исходя из приведенных давлений и температур системы (фиг. 20). Значения последних представляют действительные давления и температуры, деленные на «псевдокритические давления и температуры». Псевдокритические давления и температуры являются либо средневзвешенными от состава чистых компонентов, либо выведенными, основываясь на плотности газа (фиг. 21). Жидкую фазу сложных углеводородных систем полностью описать при помощи простого понятия затруднительно. Для характеристики ее необходимо, как минимум, знать ее плотность, средний молекулярный вес и некоторые данные об ее составе. Однако выражение состава жидкой фазы даже через гептаны не может еще дать полного количественного представления об ее изменении вблизи критической области. В двухфазной области у смесей из насыщенного газа и сырой нефти для получения качественной характеристики, общей для всех этих систем, достаточно провести непосредственный эксперимент над соответствующими образцами газа или нефти. Так, удельные объемы (величины, обратные плотности соединения) уменьшаются с ростом давления. Скорость уменьшения объема, являющаяся мерой сжимаемости, падает скачкообразно на точках парообразования при температурах, отдаленных от критических (фиг. 22). При постоянных давлениях удельный объем увеличивается с температурой. Изменение наклона кривой происходит вновь на точках парообразования, что соответствует падению коэффициента теплового расширения при вступлении в насыщенную жидкостью область (фиг. 23). Если система поддерживается на постоянном объеме, то с повышением температуры происходит рост давления. Наклоны кривых вновь круто меняются на точках парообразования, как и при бинарных системах даже чистых компонентов. В процессе температурного приближения к точке парообразования плотность каждой фазы сближается с другой по величине (фиг. 24). Полное равенство достигается лишь в критической точке. Как и следует ожидать, «объемный коэффициент нефти», т. е. объем одного нормального кубометра нефти в пластовых условиях, повышается при постоянных давлении и температуре с ростом газового фактора. Скорость повышения объема уменьшается для более высоких давлений (фиг. 25). Растворимость газа в жидкости на точке парообразования уменьшается с повышением температуры, но увеличивается с ростом давления. Первоначальный подъем кривой растворимости с повышением давления обычно очень крут, а затем падает до приблизительно линейного изменения. Однако растворимость может вновь ускориться при давлениях в несколько сотен атмосфер (фиг. 27). Растворимость увеличивается также с уменьшением плотности сырой нефти. Для уточнения объемного поведения систем, состоящих из природного газа и сырой нефти, в условиях, далеких от кри Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей тического состояния, разработаны корреляционные диаграммы и методика их применения. Точность предлагаемого способа, разумеется, зависит от полноты и точности определения исходных основных данных. Так, если даны плотность сырой нефти и давление насыщения, то растворимость газа можно оценить, за исключением очень малых давлений, с точностью примерно до 25% (фиг. 28). Если известны плотность сырой нефти и общая растворимость газа, можно определить плотность газа, выделившегося из раствора, с точностью до 10% (фиг. 29). Зная растворимость газа, можно определить с точностью до 15% усадку жидкости в точке парообразования при выделении газа из раствора (фиг. 30). Разработаны также корреляционные диаграммы определения непосредственной термической усадки остаточной нефти при понижении ее температуры от пластовой до стандартной 15,5° С (фиг. 31). Если известны плотность газа и сырой нефти, растворимость, пластовые давление и температура, можно вычислить усадку нефти с вероятной ошибкой в 5%. Этот вывод получается из корреляционных кривых, дающих кажущуюся плотность жидкости, являющейся раствором газа, в зависимости от его плотности в сырых нефтях разного удельного веса (фиг. 32). Если известен также состав газа, то для получения суммарного состава жидкости в точке парообразования вычисления могут быть уточнены при помощи добавления объемных долей отдельных растворенных компонентов. В эффективные плотности растворенных метана и этана можно внести поправки на эффект их концентрации в системе в целом, а также на среднюю плотность более тяжелых составляющих (фиг. 35). Определение заранее составов газовой и жидкой фаз сложной углеводородной смеси с изменением ее давления и температуры требует другого подхода. Исходя из подробного анализа составов сосуществующих фаз в естественных смесях при различных давлениях и температурах, были подсчитаны и составлены таблицы и диаграммы соотношений мольных концентраций в газовой фазе к мольным концентрациям в жидкой фазе для отдельных компонентов в зависимости от давления и температуры. Если бы углеводородная система подчинялась законам идеального раствора и идеального газа, то значения этих соотношений можно было высчитать непосредственно как функции давления и температуры. Наблюденные отклонения соотношений от идеального поведения и высчитанных значений не явились случайными. Однако, предполагая, что они останутся не зависимыми от суммарного состава системы, их назвали «константами равновесия». По мере накопления данных выяснилось, что эти соотношения зависят от состава смесей в целом, особенно при более высоких давлениях, а для метана и этана — даже при низком давлении (табл. 3 и 4). Отсюда более правильно называть эти величины «равновесными соотношениями» (или «коэффициентом распределения»).

Глава Если рассматривать равновесные соотношения как строго эмпирические данные, их можно использовать в пределах их справедливости для вычисления составов сосуществующих фаз углеводородных смесей и соответствующих точек конденсации и парообразования [уравнения 2.9(4) —2.9(8)]. При подсчете фазовых составов первоначальное суммарное мольное распределение между обеими фазами получается методом последовательного приближения. Установив это распределение, получают затем мольные концентрации отдельных фаз при помощи незначительного дополнительного расчета. Для этого, а также для определения граничной точки необходимо знать заранее суммарный состав сложной смеси. Пользуясь указанной методикой, можно высчитать результаты однократного (контактного) или дифференциального выделения газа из жидкости в точке насыщения или из двухфазной системы при высоких температуре1 и давлении, существующих в пласте и у башмака фонтанных труб в скважине, до давлений и температур сепаратора или емкости на дневной поверхности. Полученные вычисления можно повторить с соответствующими изменениями, чтобы показать влияние различных типов и условий одинарной или ступенчатой сепарации на количество и характер выделившегося газа и добытой нефти. Приведенная методика (фиг. 43) особенно удобна для обработки опытных данных, так как она предусматривает интервалы давлений и температур, имеющих достаточно равновесных соотношений, чтобы избежать ненадежной экстраполяции. Из физического определения критической точки следует, что равновесные соотношения для всех отдельных компонентов должны сходиться к единице при критических давлении и температуре. Положение самого критического состояния весьма чувствительно к суммарному составу углеводородной системы. Очевидно, и равновесные соотношения чувствительны к суммарному составу в области, близкой к критической. Все до сих пор изученные системы качественно обладают характерным изменением давления при постоянной температуре. Как это вытекает из теории идеальных раствора и газа при низких давлениях, эти соотношения меняются приблизительно обратно пропорционально давлению. В интервале нормальных температур соотношение для метана монотонно уменьшается с ростом давления к значению единица. Для других компонентов следует заметить, что сначала эти соотношения уменьшаются до значения единицы при давлении, приблизительно равном упругости пара чистого компонента для пропана. Затем они падают до минимальных значений в интервале давлений 34—68 ат, после чего вновь возрастают и по мере увеличения давления стремятся к единице. Это уменьшение происходит с падением температуры и ростом молекулярного веса чистого компонента. На практике отдельные компоненты смеси обычно ограничиваются гексанами. Более тяжелые компоненты нефти рассматри Физические свойства и поведение нефтяных пластовых жидкостей ваются вместе как гептаны плюс остальные. Соотношения для последнего компонента особенно неустойчивы при высоких давлениях и зависят от свойств нефти, которую они представляют. При рассмотрении динамического поведения газа и нефти в нефтеносных породах необходимо учитывать важную роль вязкости жидкости. Вязкость зависит от давления, температуры, состава и фазы системы и должна поэтому рассматриваться, как и термодинамические свойства углеводородных смесей, с эмпирической точки зрения. Для количественных целей необходимо проводить измерения в каждом конкретном случае. Для оценки вязкости, когда специальных измерений осуществить нельзя, в настоящее время имеется достаточно данных. Вязкости углеводородных газов при атмосферном давлении обычно ниже вязкостей других газов или паров, за исключением водорода. Они увеличиваются с ростом температуры и уменьшением молекулярного веса (фиг. 44) и возрастают, когда давление становится выше атмосферного. При высоких давлениях изменения вязкости с температурой и молекулярным весом становятся обратно пропорциональны и доказывают из;

менения, характерные для углеводородной, а также других жидкостей (фиг. 45). В интервале температур от 15,5° до 143,4° С вязкость сырых нефтей при атмосферном давлении может меняться в 50 раз (фиг. 47). Эта степень изменения обычно сокращается по мере уменьшения вязкости при 15,5° С. При атмосферном давлении вязкость свободной от газа жидкости при постоянной температуре уменьшается монотонно с ростом плотности сырой нефти (ф(иг. 48). Одно давление при возрастании на 69 ат повышает вязкость сырых нефтей на 10—20% (фиг. 49). Газ, растворенный в сырой нефти, при высокой температуре существенно понижает ее вязкость. Вязкость нефтей с растворенным в них газом может быть увязана с количеством газа в растворе (фиг. 50). Уменьшение вязкости, обусловленное данным количеством растворенного газа, увеличивается с вязкостью жидкости, свободной от газа. Изучение поверхностного натяжения жидкости на границе с воздухом и на границе двух фаз в нефтеносных породах необходимо для понимания деталей механизма нефтеотдачи, несмотря на то, что количественное использование этого явления еще весьма ограничено. Наблюдаемые 'поверхностные натяжения для сырых нефтей на границе с 'воздухом колеблются от 24 до 38 дн/см. Они уменьшаются с ростом температуры и понижением молекулярного веса (фиг. 51). Вследствие противоположных эффектов неорганических минеральных солей и растворенных поверхностно активных агентов буровые годы могут иметь поверхностные натяжения меньше или болыио, чем для чистой воды (72,6 дн/см при 21,1° С). Имеющиеся данные показывают колебания от 59 до 76 дн/см. Растворенный газ снижает поверхностное натяжение сырых нефтей, причем величина уменьшения зависит от количеств-а и Глава природы газа (фиг. 52). При пластовых температурах и давлениях, превышающих 65,6° С и 204 ат, газонасыщенные нефти могут иметь поверхностные натяжения порядка 1 дн/см. Растворимость естественного газа в воде значительно меньше, чем в нефти, но при высоких температурах газ, растворенный в подземных водах, также приводит к весьма заметным снижениям в значении поверхностного натяжееия (фиг. 53). Натяжения на разделе нефть — вода также уменьшаются с ростом температуры, хотя и не так быстро, как при изменении поверхностного натяжения на границе с воздухом (фиг. 54). При обычных условиях измеренные значения поверхностного натяжения на границе сырая нефть—«буровая вода обычно колеблются между 15 и 30 дн/см и ниже для сырых нефтей малого удельного веса. Газ в растворе увеличивает поверхностное натяжение на границе двух фаз, но увеличение давления выше точки парообразования вызывает его снижение (фиг. 55). Солевой состав и минерализация буровых вод колеблются в очень широких пределах от концентраций настолько малых, что вода становится лишь солоноватой, до максимума в 642 000 мг на 1 л и удельного веса воды 1,458. Состав буровых вод не имеет большого отношения к термодинамическим явлениям, связанным с нефтедобычей. Однако знание состава вод весьма необходимо при определении источника появления воды, извлекаемой вместе с нефтью, а также для выяснения геологического процесса образования нефтеносной залежи.

ГЛАВА СВОЙСТВА НЕФТЕНОСНЫХ ПОРОД И ИХ СВЯЗЬ С НЕФТЕОТДАЧЕЙ. АНАЛИЗ КЕРНОВ' 3.1. Содержание жидкости в глубинных породах. Керны, или образцы горных пород, извлекаемые на дневную поверхность при бурении скважин, содержат в своих порах различное количество жидкости. Одним из важных разделов анализа кернов является определение природы и количества этого жидкого содержимого. Для этой цели применяют ретортный метод, или же метод растворения и перегонки. При ретортном методе берут от 100 до 200 г измельченной породы и помещают в !металлич векую реторту — медную или чугунную. Реторту подогревают на огне, и жидкое содержимое горной породы подвергается перегонке. На фиг. 56 показана схема такого устройства. Процесс подогрева производится в два этапа. На первом этапе температура •подогрева доводится до 180—200° С для ишарешш воды и легких ф/ракций нефти, которые могут содержаться в породе. На это затрачивается от 40 мин. до 1 часа. Затем температура в реторте завышается до 600° С для июпарен-ия тяжелых нефтшых остатков и выдерживается при этом в течение получаса. Испарившиеся в процессе перегонки вещества собираются в градуированные приемные цилиндры и замеряются. Приемные цилиндры соединяются с донышком конденсационной колонки, в которую поступают пары из реторты. Для облегчения сепарации нефти от воды содержимое приемного цилиндра подвергается центрифугированию. Полученные объемы жидкости обычно выражают в процентах насыщения порового пространства. Последнее рассчитывается ш видимого объема образцов породы, заложенных в реторту, способом вытеснения или же по весу образца и уд. весу породы, а также с учетом пористости, определенной по кусочку породы из керна.

Физические свойства нефтяных коллекторов, в основном пористость и проницаемость горных пород, были довольно подробно рассмотрены в книге М. Маскета «Течение однородной жидкости в пористой среде», Гостоптехиздат, 1949.

Глава Для получения точных результатов по этому методу в него необходимо ввести ряд коррективов. Сюда входят учет излишка воды, связанного с испарением кристаллизационной воды горной породы в процессе высокотемпературного нагревания, и изменения плотности нефти после перегонки по сравнению с исходным веществом, находившимся в порах керна до перегонки. Для получения соответствующих поправочных коэффициентов надо предварительно провести калибровочные испытания над синтетическими смесями, состоя;

;

щими из образцов горных пород, воды и нефти. I лея, Фиг. 56. Схема ретортного метода для определения нефте- и водонасыщенности, Ж — реторта;

2 — зажим для крышки реторты;

3 — печь;

4— форсунка;

5 — выводная трубка;

6—градуированный сборный цилиндр;

7 — водяная рубашка;

8 — холодильник;

9 — газоотводная трубка;

10 — газометр;

11— вода;

.12 — еифон для вытеснения воды;

13 — градуированный цилиндр;

14 — вода к холодильнику.

Фиг. 57. Экстракционный прибор для определения водо- и нефтесодержания керноз.

Методика определения насыщения породы жидкостями экстракционным способом в основном состоит из комбинации стандартного метода определения воды в нефтепродуктах по.Дину и Старку и экстракции породы в приборе Сокслета. На фаг. 57 показан обычный прибор для выполнения этих обоих этапов, т. е. определения водо- и нефтенасыщенности кернов.

Свойства нефтеносных пород и их связь с нефтеотдачей В пористый заранее взвешенный стаканчик насыпается от 50 до 100 г измельченного керна и определяется очень точно суммарный вес стаканчика с породой. Затем стаканчик подвешивается в колбе, куда залит соответствующий растворитель, например, легкая нафта, толуол, тетрахларэтан и ксилен с точкой кипения, близкой к 100° С, и который не смешивается с водой, но растворяется в нефти, или наоборот. Колба присоединяется к ректификационной колонке с водяной ловушкой и подвергается подогреву. Нагрев колбы длится до тех пор, пока вся ©ода не осядет в ловушку и не закончится экстракция нефти из породы. Последний этап занимает в 4—5 раз больше времени, чем это требуется для отгонки воды, и продолжается обычно от 2 до 5 час. И-нсгда полная экстракция образца требует от 12 до 24 час. После окончания процесса экстракции подогрев колбы прекращают и после небольшого охлаждения стаканчик с породой вынимают из колбы и отгоняют растворитель в сушильном шкафу при температуре около 105° С. После этого стаканчик с породой подвергают вторичному взвешиванию и определяют общую потерю веса породы. Часть этой потери, связанную с отгонкой воды, получают из объема или веса воды, накопившейся в ловушке. Разность весов между о-бщей потерей и весом воды дает вес извлеченной нефти. При известном удельном весе нефти легко установить занимаемый ею объем 1. Полученные объемы воды и нефти легко перевести в процентное содержание насыщения жидкостью норового пространства, учитывая кажущуюся плотность и пористость соседних кусочков керна, а также измеренный вес сухого керна, взятого для экстрагирования. В данном случае также приходится вводить некоторые поправки на отобранный объем дестиллированной воды в связи с присутствием соли в первоначально содержащейся воде в породе до перегонки и уточнение плотности нефти после перегонки 2 растворителя из экстракта растворитель — остаточная нефть. Когда образцы породы очень малы или имеют заниженное нефтенасыщение, точность определения нефтесодержания может быть повышена применением метода вакуумной перегонки. Последний метод дает возможность применять пониженные температуры перегонки, стеклянную аппаратуру и весовые способы замера 'потери жидкости.

Если для извлечения нефти применяется летучий растворитель, например пентан, то объем нефти можно определить весьма аккуратной отгонкой растворителя из раствора последнего в нефти. Разумеется, при этом вся вода должна быть предварительно удалена из образца жидкостью с более высокой точкой кипения, чем это требуется по Дину и Старку. 2 Определение уд. веса нефти в процессе общего анализа кернов, хотя и не очень тщательное, имеет большое практическое значение для общей 'оценки разреза, из которого взят керн. Если количество нефти, полученное из кернов, невелико для обычных методов определения плотности ее весовым способом, можно определить коэффициент рефракции нефти для вычисления удельного веса ее.

Глава Эвакуированный керн остается чистым в процессе перегонки, так что ело можно использовать для измерения пористости и проницаемости по воздуху. Вместе с тем потеря кристаллизационной воды из породы может привести к преувеличенным значением при замере проницаемости для воды. Последний метод имеет особое значение при анализе кернов из конденсатных пластов. 3.2. Соленость. Измерения солености воды в кернах основываются на допущении, что все растворимые хлориды, находящиеся в образце породы, присутствуют в связанней ©оде. Согласно этому принятая методика состоит в растирании навески 3 измельченного керна (5—20 г) и в смешении с 100—150 см дестиллкрованной воды до полного растворения хлоридов. После этого воду и песок разделяют фильтрованием и некоторую часть фильтрата подвергают титрованию. Результирующее содержание хлоридов выражается в миллиграммах на литр после предварительного определения количества воды в керне.на единицу веса породы. 3.3. Проницаемость «глинистых» песков. Измерения проницаемости горных пород основываются на допущениях, что жидкость, проходящая через образец породы, однородна, течение ее ламинарно, и протекающая жидкость не реагирует с пористой средой. С точки зрения реального нефтяного пласта серьезное ограничение, налагаемое первым условием, является в настоящее время общепризнанным и будет подробно рассмотрено в главе 4 и последующих разделах книги. Хотя систем со строго однородной жидкостью в естественных подземных нефтяных резервуарах встретить нельзя, но измерение проницаемости для однородной жидкости дает удобную и полезную основу для сравнения при изучении проницаемости систем с многофазным течением. Допущение ламинарного течения не встречает серьезного возражения относительно справедливости его для естественных нефтяных пластов, так как за исключением непосредственной близости к забоям скважин, работающих с очень высокими д©битами, течение жидкости в пластах лежит в ламинарной области. За последние годы было установлено, что жидкость влияет на проницаемость пористой среды и что принятое допущение об отсутствии реакции между жидкостью и пористой средой для очень многих нефтяных пластов является неправильным. На это явление было обращено особое, внимание в Калифорнии, где было установлено для ряда коллекторов, что проницаемость экстрагированного керна намного ниже для воды, чем для воздуха. Кроме того, 'проницаемость для соленой воды обычно больше, чем для пресной воды. Во многих случаях было замечено, что проницаемость породы для пресной воды равнялась Свойства нефтеносных пород и их связь с нефтеотдачей нулю. В табл. 6 приведены некоторые из опубликованных материалов по этому вопросу.

Таблица 6 Проницаемость песчаников для воздуха, соленой и пресной воды в миллидарси Пресная Пресная Соленая Соленая Воздух Воздух вода вода вода вода 18800 1690 3540 34800 2560 1020 1490 645 565 438 175 705 15800 1690 2093 23600 216 114 0,45 573 505 360 153 147 15100 1670 2,4 9,9 0,0 20 0,0 568 210 4,9 3,9 0,0 173 112 105 81 9,5 92 31 28 6,9 5,5 5,8 74 0,8 0,9 76 6,3 89 31 3,3 6,1 0,07 0,2 0,8 0,5 0,9 66 5,7 12 12 0,0 0,06 0,07 0, В табл. 7 приведены результаты 15 измерений проницаемости образцов нефтяного коллектора, извлеченных из скважины на интервале 7 м. Особенно обращает на себя взимание разница между образцами 10 и 11, т. е. между чистым песком и породой, содержащей гидратирующийся материал.

Таблица 7 Проницаемость для воздуха и воды у чистых и глинистых песчаников в миллидарси образцов 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 12 13 14 № Проницаемость для воздуха 3970 4790 4490 2640 4810 5280 5730 10900 6600 5270 5650 7760 2430 4070 2260 соленой воды пресной воды 217 1650 313 520 2340 1980 1400 1740 2680 2830 7,4 10,0 2,6 7,5 90, И 635 2020 965 734 2670 2400 2270 4660 3250 2995 2210 2640 1190 1290 Причину этого явления обычно относят к «загрязнению» песков и считают, что поровое пространство между сцементированными зернами песчаника содержит в этом случае вещество, Глава разбухающее,в воде. Это вещество состоит большей частью (как показывают минералогическое исследование и изучение рентгеновскими лучами) из глин. Известно, что аргиллиты и бентониты хорошо гидратируются и разбухают в своем объеме при контакте с водой. Такое разбухание может, очевидно, уменьшить проницаемость пароды во много раз. Исследование песчаных коллекторов нефти в Пенсильвании показало, что уменьшение л.роницаемос'ти находится в зависимости от рН воды, — при низких рН проницаемость меньше меняется. /Процессы флоккуляции и дефлоккуляции глин, непосредственно связанные с явлением гидратации, очевидно, играют важную роль в явлении набухания. Сложное взаимодействие между глиной и водой зависит от природы частиц в поровом пространстве и от ионного состава воды. Вне зависимости от механизма набухания необходимо учитывать последнее явление при оценке и производстве измерений проницаемости. Именно это обстоятельство дало возможность частично объяснить в Калифорнии причину больших расхождений (в 10—50 раз) между фактической продуктивностью скважин и подсчитанной из замеров проницаемости образцов пород продуктивного коллектора. Измерение проницаемости производили по воздуху. В остальных нефтедобывающих районах не сообщалось о таких разительных эффектах. Однако заилованные, глинистые пески встречаются и в месторождениях Мид-Континента в некоторых сложенных сцементированными песчаниками залежах побережья Залива и по крайней мере в одном из крупнейших месторождений Восточной Венецуэлы. В большинстве случаев эти пески имеют достаточно низкую воздухопроницаемость. Следует отметить, что (как видно из табл. 7) даже высокопроницаемые песчаники могут в значительной степени терять это свойство при контакте с водой. Интересно заметить, что взаимодействие между водой и глинистыми песками обычно имеет обратимый характер. Отбрасывая случаи, когда вода может полностью разрушить горную породу или вымыть всю глину из нее, видно, что длительное течение любой жидкости через образец породы восстанавливает проницаемость ее для данной жидкости, по крайней мере порядок ее величины, несмотря на предыдущие осложнения с течением. В частности, при сушке или экстракции керна, содержащего воду и имеющего очень малую проницаемость, можно обычно восстановить воздухопроницаемость до значения, равного или большего первоначальной проницаемости породы. Явление обратимости дает возможность восстановить эксплуатационную производительность скважины, забой которой подвергся «водяной блокаде», путем просушки призабойной зоны нагнетанием в пласт сухого газа. Из всего сказанного ясно, что воздухопроницаемость не может быть принята за комплексный динамический показатель эксплуатационной нефтеотдачи естественного нефтеносного пес Свойства нефтеносных пород и их связь с нефтеотдачей чаника, если только не известно, что он представлен чистой кварцевой разновидностью. Если же это остается неизвестным, необходимо делать проверку проницаемости породы для воды. Взаимодействие воды с породой необходимо учитывать во всех практических применениях 1 в свете того обстоятельства, что все породы, представляющие осадочные образования, включая сюда и нефтеносные коллекторы, первоначально содержат некоторое количество воды. Однако ввиду простоты измерений полезно все же замерять проницаемость породы «по воздуху, даже если она заилована, для получения сравнительного эталона при иных измерениях проницаемости.

3.4. Интерпретация данных по водо- и нефтенасыщенности. Было показано, что определение несете- и воде-насыщенности кернов в лабораторных условиях может быть выполнено с достаточной точностью. Однако следует отметить, что определение по указанной методике насыщения жидкостями кернов, взятых из пластов высокого давления, не подвергшихся истощению, дает конечное состояние нефте- и водонасыщенности в породе. Дело в том, что в процессе взятия керна колонковым долотом глинистый раствор проникает в породу с содержащейся в ней пластовой жидкостью и производит смешение последней с фильтратом из глинистого раствора по всей периферии керна. Так как давление закачиваемого в скважину глинистого раствора обычно выше пластового давления, то бурильная жидкость пропитывает породу на забое раньше, чем столбик последней войдет в колонковую трубу. При этом неизбежно произойдет вытеснение из породы некоторого количества первоначально заключенной в ней жидкости. Когда керн находится в колонковой трубе, он не сохраняет той жидкости, которая присутствует в пласте. В процессе извлечения керна на дневную поверхность происходит дополнительное изменение этой жидкости. Колонковые долота, применяемые в бурении, не приспособлены к работе под давлением. Поэтому, когда керн извлечен на поверхность, давление под которым он был взят из пласта, снижается до атмосферного. При этом газ, растворенный в нефти или в воде, заключенной в паровом пространстве, выделяется из раствора и вытесняет некоторое количество жидкости на пути подъема керна. Когда керн извлекается • з долота, он уже лишен своего давления и почти всей своей и начальной жидкости. Лабораторный анализ нефте- и водосодержания кернов устанавливает лишь остаточное насыщение породы, происшедшее в результате несовершенства методов взятия кер«Влажная» проницаемость, т. е. проницаемость по воздуху образца породы, с обычным содержанием связанной воды дает более подходящий критерий определения фильтрационной способности породы в естественных пластовых условиях. Однако количественное значение таких замеров следует оценивать с осторожностью.

Глава нов. Вследствие невозможности проконтролировать процесс вытеснения пластовой жидкости во время взятия кернов конечное состояние последних на поверхности может изменяться в широком интервале. Отсюда количественные значения водо- и нефтенасыщенности при лабораторных определениях обычно имеют чисто статистическое значение. Разумеется, для опытного аналитика полученные данные по нефте- и водосодержанию керна могут явиться руководящим указанием при описании потенциальной нефтеотдачи коллектора, из которого были извлечены керны. Бели керн был взят в процессе бурения с глинистым раствором на водяной основе, то остаточное нефтенасыщение, устанавливаемое при анализе керна и откорректированисе на усадку нефти, связанную с выделением газа, дает только минимум первоначального нефтесодержания, которое может в 2—3 раза превышать результат проведенного анализа. Опыт сопоставления таких данных по остаточному нефтенасыщению с последующим наблюдением режима скважин показывает, что их величина дает вполне обнадеживающие указания на общую характеристику насыщения пород. Так, значения нефтенасыщенносга в кернах вращательного бурения с глинистым раствором на водяной основе из конденеатных пластов составляют от 1 до 4%. Анализ кернов, взятых таким же методом из газовых шапок или вблизи г аз о нефтяного контакта, показывает обычно остаточное нефтенасыщение от 5 до 10%. Керны из слоев, приуроченных к водонефтяней переходной зоне или к нефтяному горизо.нту, дающему при эксплуатации чистую воду, часто показывают остаточное нефтенасыщение от 8 до 15%. Так называемые «хорошо насыщенные» нефтеносные горизонты при лабораторном исследовании кернов обычно показывают остаточное нефтенасыщение в пределах 10—40%. Эти цифры, разумеется, соответствуют только средним или типовым анализам кернов для определенных нефтеносных областей. Их нельзя рассматривать имеющими унивеосальное значение, и при разработке новых или совершенно отличных нефтеносных районов можно встретить крайне различные интервалы нефтенасыщения. Когда анализу подвергаются керны, взятые канатным бурением, их нефтенасыщение обычно выше, чем у кернов, полученных при вращательном бурении, так как они меньше подвергаются вымыванию. Даже при канатном бурении посторонняя вода может попасть в керн, за исключением тех случаев, когда в стволе скважины полностью отсутствует вода. На фиг. 58 дан сравнительный график нефтанасыщения кернов из одного и того же пласта, но в первом случае керн был взят при помощи нормального глинистого раствора, а во втором случае в стволе скважины отсутствовали вода и глинистый раствор. Рассмотрение графика показывает, что остаточное нефтенасыщение у керна, взятого Свойства нефтеносных пород и их связь с нефтеотдачей сухим путем, было в 2 12 раза выше, чем у керна, взятого при помощи глинистого раствора. Большое количество анализов кернов, взятых при помощи обыкновенных колонковых долот и глинистым раствором на водяной основе, дало возможность установить корреляционные таблицы для различной степени смешения и проникновения глинистого раствора,в керны. Было установлено, что в целом проникновение бурильной жидкости в керны меньше для истощенных пластов по сравнению с девственными пластами. Оно больше для высокопроницаемых кернов, чем для малопроницаемых.

Нефтенасыщенность породого пространства,, °/о О Z Ц-0 7" / /х V/ / / /77 Щ5 •V/ /р /Л Z2 $ Уефтеносыщенность по рового лространсгп8п^ О Z0 40 60 80 100 900? /V) ) 1//А\ 9015 //<к //у /// '// // V/ // V/ /А //% % 903 //& % VА V/ V/ V/ 9060 //, эш /Z/ 77/ //} //1 //> г / // ? // s\ } i Фиг. 58. Сравнение остаточного нефтенасыщения в кернах, взятых с применением глинистого раствора и без такового.

1 — керны взяты без воды или глинистого раствора;

2 — керны взяты при бурении с глинистым раствором.

Смешение жидкостей более значительно в периферийной части керла, чем в его сердцевине. Керны большого диаметра менее подвержены затоплению глинистым раствором, чем керны -малого диаметра. Кроме того, керны, взятые непосредственно ниже глинистых прослойков, бывают свободны от смешения жидкостей. Если керны берут при бурении с помощью нефти или раствора на 'нефтяной основе, то проникновение нефти в керн и последующее вытеснение пластовой жидкости из него также меняют первоначальное содержание жидкости в породе. Однако отсутствует доказательство, что при этом изменяется количество связанной воды, и она вытесняется из керна лри падении давления до атмосферного при условии, что керн был взят выше переходной зоны веда — нефть. Количественного изменения остаточной водонасыщеннооти нельзя ожидать еще ;

по той причине, что выше такой переходной зоны вода—нефть связанная вода по существу находится в «несжимаемом» состоянии, и порода должна иметь пренебре Глава (Жимо малую или строго нулевую проницаемость для воды. Принято считать, что если взятие кернов производится на растзоре, не имеющем водяной основы, то связанная вода в породе в процессе получения керна долотом и падения давления при подъеме долота сохраняется нетронутой. Поэтому насыщение связанной воды, определенное в таких кернах, рассматривается как точное воспроизведение ненарушенного водоссдержания в природном коллекторе. Тогда нефтенасыщенность, соответствующая этому ненарушенному состоянию, принимается равной единице минус вычисленная водонасыщенность. В связи с проникновением водного фильтрата из глинистого раствора в породу керны, взятые обычными колонковыми долотами при глинистом растворе на водяной основе, дают минимальное первоначальное нефтенасыщение и максимальное водонасыщшие по сравнению с ИСТИННЫМ содержанием погребенной воды в породе. Вследствие того, что бурильная жидкость ;

может вытеснить из керна некоторое количество погребенной воды, остаточное водосодержание последней в таких кернах может быть значительно ниже их начальной водснасыщешюсти. Керны, взятые выше переходных зон вода—нефть при помощи бурильных растворов на нефтяной основе в неразбуренных пластах, показывают минимальное значение нефтенасыщенности, но зато соответственно правильные значения насыщенности связанной водой. На оонове этих наблюдений разработана табл. 8 различТаблица & Возможные состояния водо-и нефтенасыщенности на различных этапах взятия керна из нефтяного пласта (в %) Глинистый раствор на водяной основе без вытеснения полное вытеснение вода свявода в связанв занная нефть керне ная вода нефть керне вода 1 65 25—30 15—25 35 70—75 45—50 35 25—30 20-30 65 65 30—35 35 35 35 35 35 Показатели Порода на Порода ле на Порода до взятия керв кернодержатезабое скважины на поверхности Показатели Глинистый раствор на нефтяной основе без вытеснения полное вытеснение нефть свя- вода вода в нефть в связанв ная занная в керне керне керне нефть нефть керне 65 65 35—45 65 10-40 8—25 35 35 35 65 65 35 35 Порода Порода теле жины Порода до взятия керна в кернодержана забое сквана поверхности 65 65 30—35 30— Свойства нефтеносных пород и их связь с нефтеотдачей ных состояний водо- и.нефтенасыщенности для различных этапов взятия керна и при различных условиях колонкового бурения в неразбуренных нефтяных пластах. Одним из основных назначений анализа кернов является,, очевидно, воспроизведение фактического распределения жидкостей в пласте до вскрытия его бурением. Правильное решение этой задачи способствует оценке имеющихся запасов нефти IB коллекторе, учитывая, разумеется, пористость продуктивного •горизонта, а также усадку нефти, когда последняя приведена к поверхностным условиям. Так, например, вычитая из единицы истинное водосодержание, можно получить непосредственно величину начального нефтенасыщения, а отсюда и содержание нефти в пласте, который проходится колонковым долотом. Креме того, определение нефте- и водонасыщенности лабораторным «путем дает возможность в ряде случаев охарактеризовать нефтеотдачу пласта. Дело в том, что в пористей среде, содержащей более одной жидкой фазы, свободное течение любой фазы возможно при условии, что ее насыщение выше некоторого постоянкого минимального значения. Наблюдения показывают, что из (песка, содержащего 30% связанной воды, можно получать чистую безводную нефть, а из песков с 15% нефтенасыщенвем ничего.нельзя получить, «роме минерализованной воды. Воспроизводя условия первоначального распределения жидкости в пласте и сравнивая полученные выводы с независимо установленным критерием течения индивидуальных жидких фаз, можно отписать, не прибегая к опробованию пласта, поведение продуктивного горизонта, т. е. оценить, будет ли он давать свободный газ, нефть или воду, а может Таблица 9 быть и их смесь. Дальше будет показано, что можно высчитать коэффи- Предполагаемые пределы циент продуктивности пласта, исходя общего содержания воды из данных проницаемости для много- в к е Р н а х Д л я нефтеносных песчаников фазного течения и определения насыщенности керна пластовыми жидкоМаксимум Проницаестями. Были сделаны попытки сравнить мость, мил- общей водонасыщенэмпирическим путем насыщение поролидарси ности, % ды пластовой жидкостью на основании замеров, проведенных на поверхности, при исследовании скважин. 10 65 63 50 Было найдено, что можно установить 60 100 такие сравнительные величины, кото48 500 рые будут приблизительно справед41 1000 ливы для групп пластов с аналогичной физической структурой. В табл. 9 приведены такие группы, которые характеризуются только верхним пределом общей водонасыщенности коллекторов, дающих нефть. Были предложены аналогичные критерии, выраженные через остаточную нефтенасыщенность. Так, например, на основании Глава изучения зависимости между водонасыщенностью и общим содержанием пластовой жидкости в керне, замеренной по электрическому сопротивлению, были найдены следующие сравнительные группы пород, из которых нефть была вытеснена фильтратом из глинистого раствора (табл. 10).

Содержание пластовой кернах из нефтяных и газовых пластов Нефтяной пласт Т а б л и ц а 10 жидкости в промытых Газовый пласт Погребенная вода, % % нефти % воды % нефти % воды 60 40 25 10 4 10 15 20 85 65 50 30 85 65 50 0,2 0, Разумеется, эти цифры не имеют универсального значения и могут не находиться в соответствии с другими данными, привлеченными к рассмотрению настоящей проблемы. Вместе с тем на базе определения нефте- и водонасыщенности вполне можно производить различие между газовым и нефтяным пластами. Нефтеводяной фактор для пластовых жидкостей, находимых в кернах, был использован так же, как характеристика жидкости,.извлекаемой из породы коллектора. При сопоставлении данных этого типа необходимо учитывать влияние бурильного раствора, свойства нефти, проницаемость породы и т. д. Так, например, в Калифорнии пределы нефтеводяного фактора для кернов, взятых при помощи глинистого раствора на водяной основе, выше которого пласт дает чистую безводную нефть, составляет от 0,05 до 0,35;

в районах Мид-Континента предельное значение этого фактора лежит в интервале 0,35—1,0. Однако формулы или правила, контролирующего все условия, нет и не следует ожидать. В дополнение к условиям воспроизведения первоначального распределения жидкости в пласте, связанного с запасами нефти в последнем и свойствами добываемой пластовой жидкости, данные об остаточной водо- и нефтенаеыщенности кернов, полученные в лабораторных условиях, дают ценные указания о возможной суммарной добыче нефти. Процессы проникновения фильтрата из глинистого раствора в породу при взятии керна и падение давления в нем при подъеме долота на дневную поверхность моделируют вытеснение нефти водой или закачкой газа, т. е. процессы эксплуатации, относящиеся к пласту в целом. Таким образом, определение водо- и нефтенасыщенности может явиться показателем суммарной добычи нефти из данной породы ори соответствующем механизме нефтеотдачи. В част Свойства нефтеносных пород и их связь с нефтеотдачей ности, если керн подвергся полной промывке фильтратом из глинистого раствора, то остаточное нефтесодержание в нем соответствует условиям, когда нефтеносная порода подвергается обоим процессам: вытеснению водой и выделению газа из раствора, и составляет то количество нефти, которое нельзя извлечь ••физически никаким другим путем, кроме рудничной разработки. Количество нефти, которое можно получить вытеснением водой и за счет истощения энергии газа, будет соответствовать разности между первоначальным и остаточным нефтенасыщением с поправкой на явление усадки. Обозначая эти величины через нг и QHT, содержание связанной воды через дв и коэффициент пластового объема насыщенной нефти через /?, получим в долях порового пространства. Это уравнение можно использовать для подсчета суммарной добычи, (получаемой при гидравлическом напоре или нагнетании воды в пласт, 'Принимая, что дополнительный процесс выделения газа и падения давления в процессе подъема керна на дневную поверхность вытесняет только воду, но не отражается на количестве оставшейся нефти после промывки керна бурильным раствором. Анализ кернов, полученных долотами, сохранявшими давление, показывает, что это допущение вполне справедливо для низко-проницаемых коллекторов, но дает значительную ошибку при исследовании кернов высокой проницаемости. Более того, если керн не был фактически промыт фильтратом, то уравнение (1) дает только нижние пределы физически возможной к извлечению нефти. Нефтеотдача только при истощении давления, т. е. для механизма, связанного с выделением газа из раствора, может быть определена из общего пространства, занятого свободным газом керне. Это налагает допущение, что газ, растворенный в остаточной нефти на забое скважины, способен вытеснить столько жидкости, сколько ее вытесняет газ из породы коллектора с естественным насыщением. Однако это допущение не должно приводить к большим ошибкам, так как лабораторный опыт и теоретические подсчеты показывают, что суммарная добыча при «истощении» растворенного газа не очень зависит от общего содержания раствора газа в нефти в интервалах, обычно наблюдаемых для насыщенных газом нефтей. Согласно этому нефтеотдача при истощении растворенного газа будет иметь следующий порядок величины: A'=-~^-(\-QB-Qrl где (2) г — насыщение свободным газом. Разумеется, расчеты, произведенные на основе уравнений (1) и (2), не следует рассматривать как количественные. Процессы Глава промывки водой и истощение давления в кернах действительно •моделируют явления, происходящие в большом масштабе в естественных подземных резервуарах, но количественная сторона будет несколько отлична в обоих случаях. Так, градиенты давления в процессе промывки кернов значительно выше, чем в пласте. Градиенты давления и время в процессе истощения давления керна также значительно выше, чем соответствующие факторы для пласта IB целом. Отсутствие однородности породы в последнем случае и экономических факторов, связанных с эксплуатацией скважин, даст пониженную суммарную нефтеотдачу из пласта по сравнению с выходами нефти из индивидуальных кернов при вытеснении водой и газом из раствора. Тем не менее опыт показывает, что если учитывать указанные ограничения, то пользование данными нефте- и водонасыщенности кернов может служить ценным руководством при подсчете суммарной нефтеотдачи. Следует заметить, что во всем предыдущем рассмотрении методов изучения пород коллекторов было принято, между строк, что исследуемые породы представлены песчаниками или, возможно, глинами. Однако это допущение является неприемлемым для многих нефтяных месторождений, приуроченных к известнякам. За последнее время были проведены широкие исследования известняковых коллекторов нефти и взятых из них кернов. Следует подчеркнуть, что если только известняк не представлен оолитовым типом или ему соответственным, с микроструктурой и степенью однородности, сравнимой с песчаниками, то анализ кернов не даст благоприятных результатов^ особенно в отношении величины проницаемости. Основная трудность заключается в отборе образцов. Если известняк перебит трещинами и изломами, и добыча нефти обеспечивается IB значительной степени дренированием по этим трещинам, то проницаемость нескольких куб. сантиметров очень плотного и незатронутого трещинами известняка вряд ли отразит правильную картину естественной производительности породы коллектора. Однако долото может вырезать керн с трещиной, пропускная способность которой будет настолько большой, что затемнит истинный характер продуктивности залежи. Поэтому, применяя анализ кернов к известнякам, следует быть весьма осторожным к количественным выводам. Основная задача интерпретации данных по нефте- и водонасыщенности кернов, отбираемых для проектирования вторичной эксплуатации, не решается автоматически, если даже определена истинная величина водонасыщенности. Для оценки предполагаемых проектовзакачки воды или газа в залежь необходимо знать нефтесодержание породы к тому моменту, когда истощенный пласт подвергается вторичной эксплуатации. В принципе эту величину можно определить из разности между начальным содержанием нефти в пласте и добычей в процессе первичной эксплуатации. Однако это можно сделать Свойства нефтеносных пород и их связь с нефтеотдачей не всегда, так как по старым истощенным месторождениям эти данные отсутствуют. Кроме того, такие расчеты дадут только средние значения по всей продуктивной площади. Из изложенного выше следует, что наиболее безопасным способом взятия кернов для определения нефтенасыщенности в истощенных нефтяных пластах является отбор их при канатном бурении с минимумом жидкости в стволе скважины. При вращательном бурении промывка кернов более вероятна, чем при канатном бурении. Взятие кернов при помощи нефти вместо глинистого раствора не дает особых преимуществ даже с применением индикаторов, исключая случаи, когда необходимо установить водонасыщенность пласта. 3.5. Насыщенность породы связанной водой. Было указано, что определения содержания пластовой жидкости в кернах, полученных при бурении с глинистым раствором на водяной основе и поднятых на дневную поверхность, обычно не представляют большой ценности для оценки первоначального содержания связанной воды в породе. Однако сравнительные данные по опытным измерениям количества остаточной жидкости в кернах служат часто источником полезных сведений об общих пластовых условиях и возможной потенциальной производительности нефтяного горизонта. Одно это качество уже полностью оправдывает определение нефте- и водонасыщенности при обычном анализе кернов. Однако для установления естественной водонасыщенности в неразбуренно'м нефтяном пласте необходимо прибегнуть к независимым методикам. Ниже рассматриваются два метода оценки водонасыщенности, основанные на использовании индикаторов, но в настоящее время находящихся в лучшем случае под вопросом. В первом случае индикатором служит ион хлора или минерализация связанной воды, определенная по анализу пластовой воды из того же коллектора. Замеряя содержание хлоридов в керне и переводя последнее в соленость остаточной воды, насыщенность керна связанной водой @в можно рассчитать из замеренной общей водонасыщенности керна дс по формуле с в, (О где сСу ст и св означают концентрации ионов хлора или солености остаточной воды, бурильного раствора и связанной воды. Эти определения часто проводились ори обычном анализе кернов. Однако было установлено, что полученные цифры дают заниженные значения начальной связанной воды в условиях, когда взятие кернов производится с раствором, на водяной основе. Причина этого несоответствия заключается в основном допущении, что погребенные воды и общая начальная минерализация керна остаются неизменными в процессе извлечения долота на поверхность и снижения в нем давления до атмосфер ПО Глава ного. Анализы кернов, взятых колонковыми долотами, сохраняющими пластовое давление, показывают, что это допущение неосновательно. Результаты последних анализов показали, что при снижении давления в керне значительное количество содержащихся хлоридов появляется в глинистом растворе, находящемся в кернодержателе. В некоторых случаях количество связанной воды, которое, очевидно, было вытеснено из керна в момент снижения давления, достигало ст У4 до Уз всей первоначальной водонасыщенности. При таких условиях, если даже принять концентрацию солей в первоначальном источнике точно известной, остаточное содержание хлоридов в кернах будет показывать только минимальные значения начального водонасыщения. Непосредственное измерение степени проникновения воды из глинистого раствора в,керн можно получить добавлением к раствору водорастворимого вещества (индикатора), например декстрозы. Определяя концентрацию индикаторов в остаточной воде из керна и прилагая уравнение (1), где - cB приравнено нулю, можно получить остаточную связанную воду вычитанием из общей величины водонасыщенности керна, связанной с проникновением в последний фильтрата из глинистого раствора. В результате таких испытаний на одной скважине в Калифорнии было установлено, что 29,1% всей водонасыщенности керна был фильтрат из глинистого раствора (15,2% всего порового пространства) и что среднее остаточное насыщение погребенной водой составило 37,1%. Средняя остаточная нефтенасыщенность была 30,0%. Применение водорастворимых индикаторов может показать только минимальные значения начальной связанной воды благодаря вытеснению ее при снижении давления в керне. Более серьезными являются недавние эксперименты по вытеснению погребенной воды в нефтеносных кернах посторонней водой с радиоактивными индикаторами. Эти опыты показывают, что после прохождения через керн объема воды, равного поровому объему образца, вытесняется от 70 до 80% первоначального содержания (Погребенной воды в нем. Отсюда следует, что керн, который был полностью промыт фильтратом из глинистого раствора, должен все же содержать небольшое количество начальной связанной воды. Поступление в керн воды из глинистого раствора оказывается недостаточным для отмывки заключенной в нем погребенной воды, которая может произойти после вытеснения из керна большей части отмываемой нефти. Однако трудно утверждать, что такое неустойчивое равновесие будет происходить в естественных условиях. Поэтому, если есть уверенность в отсутствии значительной отмывки нефти и проникновения воды из глинистого раствора в керн, то насыщение кернов погребенной водой, определенное при условии взятия их при помощи ГЛИНИСТОГО раствора на водяной основе, следует рас Свойства нефтеносных пород и их связь с нефтеотдачей сматривать отвечающим минимальным значениям первоначального содержания в породе связанной воды. Из методов, не осложненных процессом водного вытеснения,. наиболее простым является, очевидно, аналогичный анализ кернов, взятых при помощи нефти или бурильного раствора на нефтяной основе. Такой анализ доджей дать правильные значения водонасыщенноети кернов, за исключением тех случаев, когда они отбираются из переходной водонефтяной зоны. В настоящее время керны, взятые при помощи раствора на нефти, являются основой для испытания и оценки иных косвенных методов определения водонасыщенности. На совершенно ином принципе базируется определение водонасыщенности продуктивного горизонта, связанное с количественной оценкой электрического сопротивления последнего. Электрические измерения обычно проводятся при помощи системы электродов, опускаемых в необсаженную скважину, как часть стандартного кароттажного оборудования. Если известно удельное сопротивление глинистого раствора в процессе кароттажа, то замер сопротивления между электродами в скважине может быть переведен в соответствующее удельное сопротивление породы, находящейся между электродами. Если последнее обозначить через га, то водонасыщенность породы QB может быть рассчитана из выражения ^ (2) где г0 — удельное сопротивление породы, полностью насыщенной пластовой водой, a F(QB) — эмпирическая функция, которая является по существу аналогичной для всех пористых сред, смоченных водой и исследованных по указанной методике. Значение г0 пропорционально удельному сопротивлению пластовой воды, что можно определить прямым измерением или исходя из. солевого состава. Иначе говоря, оно является функцией типа породы, ее пористости и проницаемости. Последние зависимости также были установлены опытным путем. Применение этого метода требует внимательного рассмотрения осложняющего влияния проникновения глины в кароттируе>мый интервал конечной мощности исследуемого пласта и т. д. По некоторым данным были получены удовлетворительные результаты в песчаниках, когда этот метод был испытан в благоприятных условиях (табл. 11). Этот метод имеет преимущество перед обычным определением водонасыщенности пород в отношении скорости и автоматического усреднения данных как в широтном плане, так и по вертикали разреза. Если не считать отрицательного влияния фильтрации глинистого раствора, этим.методом можно исследовать состояние продуктивного пласта в ненарушенном виде и без падения давления. Даже когда абсолютные оценки кажущегося и удельного сопротивления породы находятся под вопросом, все же возмо!жно Глава установить прямое сопоставление между независимо определенной водойасыщенностью и кажущимся сопротивлением. Электрокароттажные разрезы можно использовать для определения воде насыщенности в скважинах, где не производится отбора кернов. Кароттажные измерения ©се равно проводятся на скважинах для установления и корреляции литологических объектов. Из этих измерений можно получить дополнительные данные повод он асыщенноети, которые в основном потребуют аналитической обработки материала, составляющего часть кароттажной записи. За последнее время был разработан многообещающий метод определения водонасыщенности, основанный на измерении так называемого «неснижаемого водонасыщения керна». Последнее является содержанием остаточной воды в керне, когда он подвергнут капиллярному давлению, равному или больше, чем разность напоров между столбом воды и пластовой нефти, высотой от зеркала воды в пласте до места взятия керна долотом. Капиллярное давление определяет величину разрыва непрерывности давления Фиг. 59. Прибор на граничной поверхности между для определения водой и всякой другой жидкоостаточной водонасыщенности керстью, находящейся с нею в конна методом капилтакте. лярных давлений. На фиг. 59 приведена схема едная пластинка;

4 — резиновая поомедная пластинка;

4 — резиновая прокладка;

5 — виток пружины;

б — воронка из стекла пирекс ( 4 0 x 6 0 мм)', 7 — керн;

8 — уравнительная воронка;

9 — резиновая трубка;

10 — резиновое кольцо;

11 — испытуемая жидкость;

12 — перфорированная стеклянная пластинка;

13 — полупроницаемая капиллярная мембрана;

14 — цементная замазка;

15 — тонкая асбестовая прокладка;

16 — трубка к редуктору баллона с газом под давлением. — установочный винт;

2 — штатив;

3 — точной водонасыщенности. Испытуемый керн вначале экстрагируется, сушится и взвешивается;

затем насыщается водой или солевым раствором, снова взвешивается и устанавливается на асбестовую прокладку, облегчающую капиллярное взаимодействие с пористой керамической капиллярной мембраной. Последняя также насыщается водой и помещается на поддерживающую стеклянную мембрану, лежащую на поверхности воды в сосуде, соединяющемся с уравнительной воронкой. После закрепления верхней крышки камеру с керном заполняют воздухом, газом или нефтью. Прилагаемое давление равняется подсчитанному капиллярному давлению в точке взятия керна. Керн периодически извлекается из камеры и взвешивается, чтобы отметить наступление равновесия. Содержание остаточной гтибппя ПрИООра ггяст ДЛЯ Определения ПППРГГРПРИИСТ ОСТа ПРТЯ Свойства нефтеносных пород и их связь с нефтеотдачей воды к моменту наступления равновесия рассматривается эквивалентным содержанию связанной воды в керне, когда он находится еще в своем первичном состоянии в пласте. Из разности весов сухого и полностью насыщенного керна или из независимого определения пористости содержание остаточной воды можно выразить долями насыщения породы. Вместо того, чтобы время от времени вынимать керн из прибора и взвешивать его по мере приближения водонасыщенности к состоянию равновесия, уравнительную воронку можно заменить соответствующей градуированной трубкой или капилляром и производить наблюдения за изменениями уровня воды в нем. Последние дают величину вытеснения воды из керна. Более того, когда требуемый максимум.капиллярного давления менее 1 ат, приложение давления к керну можно заменить (вакуумом., приложенным к объему воды -в сосуде, с нижней части капиллярной мембраны. Недостатком указанной методики при обычных измерениях является длительность процесса, необходимая для достижения конечного равновесного насыщения, благодаря непрерывно уменьшающейся проницаемости для воды, по мере снижения ее насыщения. Это особенно важно для плотносцдаеншрованных кернов. Подвергая центрифугированию керн, находящийся в соприкосновении с объемом свободной воды через капиллярную мембрану, можно несколько изменить условия опыта. Центробежное ускорение, воздействуя на воду, заключенную в керне, эквивалентно увеличению силы тяжести или напора для (вытеснения содержащейся в нем воды, удерживаемой капиллярными силами. Изменение водосодержания может сопровождаться измерением электрического сопротивления керла после добавления в воду соли путем установки на керне скользящих контактных колец и измерения соответственно прохождения электрического тока, а также при помощи стробоскопического освещения стеклянных трубочек, прикрепленных к керну для сбора вытесняемой воды. В табл. 11 приведены результаты сравнительного измерения водонасыщенности кернов, проведенного различными методами, над образцами из различных месторождений и взятых при помощи бурильной жидкости на нефтяной основе. Полученные цифры (показывают, что при измерениях по методу капиллярного Если остается под вопросом, составляет ли найденное водосодержание — «неснижаемое водонасыщение», то испытания можно повторить под более высоким давлением и вновь установить равновесное насыщение остаточной водой. Строго говоря, равновесное насыщение остаточной водой при правильном уровне капиллярного давления должно представлять истинное насыщение связанной водой, даже если оно не так мало, как «неснижаемое водонасыщение». Такая промежуточная водонасыщенность соответствует состоянию в переходной зоне, залегающей между областью полного водонасыщения и областью максимального и постоянного нефтенасыщения, разумеется, для однородного пласта.

Глава давления необходимо.применять нефть. Более того, сравнительные анализы кернов, взятых из других (месторождений, указывают, что при низкой проницаемости пород водонасыщенность по капиллярному давлению выше у кернов, взятых при помощи раствора на водяной основе что сравнению с раствором на нефтяной основе, а при высокой проницаемости получаются обратные результаты. Сравнительные измерения водонасыщенности кернов при различных методиках Метод капиллярного давления Измерение № Перегон- электричесопывытеснение центрифугикого СОПООка тов воздухом рование тивления нефтью Ж» U Соле 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12 13 15 17 1 31,5 24, 27,0 22,0 27,0 27 28 — — — — 74 _ — —.

— — 23 22 26,0 26,5 24,0 25,5 24,0 35, _ _. — т •«нам —* _ _ 53 51 34 — — — — 28,5 26,5 53 48 38 35 28 52 29 53 19 ' _ 20,9 5,8 13,8 19,2 10, 17,3 12,4 13,8 20,9 18 19 20 21 22 24 25 26 27 23 29 37 33 38 19 19 8 — — -— — — 19,0 12,0 14,4 20, — —. — — —. _ _ _ 25,5 7,. — — 19 11 10 —.1.

и 71 23 36 — — — 17,5 19,3 13,.

. II, • — | • _ _ _ — — — Без сомнения, метод капиллярного давления при определении водонасыщенности кернов требует дальнейшего изучения для выяснения всех его сторон. Вместе с тем проведенные испытания указывают, что этот метод даже в настоящем его виде обычно дает наибольшее приближение к истинному содержанию связанной воды в породах нефтеносных коллекторов. Абсолютная величина водонасыщенности нефтеносных пород изменяется в широких пределах для различных коллекторов, Свойства нефтеносных пород и их связь с нефтеотдачей даже если их физические характеристики (например, пористость л проницаемость) близки между собой. Это явление находится в зависимости от «процесса аккумуляции нефти в первоначально водонасыщенной горней породе, -вязкости нефти, поверхностного натяжения на разделе нефть—вода, распределения зерен в породе, близости водонефтяно!го контакта к месту взятия керна, содержания глин в породе и детальной геометрии порового пространства. На фиг. 60 приведены кривые водонасыщенности из s \ \ \ \ s \ 4s I !

s \ \ I s ;

^ I Q,Z ^.

ч & ^.

* • — z ц io zo чо ioo zoo m moo Проницаемость, шллидарси, ФИГ. 60. Изменения содержания связанной воды в зависимости от проницаемости для различных месторождений.

Песчаники: 1 — Анагуак—Томбалл;

2 — Домингуец;

3 — Восточный Тексас;

4 — Элк;

5 — Магнолия (известняк);

6 — Вэссон (доломит).

тоо различных нефтяных месторождений, которые показывают общую тенденцию, а именно уменьшение водонасыщенности с ростом проницаемости. Газосодержащие зоны, залегающие выше нефтеносных коллекторов, обычно имеют водонасыщенность :в тех же пределах, что и нефтеносные породы. Разница между кривыми на фиг. 60 показывает, что единая и универсальная взаимосвязь между водонасыщенностью и проницаемостью отсутствует. Очевидно, общее снижение водонасыщенности с ростом проницаемости отражает, что капиллярные силы, удерживающие водонасыщенность против напора пластовой жидкости поверх водяного зеркала в подземном резервуаре, растут с уменьшением среднего радиуса поры. Это вытекает также из физических основ поверхностно молекулярных сил. Исключительно высокая водонасыщенность в Анагуаке и Томбалле связана, по всей вероятности, с присутствием глины в межзерновом пространстве продуктивной породы. Так, в одном крупном месторождении (Восточной Венецуэлы была установлена связь между содержанием глин и водонасыщенностью нефтяных Глава горизонтов. Очень низкие значения водонасыщения в доломитах Вэссон типичных для многих известняковых нефтяных месторождений Зап. Тексаса, дают основание полагать, что цементирующий материал этих пород, по всей вероятности, заполняет уголки между отдельными зернами породы, снижая в результате среднюю кривизну оставшегося норового пространства. Важным фактором является также явление смачиваемости поверхности твердой фазы коллектора. Одна проницаемость не определяет водонасыщенности нефтеносного пласта, почему и экспериментальные данные, на которых построены кривые фиг. 60, дают значительный разброс. Тем не менее для принятого типа литологического строения породы, зависимости, приведенные на фиг. 60, без сомнения, имеют статистическое значение. Если такая кривая определена для дан ной, интересующей нас, геологической зоны, ее можно использовать при выводе общей средней водонасыщенности породы коллектора при условии установленного распределения проницаемости. Этой кривой можно пользоваться при подсчете местных объемов водонасыщенности, исходя из определения проницаемости отдельных образцов и не прибегая к столь трудоемкому методу, как определение водонасыщенности по капиллярному давлению.

ГЛАВА ДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕОРИИ ТЕЧЕНИЯ НЕОДНОРОДНЫХ ЖИДКОСТЕЙ 4.1. Обобщенное понятие проницаемости. На большей части нефтяных месторождений течение газа и нефти сквозь пористые пласты в процессе эксплуатации происходит на каком-то отрезке времени совместно. Течение нефти и выход ее из пласта в скважину тесно связаны с присутствием и движением свободного газа в породе. При снижении давления на забое скважины в процессе пуска ее в эксплуатацию в пласте создаются градиенты давления, дающие начало непосредственному течению нефти по направлению к стволу скважины. Если в продуктивном отлаете нет выделения газа или отсутствует подвижная масса краевой воды, замещающей нефть, извлекаемую из пласта, то пластовое давление и текущий дебит скважины падают с исключительной быстротой. В этом случае суммарная нефтедобыча обусловлена только расширением нефти и 'погребенной воды в пласте в результате падения давления. Так как сжимаемость сырых нефтей равна примерно 10~4 на атмосферу, то коллектор при начальном давлении 200 ат отдал >бы только около 2% объема первоначально находившейся в нем нефти 1 к моменту полного истощения дашгения, если допустить, что нефть не содержала растворенного газа. Это означало бы, что из пласта пористостью 25% и насыщенного на 20% связанной водой можно взять около 41 м3 нефти на 1 гам. Отсюда добычу 300—800 м3/гам, получаемую на практике, нельзя объяснить результатом расширения лишь сжатой под давлением пластовой нефти. Поступление вместе с последней больших объемов газа, превосходящих количество растворенного в нефти, показывает, что природный газ часто играет важную роль в нефтеотдаче пласта. Когда нефть при пластовом давлении насыщена первоначально газом, то с падением давления газ по необходимости Расширение связанной воды вызывает сравнению с нефтью.

вытеснение порядка 10% по Глава начнет выделяться из раствора внутри пласта при существовании равновесного состояния * в последнем. Сосуществование двух фаз в пористой среде — газа и нефти или нефти и воды — не устраняет понятия — течение однородной жидкости. Продуктивные пласты, разрабатываемые при давлениях (выше точки насыщения, могут рассматриваться как системы с однородной жидкостью, даже если они содержат 10—30% связанной воды. Это справедливо и для пластов, дающих свободный !газ. В этих случаях связанная вода в пределах нефтеносной площади неподвижна, так что в системе существует только одна подвижная фаза. С формальной стороны аналитическое уравнение, описывающее движение подвижной фазы, остается тем же, что и в отсутствии неподвижной фазы, но в нем имеется числовой коэффициент, учитывающий влияние наличия неподвижной фазы. Этим коэффициентом оценивается изменение проницаемости пористой среды для подвижной фазы. До сих пор проницаемость рассматривалась как величина, характеризующая фильтрационную способность твердой фазы, где жидкая фаза занимает все пространство ее эффективной пористости. Если часть этого про странства занята другой фазой, то ясно, что сопротивление течению подвижной фазы усиливается, т. е. проницаемость для этой жидкости становится меньше. Уменьшение проницаемости для однородной жидкости, очевидно, зависит от количества присутствующей неподвижной фазы. Если неподвижная фаза омачивает внутренние твердые стенки пор и стремится концентрироваться в капиллярах и в остроугольных микротрещинах, то изменение проницаемости будет иным, чем в том случае, когда эта неподвижная фаза является несмачивающей породу и распределяется отдельными участками, занимая центральные области индивидуальных пор. Если нефтеносная порода содержит более одной жидкой фазы, то развитое выше понятие проницаемости должно быть уточнено. Ее уже нельзя рассматривать как неизменную величину, полностью определяемую природой и структурой породы. Надо учесть, что на величину проницаемости (в отношении подвижной фазы) оказывает влияние присутствие других жидкостей в пустотах породы, даже если они и остаются неподвижными. Необходимо также отметить, что влияние неподвижной фазы на проницаемость меняется с ее природой, распределением и количеством. Когда в пористой среде присутствуют несколько жидких фаз, термин «проницаемость» должен быть связан с отдельными фазами. Сама порода обладает проницаемостью, относящейся к ее Уже сообщалось о существовании сверхнасыщения в нефтеносных пластах. Это явление, очевидно, относится скорее к задержке установления равновесия между давлениями раствора и фазы свободного газа, чем к постоянному и полному отсутствию его выделения. Известны условия, при которых сверхнасыщение возникает даже в лабораторных экспериментах.

Динамические основы теории течения неоднородных жидкостей пропускной способности для однофазной или однородной жидкости. Эта физическая абсолютная проницаемость не зависит от природы жидкости, пока последняя не взаимодействует с пористой средой. По отношению к сложной системе пористой среды и насыщающих ее жидкостей пропускная способность среды должна выражаться проницаемостью для отдельных наличных жидких фаз. Ее абсолютные значения можно обозначить как «эффективные» проницаемости. Более удобно их «можно выразить в долях абсолютной проницаемости, т. е. как «относительные» проницаемости. Так, например, если порода с проницаемостью для однородной жидкости 500 миллидарси, содержащая 20% связанной воды, выдает безводную нефть с дебитом, соответствующим проницаемости 400 миллидарси, можно считать, что относительная проницаемость для воды равна нулю, а для нефти 80%, или что эффективная проницаемость породы для воды равна нулю, а для нефти 400 миллидарси. Если из продуктивной зоны с проницаемостью 500 миллидарси получают свободный газ и нефть, а проницаемости рассчитаны для /каждой фазы так, будто только одна из них протекает сквозь породу, то при эффективных проницаемостях 200 миллидарси для газа и 50 миллидарси для нефти относительные проницаемости будут 40% для газа и 10% для нефти. Можно дать этим явлениям иное физическое объяснение, если принять, что пористая среда имеет как бы «местную» структуру, определяемую распределением насыщения жидкости, наложенную.на ее зернистую структуру. Если последняя характеризует проницаемость для однородной жидкости, т. е. абсолютную проницаемость, то первая будет определять проницаемости для отдельных фаз гетерогенной жидкости, т. е. эффективные или относительные проницаемости. Отсюда пористой среде можно приписать ряд местных проницаемостей, изменяющихся от точки к точке, а также во времени, в соответствии с изменениями в местном объемном распределении жидкостей. Если бы распределение жидкостей было постоянным по всей среде, можно <было бы рассматривать все сложные движения жидкостей в породе, как «параллельное» наложение отдельных систем однородных жидкостей с проницаемостями породы для отдельных фаз, пересчитанными из значения абсолютной проницаемости при помощи некоторых постоянных коэффициентов. При этом оказывается, что единственное свойство, требующее обобщенной трактовки многофазных систем, — это изменчивость в распределении фаз по мере продвижения жидкости по ее макроскопическим путям. Тогда местные проницаемости для отдельных фаз становятся переменными, если даже абсолютная проницаемость породы однородна, и их изменения вместе с изменениями в фазовом насыщении породы должны определяться одновременно с распределением давления и скоростей в системе. Отсюда пористая среда в роли носителя гетерогенной или многофазной жидкости характеризуется рядом зависимостей, Глава представленных кривыми или уравнениями, между 'местными проницаемостями среды для отдельных фаз и распределением местного насыщения среды той или иной фазой. Аналитическое значение этих зависимостей «проницаемость—насыщение» заключается в том, что 1в серию уравнений Дарси вводятся переменные коэффициенты :

«и fc v* = ~-j-v(p — rBgz), где индексы н, г, в относятся соответственно к нефти, газу и воде;

v — вектор скорости (объемный расход на единицу общей площади);

к — проницаемость;

/л — вязкость;

р — давление;

у — плотность жидкости;

g — ускорение силы тяжести;

z — вертикальная координата (направленная книзу). Ключом к поведению систем гетерогенной жидкости является изменение кн, К, кп с распределением жидкостей. 4.2. Зависимость «проницаемость—насыщение» для двухфазных систем;

смеси газ—жидкость. Первоначальное экспериментальное изучение зависимости «проницаемость—насыщение» для двухфазных систем было про;

ведено на бакелитовой трубе длиной ~ 3 м, заполненной рыхлым песком. Были изучены четыре песка с проницаемостью от 17,8 до 262 дарси при пропускании через них воды и СО 2. Чтобы сообщить воде некоторую электропроводность, к ней прибавляли NaCl. Измерение электропроводности выполнялось при помощи цилиндрических электродов, расположенных вдоль бакелитовой трубы. На основе предварительных калибровочных экспериментов полученные значения электропроводности переводились в эквивалентные насыщения песка жидкостью. Для изучения области высокого насыщения жидкостью и низких газовых факторов поступающая вода насыщалась СОг, которая выделялась в песке с падением давления. Для получения более высоких газовых факторов и более низких насыщений жидкостью во входной конец трубы закачивался дополнительно свободный газ СО 2. Распределение давления по трубе определялось при помощи пьезометрических колец, расположенных на электродах, присоединенных к манометрам. Из одновременных измерений электропроводности и падения давления на нескольких (восьми) внутренних отрезках трубы и наблюдения Здесь не учитываются капиллярные давления, связанные с кривизной внутренних поверхностей раздела ф а з, которые в свою очередь связаны с насыщением жидкостью.

Динамические основы теории течения неоднородных жидкостей за скоростью течения были вычислены проницаемости для различных фаз в различных сечениях и построена их зависимость от соответствующих насыщений песка жидкостью. Полученные данные приведены на фиг. 61. Распределение большого количества точек указывает на естественный разброс данных и эквивалентность результатов для песков с различной проницаемостью. Очевидно, полученные средние кривые не Насыщение жидкостшщ% Фиг. 61. Кривые „проницаемость — насыщение" для четырех образцов несцементированных песков кв, кГ относятся к жидкой и газовой фазам. Пунктирная кривая дает сумму проницаемостеи для газа и жидкости.

w Z U ВО дают универсальной 'Количественной характеристики для всех пористых сред и жидкостей. Основные же качественные показа тели, полученные в лаборатории, как-то: 1) быстрое падение проницаемости для жидкости, когда насыщение ею песка уменьшается от 100%, 2) (Приближение проницаемости к нулю при насыщениях, значительно превышающих нуль, 3) быстрое возрастание проницаемости для газа с уменьшением насыщения породы жидкостью, 4) проницаемость для газа достигает 100% раньше, чем вся жидкость будет полностью удалена из породы,— характерны для всех случаев. Газопроницаемость для газа не возрастает заметно выше нуля до тех пор, пока насыщение жидкостью не падает примерно до 90%.. Замена проницаемостеи Для отдельных фаз относительной проницаемостью, т. е. отношением к величине абсолютной проницаемости (фиг. 61), Глава имеет очень большое значение. Уменьшение абсолютных проницаемостей в 15 раз уменьшает разброс точек, который не превышает теперь ошибки, присущей экспериментальным измерениям. Для рассматриваемых рыхлых песков относительный или процентный эффект фазового распределения не зависит от абсолютной тгроницае-мости. Та.к, например, насыщение среды газом на 18% сокращает проницаемость для жидкости примерно наполовину, независимо от того, составляет ли абсолютная проницаемость 17,8 или 262 дарси;

35% насыщение жидкостью уменьшает газопроницаемость среды примерно до половины значения абсолютной проницаемости, если даже эта последняя меняется от 17,8 до 262 дарси. Изменение реальных кривых относительной проницаемости должно отражать различия в 80 зо we структуре пористой 50 50 70 10 20 30 среды, например, расНасыщение пределение и форму зеФиг. 62. Кривые.проницаемость — насыще- рен, характер и степень ние" для сцементированного песчаника, а так- сцементированности коже средние кривые для несцементированного Кдпгмт ИМРТЬ песка с проницаемостью 17,8 дарси. торые могут иметь фазовые проницаемости, чем на физическую проницаемость среды для однородной жидкости. По аналогичной методике были установлены фазовые проницаемости (фиг. 62) для колонки песчаника длиной 1,35 м, днаметром 100 мм. Абсолютная проницаемость его, вполне однородная по длине, достигала в среднем 495 миллидарси;

пористость была 21,8%. Для опытов (применялся газ СО 2 ;

жидкостью служила вода, в которую прибавляли K2SO4 для повышения электропроводности. Для сравнения с соответствующими данными по рыхлым пескам на фиг. 62 нанесены также средние кривые фазовой проницаемости для рыхлого песка с (Проницаемостью 17,8 дарси. Между кривыми наблюдается качественное тождество, а для насыщений жидкостью сверх 90% кривые полностью перекрываются. В то же время количественные различия между ними легко заметны. Так, кривая проницаемости по жидкости для сцементированного песка падает более круто с уменьшением / — газ;

2 —жидкость;

3 — несцементированный песок. ООЛЬШее ВЛИЯНИв На Динамические основы теории течения неоднородных жидкостей насыщения жидкостью. Одновременно газопроницаемость возрастает более круто и приближается быстрее к значению абсолютной проницаемости с увеличением насыщения газом. При этих экспериментах для получения стационарных состояний жидкая и газовая фаза непрерывно пропускались сквозь пористую среду. В других исследованиях воздух нагнетался через колонки брэдфордского лесчаника, содержавшие «мертвую* (свободную от газа) нефть, и воздухопроницаемость изучалась Z0 30 0-0 50 60 70 80 90 № Нашщ&ние тсиЗиостью, о/о Фиг. 63» Кривые относительной воздхуопроницаемости в четырех образцах песчаника из Брэдфорда.

i _ 10,4;

2 — 15,9;

3 — 20,7;

^ — 31,4 миллидарси.

но мере вытеснения нефти из колонки. Насыщенность последней нефтью измерялась путем извлечения колонки из держателя на разных стадиях эксперимента и ее взвешивания. Изменение количества жидкой фазы не определялось непосредственно подобно проницаемости, но выражалось соотношением «нефть — воздух», полученным из скорости истощения нефти в колонках. Измерения производились на колонках с абсолютной проницаемостью от 8,3 до 31,4 миллидарси и на пяти нефтях с вязкостью от 4,4 до 66 сантипуаз. Для отдельных нефтей не наблюдалось систематического изменения кривых с изменением проницаемости колонок. Относительная газопроницаемость оказалась ниже для нефти с более низкой вязкостью, но эту тенденцию нельзя было учесть простым коэффициентом, меняющимся только с вязкостью. Полученные кривые лежат ниже и влево от кривой газовой фазы для сцементированного песка, изображенной на фиг. 62. Данные для четырех колонок песчаника и нефти вязкостью Глава ния. Входные давления в см Hg были v — 10;

сцементированного песО —20;

х и д — 30;

п—40. чаника, где нефть непрерывно вытеснялась из колонки током воздуха. При этом измерялась непосредственно только воздухопроницаемость. Для нефти она подсчитывалась из наблюденного соотношения воздух — нефть в выходящем потоке. На фиг. 64 приведены результаты опытов для колонки со средней проницаемостью 522 миллидарси. Различные группы точек относятся к экспериментам с различным Данные об относительной проницаемости коротких колонок (фиг. 63 и 65), полученные при непрерывном дегазировании жидкой фазы, имеют сомнительное количественное значение, так как «концевой эффект» в них не был исключен. Последний может иметь серьезное значение при высоких насыщениях смачивающей фазы и высоких градиентах давления. * Однако недавние эксперименты показали, что проницаемость для нефти в колонках из песчаника Брэдфорд, содержащих нефть и буровые воды, заметно выше при перепадах давления 2,9 ат, чем при 1,45 ат.

Фиг. 64. Кривые относительной проницаемости для воздуха, полученные на длинном керне песчаника, с физической проницаемостью 522 миллидарси при различных градиентах давле 8,66 сантипуаза нанесены на фиг. 63. Кривые фиг. 63 ближе к кривым, полученным на длинных столбиках из рыхлого песка (фиг. 61), чем на колонке из сцементированного песчаника 1. Это исследование подтвердило справедливость закона Дарси по крайней мере для газовой фазы. Было показано, что изменение скорости течения с градиентом давления линейно для постоянного насыщения нефтью. Это насыщение ^ было так мало — 23,4 %, а* что нефтепроницаемость 0,8 Л равнялась, вероятно, ну0,8 5 лю, и газ проходил по 0,7 Ц среде как однородная 0,7 ^ жидкость. ДополниОф | тельные данные пока0,6 зали полную проницае§ мость для газа в отно> | шении кривой насыще& ния, определенную для Щ перепада давления о,з | 0,46 ат. Полученная Ц кривая в пределах экс0,2 0i Ь периментальных ошис, бок аналогична о,' V вой проницаемости крипри о перепаде давления "30 40 SO 60 70 80 90 100 2,9 ат *. Нефтенасыщение, °/с Подобные же экспе • 4 1;

* носи I риментальные данные были получены на КОЛОНКЭХ ИЗ ДЛИННЫХ Динамические основы теории течения неоднородных жидкостей давлением воздуха на входе. Видно, что между отдельными группами данных имеется некоторое различие. Однако поправка на входное давление не является монотонной и, возможно, не имеет реального значения. Так как параллельное изменение наблюдалось также в соотношениях воздух — нефть, то подсчитанная проницаемость для нефти по существу не зависит от входного давления;

поэтому на фиг. 64 она изображена единой кривой. В дальнейших экспериментах с насыщенными нефтью короткими колонками и нагнетанием в них воздуха проницаемость для последнего измерялась в зависимости от насыщения коло•ч. нок остаточной нефтью. При этом \ не замечено было систематичея ских или значительных колебаний проницаемости для изменения па\ 0J дения давления в системе в ин\ тервале 5—30 см рт. столба. Нефти с различной вязкостью — \ 0,5 от 2 до 100 сантипуаз при 25° С — показали по существу одну и ту же проницаемость породы. Проницаемость исследованных колонок колебалась от 46 до 1,180 0,1 миллидарси. Средняя кривая, по| лученная из данных по 36 экспе| риментам, изображена на фиг. 65. ^ о or5 0,1 a,z о,з В экспериментах над устаноИефтенасыщвяие, влением зависимости «проницаемость — насыщение» изучалось Фиг. 65. Относительная пронитакже влияние вязкости жидко- цаемость для воздуха, усередненв зависимости при помощи раствора сахара, иая по 36 образцам,нефтенасыщести от частичного добавленного к воде, чтобы ния. поднять ее вязкость до 3,5 сантипуаза. В пределах экспериментальных ошибок кривая проницаемости для исследуемой жидкости была тождественной с кривой для воды с вязкостью 0,9 сантипуаза. Другие эксперименты с использованием СО 2 и алкоголя с поверхностным натяжением 27 дн/см показали результаты, согласующиеся в пределах экспериментальных сшибок с результатами для СО 2 и воды (поверхностное натяжение 72 дн]см). Кривые на фиг. 66 представляют интерес с точки зрения поведения известняков как носителей гетерогенных жидкостей. Эти кривые представляют средние относительные проницаемости по 26 колонкам из трех пермских доломитов в Западном Тексасе. Измерения проницаемости колонок малых образцов из известняков с трещинами или пустотами дают чрезвычайно неправильные результаты и фактически не имеют смысла. Однако I i V \ \ \ Глава данные фиг. 66 показывают, что известняки с однородным зернистым строением обладают зависимостями «проницаемость — насыщение», аналогичными пескам и песчаникам. Приведенные результаты охватывают большую часть опубликованных материалов о течении смеси iras—жидкость, полученных лабораторно. Они включают данные о проницаемости породы для отдельных фаз. Был опубликован также ряд экспериментов над общим поведением двухфазных смесей, которые можно было бы истолко^ в а т ь характеристиками \ «проницаемость — насы0,90 \ щение» исследованных си0,80 стем. Но здесь они не бу0,70 Ч) дут разбираться.

f \ \ 4.3. Зависимость «проницаемость — насыщение» 1 ОЛО для двухфазных систем;

О 30 несмешивающиеся жидкости. Известно несколько 0,20 исследований по течению 1 0,10 двух несмешивающихся 0 жидких фаз — нефти и № 10 30 W 50 60 70 80 9П ЮС воды — через рыхлые пеНефтенооыщение, tfo ски. Полученные данные Фиг. 66. Кривые средней относительной включают систематическое проницаемости для газа и нефти по 26 керизучение влияния вязконам из трех пластов пермского доломита сти жидкости, градиентов в Западном Тексасе. 1 — газ;

2 — нефть. давления и поверхностного натяжения на разделе двух фаз. Вязкость применявшихся нефтей колебалась от 0,31 до 76,5 сантипуаза. В одной группе экспериментов вязкость воды была повышена до 32,2 сантипуаза добавлением в нее глицероля. В результате соответствующих комбинаций этих жидкостей отношение вязкости нефти к вязкости воды колебалось от 90,0 до 0,057. Рыхлые пески имели пористость 40—42,%, а проницаемость 3,2—6,8 дарси. В начале пески были насыщены водой, а затем через них прокачивали смеси нефть — вода с постоянным составом. Результаты опытов для четырех смесей нефть—вода с различными соотношениями вязкости были нанесены на фиг. 67. Как видно, значительного изменения проницаемости в связи с изменением отношения вязкостей жидкости здесь не наблюдается. Обращает на себя внимание заметное тождество полученных кривых с кривыми для смесей газ—жидкость. Изменение проницаемости в зависимости от перепада давления чрезвычайно мало при высоких градиентах давления (порядка 1 см Hg на 1 см), но при градиентах порядка 0,1 см Hg на 1 см проницаемость уменьшается. Поверхностное натяжение 0,Ь \ чоси, \ \ / / / \1 I / г \ / Динамические основы теории течения неоднородных жидкостей на разделе фаз снижалось от значений 24—34 дн/см для ранее рассмотренных систем нефть—вода до 5 дн/см пугем замены нефти в опытах амиловым спиртом, относительная проницаемость для которого была выше указанных на фиг. 67. Эта разница увеличивается с ростом относительной проницаемости для любой из фаз И приблизительно равняется 0,1 вместо относи' тельной «проницаемости 0,6 для нормальных смесей нефть—вода. При изменении распределения гранулометрического состава песка наблюдается небольшое, но систематическое смещение I I 0,3 07U 0,5 0,6 0/ 0,8 0%$ // Вадонасьщенность, °/о Фиг. 67. Влияние соотношения вязкости М (нефть к воде) на относительные проницаемости песка диаметром 0,25 мм и 0,125 мм. 0,Z 1 — нефть;

2 — вода.

в положении кривых проницаемости. Влияние перечислен1 ных факторов было увязано с безразмерным параметрам (Pd/D)/(dp/dx), где dp/dx — градиент давления;

Ра— давление вытеснения, a D—средний диаметр пор. Величина (Pd/D)J(dp/dx) представляет собой отношение капиллярных сил на разделе двух фаз, сопротивляющихся движению жидкости, к градиенту давления жидкости, проталкивающему жидкость через лесок. Небольшое количество экспериментов по движению смеси 1 нефть —вода, аналогичных только что описанным, было освещено при опубликовании первой работы по изучению движения смеси Значение влияния этих факторов и вызываемых ими корреляций было подвергнуто сомнению, так как при экспериментах не были исключены «концевые эффекты». Тем не менее эти факторы представляют известный интерес, так как характеризуют физические условия, которые могут влиять на зависимость «проницаемость — насыщение».

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 11 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.