Физика пласта

Δр - перепад давления, Па;

k - коэффициент проницаемости, м². 

     Тогда из формулы (2.1) коэффициент проницаемости для жидкостей запишется в виде:

   

     (2.2)    
 

     При измерении проницаемости по газу 

     (2.3)    
 
 

Где: р1 и р2- соответственно давление газа на входе в образец и на выходе него, Па;

Qo - расход газа при атмосферном давлении Po, м³/с. 

     В системе СИ за единицу измерения  коэффициента проницаемости принят [м²]. На практике обычно используют - [мкм²], Дарси [Д], миллидарси [мД], которые связаны между собой следующим соотношением: 

1 м² = 10¹² мкм² = 10¹² Д = 10¹⁵ мД. 

     Различают коэффициенты абсолютной, фазовой и  относительной проницаемостей.

     Абсолютная  проницаемость - проницаемость, характеризующая  только физические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертной по отношению к породе.

     Фазовая проницаемость - проницаемость породы для одной из фаз, движущихся в  порах двухфазной или многофазной системы.

     Относительная проницаемость - отношение эффективной  фазовой проницаемости к абсолютной.

     Проницаемость пород нефтяных и газовых месторождений  меняется от 0,001...3-5 мкм². Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью от 0,2...1 мкм². Породы, имеющие проницаемость менее 0,03...0,5 мкм² слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процесс фильтрации при существующих пластовых градиентах давлений. 

Определение коэффициента абсолютной, фазовой и относительной  проницаемости по опытным данным. 

Задача 2 

     Цель  задачи: Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания  воздуха сквозь образец, для следующих условий (таб. 2).

Данные  таблицы 2 

 

      Решение: 

     Коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания воздуха сквозь образец:

       м²

      Ответ: к=0,2 · 10^-12 м² 

Задача  3 

      Цель  задачи:  Определить подвижность  и коэффициент нефтепроницаемости образца породы по данным лабораторных исследований, для следующих условий:

Данные  таблицы 3 

 

Решение: 

      Определяем  коэффициент нефтепроницаемости породы

       мкм²

      Подвижность флюида в породе 

       мкм²/(мПа∙с) 

      Ответ: 5,09 мкм²/(мПа∙с) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

3. Набухание пластовых глин.

 

  Большинство продуктивных коллекторов нефти  и газа содержат в своем составе то или иное количество глин, которая может находиться в виде порового цемента, прожилок пропластков. Определенное количество глины может привноситься искусственно в призабойную зону скважины вместе с фильтратом бурового раствора при разбуривании продуктивной части пласта, капитальных и текущих ремонтах скважин, заводнении.

  В процессе разработки месторождения  глина может изменять свой объем  и тем самым существенно осложнять добычу нефти. В практике нефтедобычи известны случаи, когда из-за набухания глинистого материала исключалась возможность заводнения нефтяных коллекторов.

  Набухание глин объясняется их гидратации. Вода проникает в чешуйки глин и создает между чешуйками гидратные пленки .Так как удельная поверхность глин значительна(глина состоит из многочисленных чешуек), глины могут набухать очень сильно. В дальнейшем чешуйки глины начинают смещаться относительно друг друга и происходит разрушение глин.

  Набухание глин снижает пористость и проницаемость. Особенно значительное снижение проницаемости происходит, когда чешуйки набухшей глины начинают двигаться в порах и закупоривают мелкие поры. Проницаемость породы вследствие разбухания глины может уменьшаться в 50 раз и более. Поэтому одним из важных требований к реагенту, используемому для закачки в нефтенасыщенный пласт, с целью поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи является снижение набухаемости глин или его полное предотвращение.

  Набухаемость  глин исследуется на приборе Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. /11/ схема которая приведена на рис.3.1, а обработка результатов исследований по методике Городного В.Д. /12/.

  Собранный прибор опускается в ванну с исследуемым  раствором. Сквозь перфорированное дно цилиндра исследуемая жидкость впитывается в глинопорошок и вызывает его набухание, что фиксируется индикатором ИЧ-10.

  По  результатам набухания глины в исследуемых жидкостях строиться зависимость объема набухания Vнаб от объема сухой пробы глины Vнач (по данным 7-и опытов для исследуемой глины в одной и той же жидкости)(рис.3.2). Зависимость носит прямолинейный характер. Тангенс угла прямой tgβ является для рассматриваемой глины величиной постоянной и не зависящей от начальной пористости проб глинопорошка и от химических добавок к воде. 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

1- индикатор часового типа (ИЧ-10);

2-поршень;

3-цилиндер с перфорированным дном;

4-ванна для исследуемых жидкостей;

5-прокладки из фильтровальной бумаги;

6-проба глинопорошка; 

     Величина отрезка а, отсекаемая прямой на оси ординат, зависит, как от свойств глины, так и от химических добавок к воде. Коэффициент действительного изменения объема глинистых частиц рассчитывается по уравнению: 

                        (3.1) 

Где

Кна б- коэффициент набухания глины, равный отношению объема жидкости, связанной пробой               г        глины, к объему сухих частиц;

р   -    плотность сухой глины, кг/ м²

tgβ- коэффициент, показывающий какая доля от объема пор в сухой пробе сохраняется в       н        набухшей;

а    -   коэффициент, зависящий от свойств глины и величины tgβ,м²;

М   -   масса навески пробы глинопорошка, кг. 
 
 
 
 

Задача 4 

     Определить  коэфициент набухания глины-бентонит в пресной и минерализованной воде, используя исходные данные и результаты эксперимента, полученные на приборе Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. (табл. 3.1, 3.2). Расчеты сопоставить и сделать выводы 

Таблица 3.1

Таблица исходных данных. 

 

Решение: 

По данным таб. 3.1 и 3.2 вычисляем объем сухого глинопорошка (V нач) и соответствующие им объемы набухшей глины (V наб) для каждого опыта: 
 
 

       

(3.2)     

       
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 3.2

Таблица экспериментальных  данных.