În sistemul internațional de unități (SI), cantitățile din formula pentru k (1.7) au următoarele dimensiuni:
[Q] = m 3 / s, [m] = Pa * s, [DL] = m,
Pentru Q = 1 m 3 / s, m = 1 Pa * s, DL = 1 m, DP = 1 Pa, F = 1 m 2, obținem k = 1 m 2.
Astfel, în Sistemul Internațional de Unități (SI) per unitate de permeabilitate de 1 m 2 se presupune constantă a unui astfel de mediu poros, în filtrarea probei prin care suprafața transversală de 1 m 1 m 2 și o cădere de presiune de 1 Pa, debitul vâscozitatea 1 Pa · s este de 1 m 3 / s. Sensul fizic al dimensiunii k (zonă) reflectă faptul că k caracterizează aria de separare a canalului mediei poroase prin care are loc filtrarea.
Faza și permeabilitatea relativă a rocilor.
În natură, porii rezervorului pot conține simultan petrol, gaz, apă sau două faze ale acestora. Pentru a caracteriza această stare este introdus conceptul de saturație a rezervorului cu petrol, gaz și apă, definit ca raportul dintre volumul fazei corespunzătoare și volumul tuturor porilor din stâncă:
Cercetările practice arată că:
1. când se filtrează amestecuri de fluide, permeabilitatea pietrei pentru o fază este mai mică decât permeabilitatea absolută a rocilor;
2. fază și permeabilitatea relativă a diferitelor faze depind de saturația de petrol, gaze și apă a spațiului porilor rocilor (factorul principal), proprietățile fizice și fizico-chimice ale lichidelor și medii poroase, gradienti de presiune.
Natura fluxurilor multifazice (din 2 sau 3 faze) în medii poroase a fost studiată experimental. Sunt reprezentate grafice ale dependențelor permeabilității relative la saturația spațiului porilor prin diferite faze.
unde kN și kB sunt permeabilitățile de fază pentru ulei și apă, k este permeabilitatea absolută a rezervorului.
După cum se poate observa din figura 4, dacă nisipul neomogenizat conține 20% apă, permeabilitatea relativă a apei rămâne zero (curba kB 1).
Acest lucru se explică prin faptul că, cu o mică saturație a apei, apa este reținută în pori de mică adâncime și de capăt mort, sub formă de filme imobile etc. Dar, în unele părți ale porilor, există apă și, prin urmare, permeabilitatea uleiului scade drastic odată cu creșterea saturației apei. Dacă porii conțin 30% apă, permeabilitatea relativă a uleiului este redusă cu un factor de 2. De aici rezultă concluzia practică privind necesitatea măsurilor de protejare a rezervoarelor de apă și a puțurilor de udare prematură (formulări speciale ale fluidelor de foraj).
De asemenea, rezultă din fig.4 că, atunci când saturația apei din nisip este de 80%, permeabilitatea relativă pentru ulei este zero, adică saturația reziduală în ulei a nisipurilor nesimetate (datorită forțelor capilare și moleculare) este de cel puțin 20% (în gresie și mai mult).
Alți factori care afectează valoarea permeabilității relative:
I. proprietățile fizico-chimice ale lichidelor
1. tensiunea superficială la interfața dintre lichide (cu o scădere a tensiunii superficiale la limita ulei-apă, presiunea capilară scade și mobilitatea uleiului și a apei crește - Fig.4)
2. Apa alcalină (în comparație cu clorură de calciu) reduce tensiunea de suprafață la suprafața ulei-apă, și, de asemenea, contribuie la o mai bună separare a filmului ulei rasei;
3. Pietrele cu permeabilitate redusă dau mai puțin ulei, deoarece mobilitatea uleiului și a apei în acestea este scăzută, drept urmare liniile de permeabilitate sunt de obicei mai mici decât curbele corespunzătoare pentru rezervoare cu o mai mică permeabilitate.
Proprietăți ale permeabilității la rocă:
1. Suma permeabilităților efective ale fazelor (permeabilități de fază) este de obicei mai mică decât permeabilitatea absolută a stâncii;
2. permeabilitatea relativă variază de la 0 la 1;
3. Permeabilitatea relativă a rocilor este afectată de gradientul de presiune, de tensiunea superficială la interfețe și de proprietățile de umectare a lichidelor.
Ca urmare, atunci când se simulează procesele de filtrare a lichidelor și gazelor, trebuie create următoarele condiții de similitudine:
1. porozitatea - m;
2. Unghiurile de umectare - q;
3. Complexul fără dimensiuni:
sau raportul echivalent:
unde s este tensiunea superficială a uleiului la limita apei, k este permeabilitatea, ½gradul P1 este modulul de gradient de presiune și V este rata de filtrare totală a ambelor faze.
II. Geometria spațiului porilor, distribuția porilor asupra dimensiunilor, proprietăților și structurii suprafeței fazei solide.
Având în vedere acest lucru, pentru calcule practice este necesar să se folosească dependența permeabilităților relative obținute experimental pe eșantioanele miezurilor de bază.
După cum se poate vedea din figura 5 (a, b, c):
1.
2. Atunci când conținutul de lichid din nisipuri și 30% calcar, iar gresia permeabilității fluidului relativ până la 60% este zero (k'Zh 0 =), iar relativa nisip permeabilitatea la gaz și calcar este de 0,6 (k'G = 0,6) ; și pentru gresie - k '= 0,3 (ceea ce înseamnă că lichidul cu o creștere a conținutului său la început nu are aproape nici un efect asupra filtrării gazelor)
3. Când conținutul de lichid din piatră este de până la 30-60% din volumul porilor, gazul pur poate fi extras din formare;
4. La saturației gazului [SG -SV% = 100 (%)] de nisip și gresie de până la 10 - 15%, iar calcarul la 25 - 30% din gazul este staționar (k'G ≈0); cu toate acestea, în acest caz scade brusc o permeabilitate a fluidului relativ (k'Zh = 0,22 pentru calcar și nisip - k'Zh = 0,7, gresii - k'Zh = 0,6). Aceasta indică un efect negativ al gazului liber asupra filtrării uleiului și a apei.
5. Compararea k'G și k'Zh curbe pentru diferite tipuri de roci - nisip (a), gresii (b), calcar (c) arată identitatea formei lor, ele diferă numai de S. In special mare schimbare ax offset pentru gresii, t .k.v au mulți pori fini sunt umplute cu apă, prin care gazul nu este filtrat (pentru acest motiv, apa este filtrată prin gresie începe doar la conținutul său ridicat (50 - 55%).
1. pentru calculele comerciale este mai bine să se utilizeze curbele k 'construite pentru depozitul în cauză;
2. În calcule aproximative indicate mai sus se aplică curbele k „pentru diferitele tipuri de roci (și se crede că curbele k'odnogo tip de roci diferite de permeabilitate absolută aceeași), aceasta este sensul conceptului de referință«permeabilitate relativă».
Articole similare
Trimiteți-le prietenilor: