Относительные фазовые проницаемости газ вода

ОТНОСИТЕЛЬНЫЕ ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ (ОФП)

Есть два представления о механизме совместного течения пластовых флюидов в пористой среде. Согласно первому, подробно описанному М. Маскетом, при течении двух несмешивающихся фаз часть наиболее тонких поровых каналов и углы крупных пор заняты смачивающей фазой (пластовой водой), а по остальным каналам, содержащим смачивающую жидкость на поверхности пор, может происходить струйное движение флюидов. Количество двигающихся флюидов в каждый момент определяется величинами насыщенности и проницаемости среды для этих флюидов. С ростом насыщенности породы одной фазой увеличивается доля каналов, обеспечивающих движение этой фазы и уменьшается доля каналов для другой фазы.

При вытеснении воды нефтью водонасыщенность породы понижается. При этом быстро возрастает проницаемость для нефти. При снижении водонасыщения до величины к_в.о проницаемость породы для смачивающей фазы оказывается равной нулю.

При вытеснении нефти водой увеличивается насыщенность породы смачивающей фазой. При этом проницаемость для нефти резко уменьшается. При снижении нефтенасыщения до величины коэффициента остаточного нефтенасыщения к_н.о проницаемость породы для нефти оказывается равной нулю. Как правило, величина к_н.о несколько превышает к_в.о.

При наличии в порах коллектора трех фаз (газа, нефти и воды) принцип их распределения сходен с двухфазной системой. Вода полностью занимает поры наименьшего размера, углы пор и в виде тонкой пленки смачивает остальные поры, нефть занимает более крупные поры, а газ—центральные участки наиболее крупных пор, занятых нефтью, и с водой практически не контактирует.

Описанное выше представление о течении несмешивающихся флюидов позволяет использовать информацию о распределении пор по размерам для оценки динамики фазовых проницаемостей.

Другое представление о механизме совместной фильтрации предполагает течение несмешивающихся жидкостей по поровым каналам в форме четок несмачивающей жидкости (нефти) в смачиваемой (воде). Это представление предполагает образование в порах нефтяной эмульсии, создающей высокие фильтрационные сопротивления в зоне смеси, обусловливающие снижение фазовых проницаемостей.

Прочность эмульсии, время ее существования зависят от свойств межфазных пленок, а дисперсность определяется структурными свойствами пористой среды и скоростью фильтрации. Однако гидродинамическое моделирование этого процесса затруднено.

Вероятно, можно будет допустить, что в природных условиях могут иметь место оба механизма течения, когда один вид движения флюидов может переходить в другой.

Рассмотрим подробнее случай двухфазного течения смачивающей и несмачивающей фаз в гидрофильном коллекторе, например, для воды и нефти рис. 5.21. В случае гидрофильной породы, начиная с очень малого процента насыщения, вода образует на поверхности подвешенные прерывные пленки на зернах и кольца на стыках зерен, при этом в самых тонких каналах и малых порах пленки могут занимать весь их объем. Эта вода неподвижна. Давление по флюиду не может быть передано по этой разобщенной влаге. По мере увеличения насыщенности смачивающей фазой размеры подвешенных колец и толщина прерывистых пленок увеличиваются и образуется непрерывная пространственная сетка. Водонасыщенность, при которой происходит этот переход, называют критической, а состояние насыщенности ниже критической — подвешенным.При значениях водонасыщенности выше критической для смачивающей фазы открывается непрерывный извилистый путь ее движения, если существует перепад давления по флюиду. Такое состояние насыщенности называют фуникулерным. Значение критической водонасыщенности К_вкр можно оценить только в процессе изучения фазового течения. Аналогичные рассуждения можно провести и относительно несмачивающей фазы с той разницей, что несмачивающая фаза будет занимать центральное положение в порах и в отсутствие ее движения называется островной.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ (ОФП)

Существуют прямые и косвенные методы определения ОФП. К прямым относятся лабораторные методы: 1) стационарной (установившейся) фильтрации и 2) вытеснения. К косвенным: расчетные методы по кривым капиллярного давления; по промысловым данным; по данным геофизических исследований скважин.

Для соблюдения геометрического подобия лабораторного моделирования Д. А. Эфрос рекомендует соблюдать соотношение:

Наиболее достоверны прямые лабораторные методы определения ОФП. В результате этих исследований получают кривые ОФП. В методе стационарной фильтрации, определение коэффициентов фазовых проницаемостей проводится при совместном течении двух фаз при разном насыщении. В качестве примера ниже приведены результаты исследования на образце при двух фазовом совместном течении нефти и воды, вода является смачивающей фазой (рис. 5.22).

В ходе этого эксперимента испытания проводились в шести режимах:

• При отсутствии воды в потоке;
• При 5 % содержания воды в потоке;
• При 25 % содержания воды в потоке;
• При 50 % содержания воды в потоке;
• При 75 % содержания воды в потоке;
• При 100 % содержания воды в потоке;

После каждого режима замеряют объемы вышедших из образца жидкостей и рассчитывают проницаемости используя закон Дарси.

Значения относительных фазовый проницаемостей для нефти и воды рассчитывают по формулам:

где К_нi, К_вi – фазовые проницаемости для нефти и воды на i-том режиме,

К_н отн , К_в отн – относительные фазовые проницаемости для нефти и воды на i-том режиме,

К – абсолютная проницаемость образца.

В методе вытеснения относительные проницаемости зависят от направления, в котором изменяется насыщенность несмачивающей фазой. Если в пласт нагнетается несмачивающая фаза (нефть, газ), такое направление называют дренированием. При этом нефть избирательно вытесняет воду из более крупных капилляров в узкие. В итоге при перепаде пластового давления образуется два раздельных потока: по системе более крупных пор фильтруется несмачивающая фаза, а по системе более мелких — смачивающая.

В противоположность вышеназванному существует процесс, когда вода первоначально находится в виде остаточной, а нефть занимает остальную часть пространства, т.е. порода гидрофильна, а вытесняющая фаза — смачивающая. В этом случае капиллярные силы действуют так, что каждый капилляр стремиться впитать воду и вытеснить из него часть нефти, поэтому процесс вытеснения нефти водой называется впитыванием. Первоначально нефтенасыщенность снижается вместе с изменением кривизны границы раздела «нефть—вода» в сплошной нефтяной фазе. Благодаря большой поверхности раздела обе фазы сильно влияют друг на друга и на скорость процесса вытеснения нефти водой. Чаще всего используют именно впитывание. Во время эксперимента записывают сколько воды было закачено в образец, сколько нефти вытеснено и перепад давления на образце. С помощью полученных данных используя специализированные методики рассчитывают ОФП.

Среди косвенных методов наибольшее применение нашел метод расчета ОФП по кривым капиллярного давления. Экспериментально определяют кривые капиллярного давления р_к = f(к_в), которые перестраиваются графически в функцию 1/р 2 _к =f(к_в) и затем рассчитывают ОФП используя подобные интегральные уравнения:

Пример теоретически рассчитанных кривых ОФП. Рис. 8.18.

ОФП увеличивается при увеличении содержания в коллекторе соответствующей фазы. При Кв>Кв* начинается фильтрация воды, при Кв -3 Н/м). Увеличение σ сужает диапазон совместного течения флюидов (Д. О. Амаефул, Л. Л. Хэнди, 1982 г.).

Гидрофобизация коллекторов в природных условиях обусловлена адсорбцией на поверхности породы полярных компонентов нефти и битумоидов. С увеличением гидрофобности поверхности пересечение кривых ОФП смещается влево, в сторону более низких водонасыщений. В соответствии с этим относительная проницаемость для воды существенно возрастает, а для нефти — снижается.

С увеличением температуры уменьшается поверхностное натяжение, изменяется межфазное натяжение, увеличивается гидрофильность породы. С увеличением температуры ОФП для нефти растет, а для воды изменяется в ту или другую сторону (кривые ОФП смещаются в сторону повышенных водонасыщений, особенно при низком межфазном натяжении), ОФП для газа практически не изменяются от температуры.

Значения ОФП с увеличением скорости фильтрации возрастают. И хотя физическая сторона этого явления не совсем ясна, опыты по определению ОФП рекомендуется проводить на скоростях фильтрации, близких к пластовым условиям конкретного месторождения.

Трехфазная фильтрация (нефть, газ и вода) может иметь место при разработке месторождений нефти на поздней стадии, газовых месторождений с нефтяной оторочкой, при закачке газа или водогазовых смесей в нефтяной пласт.

Результаты экспериментальных исследований трехфазной фильтрации весьма немногочисленны (М. К- Леверетт, В. Б. Ле-вис, 1941 г.; Б. Н. Коудел и др., 1951 г; С. А. Кундин, 1960 г.; С. Н. Пирсон и др., 1964 г.; В. А. Иванов, 1965 г.).

Результаты измерений относительных проницаемостей при трехфазной фильтрации принято изображать в виде треугольных диаграмм или задавать в виде таблиц.

Результаты большинства из указанных выше авторов качественно согласуются с первыми данными М. К. Леверетта на насыпном грунте, которые сформулированы следующим образом:

проницаемость для воды зависит только от водонасыщенности;

проницаемость для нефти и газа зависит от насыщенности всех трех фаз;

проницаемость для газа в трехфазной системе несколько ниже, чем при той же газонасыщенности в двухфазной системе;

проницаемость для нефти в трехфазной системе может быть больше или меньше ее проницаемости в двухфазной системе при тех же коэффициентах нефтенасыщения;

фазовые проницаемости для нефти, газа и воды не зависят от вязкости нефтяной фазы;

существует сравнительно небольшая область, в которой происходит фильтрация всех трех фаз.

В количественном отношении результаты разных авторов существенно отличаются. Очень много еще неясного в механизме трехфазной фильтрации.

Таким образом, для повышения достоверности лабораторных определений ОФП исследования необходимо проводить с соблюдением всех критериев подобия натурных и лабораторных условий. С этой целью должны использоваться естественные керны пород, натуральная нефть и модель пластовой воды, природные давление и температура.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Виды проницаемости

Проницаемость абсолютная (физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:

1. Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

2. Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая
(эффективная) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

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

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

Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность
(Sн).

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

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

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

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

Обычно для нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: SВ = 6 — 35% (пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность в среднем (SВ) на 12:04

Источник

Относительная и фазовые проницаемости, методы определения фазовой проницаемости

Проницаемость как фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть и газ. Параметры пласта, определяющиеся при гидродинамическом каротаже. Способы измерения профильной газопроницаемости на керне.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	05.05.2015
Размер файла	117,9 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку рис. 1.

Рис. 1. Пример массивной пакетной упаковки глин — фильтрация происходит через каналы между пакетами

Рис. 2. Пример упорядоченной пакетной упаковки глин — фильтрация практически не происходит

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией рис. 2.

1. Проницаемость горной породы

Проницаемость — фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду.

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме пространства с субкапиллярными порами, слагается порами большого размера. По экспериментальным данным, диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм. В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей. Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость. Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость — свойство породы, и она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На практике жидкости часто взаимодействуют с породой (глинистые частицы разбухают в воде, смолы забивают поры). Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

2. Относительная и фазовая проницаемости

Фазовая (эффективная) проницаемость характеризует способность среды пропускать через себя жидкость (нефть, воду) или газ в зависимости от их соотношения между собой.

Проницаемость фазовая (эффективная) — проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Фазовая проницаемость зависит от количественного содержания того или иного флюида в пласте, а также от его, их физико-химических свойств. С практической точки большее значение имеет относительная фазовая проницаемость.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы — нефть, газ, вода, — эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т. е. через пористую породу движется только чистая вода.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

где kотносительная — относительная проницаемость, д.е.; kфазовая — фазовая проницаемость пористой среды, м2; kабсолютная — абсолютная проницаемость пористой среды, м2.

Типичный график изменения относительных фазовых проницаемостей показан ниже.

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

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

3. Влияние различных факторов на относительные фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа

Представления о влиянии различных факторов на относительные фазовые проницаемости менялись со временем. Если изначально предполагалось, что относительные фазовые проницаемости (далее ОФП) зависят только от насыщенности, то вскоре было показано на основании опытов, что на характер ОФП влияют:

1. Свойства коллектора. Структура порового пространства сильнее влияет на ОФП смачивающей фазы и в меньшей — несмачивающей. Остаточная водонасыщенность увеличивается, а проницаемость для воды при остаточной нефтенасышенности уменьшается с ростом содержания глин в породе-коллекторе.

2. Свойства пластовых флюидов. При увеличении вязкости воды фазовая проницаемость для воды увеличивается.

3. Свойства системы пластовая порода — пластовые флюиды. При одном и том же значении водонасыщенности с ростом гидрофобности проницаемость для воды увеличивается, а для нефти уменьшается. Более того, установлено, что величина отношения проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности к проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности в гидрофильных коллекторах, как правило, меньше 0,3, в то время как в гидрофобных это отношение близко к единице. По виду кривых ОФП можно делать заключение о преимущественном смачивании породы водой или нефтью.

4. Температура. При изменении температуры могут меняться коллекторские свойства пород в результате изменения размеров и формы пор, а также объема цемента и свойств глинистых минералов. С изменением температуры изменяется смачиваемость — важнейшая характеристика системы порода — жидкость.

5. Смачиваемость. Влияние смачиваемости на ОФП также проявляется в направлении изменения насыщенности, реализуемого в экспериментах, при которых модель пластовой воды вытесняется нефтью (газом).

6. Скорость фильтрации также влияет на значения ОФП. Исследования показали, что для системы нефть — вода с увеличением скорости фильтрации значения ОФП увеличиваются как для нефти, так и для воды.

4. Методы определения фазовой проницаемости

Известны три группы методов в определении проницаемости коллекторов:

1. лабораторные (по кернам);

2. гидродинамические (по результатам исследования скважин на приток);

3. через корреляционные зависимости (опосредствованные через лабораторные данные);

4. гидродинамический каротаж (ГДК);

5. профильный метод по полноразмерному керну.

Влияние на проницаемость пород давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и необходимость измерения проницаемости пород по газу и различным жидкостям привели к необходимости сконструировать приборы, позволяющие моделировать различные условия фильтрации с воспроизведением пластовых давлений и температур. Для определения абсолютной (эталонной) проницаемости при низких давлениях (до 0,5 МПа) служит установка ГК-5, входящая в комплекс лабораторного оборудования АКМ. Рабочим флюидом в ней служит сжатый воздух (или азот).

Определение фазовых проницаемостей по различным флюидам при разных насыщенностях в пластовых условиях производится на установке УИПК.

Определение проницаемости по результатам гидродинамических исследований скважин основывается на законах фильтрации в первую и вторую фазы.

Решение обратных гидродинамических задач позволило разработать технологию исследования скважин на неустановившихся и установившихся режимах фильтрации и получить формулы, связывающие параметры пластов, флюидов и технологические показатели работы скважин.

Известны две группы методов:

1) исследование скважин на основе интерпретации результатов наблюдения неустановившихся процессов (метод кривой восстановления забойного давления в добывающих скважинах или падения забойного давления в нагнетательных скважинах);

2) метод исследования на установившихся режимах.

В первом случае используется формула обработки бланка глубинного манометра, в простейшем случае формула обработки КВД без учета притока жидкости в ствол скважины после закрытия ее на устье:

где Q — дебит скважины до остановки; h — эффективная работающая толщина пласта; ч — пьезопроводность пласта; rc — радиус скважины (с учетом ее гидродинамического несовершенства); t — время после остановки.

Преобразованный график забойного давления в системе координат ДPзаб(t) — ln t (линеаризация кривой) позволяет по угловому коэффициенту i и отрезку А на оси ДР рассчитать параметры:

и относительной пьезопроводности:

вязкость и эффективную толщину пласта, можно определить проницаемость пласта. Во втором случае (при построении индикаторной диаграммы по 3-4 режимам работы скважины) используют формулу Дюпюи в условиях соблюдения справедливости линейного закона фильтрации Дарси:

где Рпл — пластовое давление на период исследования скважины; Рзаб — забойные давления соответствующих режимов работы скважины; Rк — радиус контура питания (обычно в группе интерферирующих скважин берется половина расстояний между ними; в случае одиночно работающей скважины в бесконечном пласте (на разведочных площадях) его величина гидродинамически обоснована для конкретных условий); rс — радиус гидродинамически несовершенной скважины (с учетом несовершенства ее по степени вскрытия и по характеру вскрытия пласта).

Методика данных исследований излагается в специальных курсах.

Рис. 4. Зависимость коэффициента проницаемости kпр от коэффициента пористости kп по данным керна для пластов ПК2-ПК20 Самотлорского месторождения

Следует иметь в виду, что проницаемость по формуле Дюпюи характеризует узкую прискважинную зону пласта (кольцо толщиной в несколько см). Метод КВД обладает большей «глубинностью» исследования, что зависит от длительности записи КВД (до нескольких метров и даже десятков метров).

Определение коэффициента проницаемости по корреляционным связям.

Проницаемость характеризует фильтрационные свойства коллекторов, при этом не участвуя в формуле подсчёта запасов. Однако, она, как необходимый параметр, используется при составлении технологической схемы разработки залежей.

Например, продуктивные нефтенасыщенные отложения пластов ПК Самотлорского месторождения практически не охарактеризованы керном. Поэтому для расчёта kпр в этих отложениях была использована зависимость kпр(kп), полученная Г.В. Таужнянским по керну пластов ПК нескольких месторождений Тюменской области (Губкинское, Комсомольское, Северо-Комсомольское и Западно-Таркосалинское). Для пластов ПК2 — ПК20 по данным керна, отобранного из этих отложений, была построена зависимость kпр(kп). Как видно, связь имеет довольно высокий коэффициент корреляции, что позволило использовать ее для расчета проницаемости пластов ПК2-ПК20 (по Бересневу Н.Ф., 2001 г.). Полученная зависимость по аналогии была перенесена для решения вопросов по пластам группы ПК Самотлорского месторождения.

