Размеры щелей различных забойных фильтров.

 

Наименование отверстий фильтров	Формула определения	Абсолютное значение
1. Ширина прямоугольных щелей щелевидных фильтров, мм	2 •d90
2. Диаметр круглых отверстий фильтра, мм	3•d90
3. Диаметр зерен гравия в гравийных фильтрах, мм	(10…12)•d90

 

Отношение d₆₀/d₁₀ характеризует коэффициент неоднородности песка. Для совершенно однородного песка, все зерна которого равны между собой, кривая суммарного состава выражается вертикальной прямой линией, а коэффициент не ­ однородности k_n= d₆₀/d₁₀=1 Коэффициент неоднородности пород нефтяных месторождений России колеблется в пределах 1, 1..20.

 

 

Данный песок следует приближённо отнести к однородным, т.к. его коэффициент неоднородности

 

 

Пористость

 

Наличие пор и пустот в породе называется пористостью. Пористость нефтесодержащих пород характеризуется коэффициентом пористости.

Коэффициентом пористости (т) называется отношение объёма пор образца (V_n) к видимому объёму этого же образца (V₀):

 

 

 

 

Коэффициент пористости выражается в долях единицы или в процентах к объёму образца.

Пористость породы весьма важный параметр, необходимый для оценки за­пасов нефти и выяснения процессов фильтрации в пористой среде.

Различают пористость породы следующих видов.

1) Общая (абсолютная, физическая или полная) пористость, которая опре­деляется разностью между объёмом образца и объёмом составляющих его зёрен, т.е. включающая связанные и не связанные между собой поры. Определение ко­эффициента общей пористости сопряжено с обязательным дроблением образца породы до составляющих его зёрен.

2) Открытая пористость или пористость насыщения, включающая все со­общающиеся между собой поры, в которые проникает данная жидкость (газ) при заданном давлении (вакууме). Не учитываются те поры, в которые не проникает жидкость при рассматриваемом давлении насыщения. Обычно, в качестве насыщающей жидкости используется керосин (хорошо проникающий в поры и не вы­зывающий разбухания глинистых частиц) и насыщение происходит под вакуумом при -760 мм рт.ст.

3) Динамическая (эффективная) пористость, включающая только ту часть поровых каналов, которая занята подвижной жидкостью в процессе фильтрации при полном насыщении породы жидкостью. Не учитываются при этом объём суб­капиллярных пор (диаметром менее -0, 0002 мм) и пор, где жидкость удерживает­ся молекулярно-поверхностными силами. Динамическая пористость в одном и том же образце не имеет постоянного значения, а изменяется в зависимости от пе­репада давления, скорости фильтрации и свойств жидкости.

Задача 3.1. Определить коэффициент общей пористости образца породы m, если объём образца Vо = 2, 42 см³, а объём зёрен в образце Vз = 2, 02 см³.

Решение. Определим коэффициент пористости, пользуясь соотношением:

Задача 3.2. Определить коэффициент открытой пористости образца породы по данным приведённым в табл.3.1 (данные измерений открытой пористости получены весовым методом).

Решение. 1) Определяем объём открытых взаимосвязанных пор:

 

 

 

Таблица 3.1

 

 

Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий
Вес сухого образца на воздухе Рс, г		19.3	25.3	23.3	27.4
Вес на воздухе образца: насыщенного керосином Рк, г	22.4	20.7	27, 7	25.3	29.2
Вес в керосине образца, 1 насыщенного керосином Рк.к., г	12, 3	11, 4	14, 7	11, 9	16, 7
Плотность керосина рк г/см3	0, 716	0, 716	0, 716	0, 716	0, 716

 

 

2) Определяем объём образца исследуемой породы:

 

 

3) Определяем коэффициент открытой пористости:

 

 

 

Проницаемость горных пород.

Проницаемостью называется свойство горных пород пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада давления.

Проницаемость определяется размерами пор. Почти все осадочные породы: пески, песчаники, известняки, доломиты обладают проницаемостью. Чем выше проницаемость пластов, тем больше производительность пробуренных на них скважин, тем быстрее передается давление по пласту, тем более вероятной являет­ся продолжительность работы пласта при упруговодонапорном или водонапорном режимах, тем эффективнее могут быть проведены работы по поддержанию пластового давления и осуществлению вторичных методов разработки и тем выше нефтеотдача пласта.

Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси

 

(4.1)

 

где - скорость линейной фильтрации, м/с;

Q - объемный расход жидкости в единицу времени, м³/с;

F - площадь фильтрации, м^? ;

- динамическая вязкость жидкости, Па с;

- перепад давления, Па;

к - коэффициент проницаемости, м².

 

Тогда из формулы (4.1) коэффициент проницаемости для жидкостей запи­шется в виде:

 

(4, 2)

 

При измерении проницаемости по газу

 

(4.3)

 

 

 

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

q₀ - расход газа при атмосферном давлении р₀, 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.

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: