Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 [ 30 ] 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94

Таблица 13

Результаты определения коэффициента извилистости X по другим параметрам песчаников Туймазинского месторождения

ОЦЕНКА МИКРОНЕОДНОРОДНОСТИ ПОРИСТЫХ ПОРОД

Микронеоднородность пористых сред, в том числе горных пород, обусловливается структурой пустотного пространства и в первую очередь разноразмерностью поперечного сечения проточных пор. В конечном итоге этим определяется неоднородность пористых сред по пористости и проницаемости, а также характер различных явлений, связанных с фильтрацией жидкостей и газов, с нефтегазонасыщенностью и нефтегазоотдачей пород. Поэтому конкретная форма оценки микронеоднородности пород в виде соответствующего коэффициента имеет большое значение. До сего времени освещение этой стороны вопроса ограничивалось лишь введением понятия Микронеоднородность [129], которое иногда иллюстрировалось построением порометрических кривых. Между тем оценка микронеоднородности пористых сред, как уже было показано ранее [152], возможна таким же путем, как и оценка неоднородности пород по пористости и проницаемости. Следовательно, исходными данными для определения микронеоднородности пористых сред должны быть емкость и размер проточных пор, которые определяются на капиллярной установке с полупроницаемой мембраной. По полученным данным строят график в прямоугольных координатах, по оси ординат которого откладывают безразмерную величину "тг/тп, а по оси абсцисс - безразмерную величину тт, где /П; - удельная пористость эффективных пустот данного радиуса г,-, т. е. отношение объема пустот данного радиуса, освободившихся от жидкости на капиллярной установке, к объему образца; тпэ - коэффициент

эффективной пористости; г - средневзвешенный радиус пор (г =

На рис. 27 приводятся подобные кривые для трех образцов песчаника. По отношению площадей ОАВ10 к ОАВ и других установлены коэффициенты микрооднородности К, = 0,49-0,70. Из этих дан-

0,8 Щ/т

Рис. 27. График для оценки мшсронеоднородности пористых пород:

1 - к.

= 0,490; г - К, 3 - КД= 0,701

0,593;

0,2 0,1* 0,8 Kf,

Рис. 28. График зависимости среднего радиуса пор г от коэффициента микронеоднородности Кг

ных легко заметить, что коэффициент микронеоднородности - чувствительный параметр. Из рис. 28 видно, что с увеличением коэффициента микронеоднородности пористой среды средний радиус пор ее реэко увеличивается. Эта зависимость удовлетворяет в общем виде уравнению

r = a,K,-br, (141)

конкретное выражение которой для рассмотренного случая имеет вид

г = 18,8,-1,2. (142)

С увеличением микрооднородности пород улучшаются их коллекторские свойства, особенно проницаемость.

Глава IV ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПОРОД

ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О ПРОНИЦАЕМОСТИ

Под проницаемостью пористой среды подразумевается способность ее пропускать жидкость или газ, если между двумя точками ее имеется перепад давления. Почти все без исключения осадочные породы - пески, песчаники, известняки, доломиты и даже глины - обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты и некоторые известняки, несмотря на сравнительно значительную пористость, имеют заметную проницаемость только для газа и при значительных градиентах давлеТния. Это объясняется тем, что в указанных породах капиллярные поры очень узкие и оказывают большое сопротивление даже протеканию газа.

На основании экспериментальных и расчетных данных можно считать, что основная масса нефти, получаемой при эксплуатации нефтяных залежей, поступает в скважины по поровым каналам, размер которых больше 1 мкм. Это, конечно, не означает, что в порах размером меньше 1 мкм движение жидкостей отсутствует. Коллекторы с размером пор меньше 1 мкм нельзя рассматривать как совершенно непродуктивные, особенно при развитой естественной треш,иноватости, но продуктивность их существенно меньше продуктивности коллекторов с размерами пор намного больше 1 мкм, что п обусловливает наибольшую добычу нефти из последних.

Проницаемость пористой среды зависит не только от размера пор, но и от характера движения в них жидкостей и газов. Дело в том, что согласно исследованиям В. В. Карасева и Б. В. Дерягина [85] аномальные явления в пристенных слоях могут наблюдаться при толщине пленки 0,01-0,015 мкм меньше, а толщина адсорбционных слоев, как известно, еще на порядок меньше. Кроме того, при нарушении линейного закона фильтрации или при движении газированной жидкости и смеси двух взаимно не растворимых жидкостей проницаемость пористой среды уменьшается. В связи с этим при изучении проницаемости нефтесодержащих пород определяется не только проницаемость, характеризующая свойства породы, но и проницаемость, характеризующая одновременно физико-химические свойства жидкостей и газов и условия их движения. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости.

Под абсолютной проницаемостью понимают проницаемость, которая характеризует только физические свойства породы. Эффективная проницаемость наряду с физическими свойствами породы характеризует также физико-химические свойства жидкостей и газов и ха-