Гидродинамический каротаж осуществляется с помощью каротажного оборудования. Этот вид каротажа позволяет изучить гидродинамические параметры пласта, которые используются для решения геологических задач.

Применяются два типа аппаратуры ГДК: АИПД 7 — 10 и ГДК — 1.

Весь процесс гидродинамических исследований подразделяется на три последовательные стадии:

— возникновение и распространение гидродинамического возмущения в пласте;

— приток флюида из пласта;

— восстановление пластового давления в зоне исследования после прекращения активного притока.

При проведении ГДК на стенке скважины на стенке скважины образуется небольшой участок (сток).

В процессе ГДК определяются следующие параметры пласта:

— гидростстическое давление в скважине;

— коэффициент проницаемости или коэффициент подвижности пластового флюида;

Измерение проницаемости по профилю полноразмерного керна.

Результаты измерений профильной проницаемости привлекаются для оперативной оценки коллекторских свойств горных пород и необходимы при выборе точек отбора образцов для определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

Профильная газопроницаемость на керне измеряется на автоматизированном сканирующем параметре Autoscan. Измерения осуществляется через плоскую боковую грань колонки керн, после продольной распиловки полноразмерного керна диаметром 80, 100, и 110 мм., при фильтрации газа — азота. Измерения производятся с шагом 5 — 10 см. по глубине. Шаг сканирования зависит от литологического состава пород.

Определение проницаемости производится в условиях нестационарной фильтрации азота по скорости падения давления на входе зонда приложенного к образцу. При этом методе измеряется проницаемость сегмента, прилегающего к зонду. Время измерения проницаемости составляет от 3 до 120сек. Диапазон измерения проницаемости — от 0,01 до 3000мД.

газопроницаемость каротаж гидродинамический фильтрационный

В данной работе изучили проницаемость горной породы, виды проницаемости — абсолютная, фазовая, относительная. Определили, от каких факторов зависит проницаемость, изучили методы определения проницаемости.

1. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. «Физика нефтяного и газового пласта».

2. Котяхов Ф.И. «Физика нефтяных и газовых коллекторов».

3. В.Н. Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов, Г.А. Зотов «Механика насыщенных пористых сред».

4. В.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук «Подземная гидравлика».

5. Чарный И.А. «Подземная гидромеханика».

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Хорошо и плохо проницаемые породы. Определение проницаемости на основании закона Дарси. Типичный график изменения относительных фазовых проницаемостей. Автоматическая установка для измерения относительной фазовой проницаемости образцов горных пород.

презентация [479,9 K], добавлен 26.01.2015

Гидротермальное рудное месторождение. Фильтрация гидротермы через породу, проницаемость породы. Процессы, сопровождающиеся брекчированием (дроблением) породы. Первичная и вторичная проницаемость, локализация и ориентация зон вторичной проницаемости.

реферат [3,4 M], добавлен 06.08.2009

Извлечение нефти из пласта. Процесс разработки нефтяных и газовых месторождений. Изменение притока нефти и газа в скважину. Механические, химические и тепловые методы увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны. Гидравлический разрыв пласта.

презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016

Основное свойство пород-коллекторов. Виды пустот: субкапиллярные, капиллярные, сверхкапиллярные. Вторичные пустоты в породе в виде каверн. Классификация трещин. Закон Дарси для определения коэффициента проницаемости. Виды проницаемости горных пород.

презентация [343,9 K], добавлен 03.04.2013

Характеристика структуры, изучение строения и определение размеров пор горных пород. Исследование зависимости проницаемости и пористости горных пород. Расчет факторов проницаемости и методов определения содержания в пористой среде пор различного размера.

курсовая работа [730,4 K], добавлен 11.08.2012

Определение емкостных свойств пород в лабораторных условиях. Структурные, гранулометрические свойства, смачиваемость, поверхностная проводимость. Фильтрационные свойства, проницаемость для нефти, газа и воды. Методы повышения извлекаемых запасов нефти.

курсовая работа [765,2 K], добавлен 08.01.2011

Механизм снижения проницаемости и методы воздействия на породу в призабойной зоне пласта. Воздействие кислот на наиболее распространенные горные породы. Нагнетательные и эксплуатационные скважины. Технологии реагентной обработки призабойной зоны пласта.

курсовая работа [44,4 K], добавлен 17.12.2013

Источник