Относительные проницаемости в двухфазных потоках.
Изучение двухфазных фильтрационных потоков «жидкость-жидкость» и «жидкость-газ» сводится к построению и анализу двухфазных диаграмм зависимости значений относительных проницаемостей для каждой из фаз от насыщенности, при этом, как правило, по оси абсцисс откладывают значения водонасыщенности в процентах или долях единицы. Под водонасыщенностью понимают отношения объема воды в породе к объему пор:
Рассмотрим некоторые частные случаи. Пусть в нефтяном пласте одновременно движутся нефть и вода – экспериментально полученные для этого случая фазовые диаграммы имеют типичный вид, приведенный на рис. 1.5.1. Из рисунка видно, что, во-первых, реальные значения относительной проницаемости всегда меньше 1. Во-вторых, если нефтенасыщенность не превышает 20%, то относительная проницаемость по нефти становится равной нулю, но и при малом содержании воды ее относительная проницаемость уменьшается в 2 раза, если объем связанной воды увеличится до 30%, при это сама вода остается неподвижной. На характер кривых относительных проницаемостей оказывает существенное влияние и структура порового пространства: коллекторы с преобладанием пор большого диаметра характеризуются низкими значениями остаточной водонасыщенности и более широким диапазоном совместного течения фаз (рис. 1.5.2). Причем структура порового пространства в основном влияет на относительную проницаемость смачивающей фазы и в меньшей степени – несмачивающей. Это выражено на графиках различным положением точек пересечения кривых относительных проницаемостей в песках и песчаниках.
Рис. 1.5.2. Зависимость относительных фазовых проницаемостей для системы нефть—вода от водонасыщенности: 1 - песок; 2 – песчаник. По двухфазным диаграммам можно также судить о степени смачивания породы нефтью (в этом случае она гидрофобна) или водой (гидрофильна). А именно, с увеличением гидрофильности кривые относительных проницаемостей смещаются вправо, в сторону повышенных значений водонасыщенности. Для гидрофильных коллекторов точка пересечения кривых, как правило, правее значения водонасышенности, равного 0,5 (рис.1.5.3). Соответственно с ростом гидрофобности при одном и том же значении водонасыщенности относительная проницаемость для воды увеличивается, а для нефти уменьшается. При равных значениях насыщенности ( Несколько иной вид имеют кривые относительных проницаемостей при совместной фильтрации жидкости и газа (нефть –газ или вода – газ). Жидкость, как смачивающая фаза, занимает наиболее мелкие поры. Поэтому, когда насыщенность порового пространства жидкостью меньше критической, газ находится в крупных порах, и сопротивление при его движении в пористой среде мало зависит от распределения жидкой фазы.
Рис. 1.5.3. График влияния смачиваемости пород на вид кривых относи тельных фазовых проницаемостей. Порода: 1 - гидрофильная; 2 -гидрофобная.
На рис. 1.5.4. приведены двухфазные диаграммы для относительных проницаемостей водогазовой системы для различных горных пород.
песок песчаник пористые известняки и доломиты Рис. 1.5.4. Зависимость относительной проницаемости для воды
|
,
.
) фазовая проницаемость для смачивающей фазы будет меньше, чем для несмачивающей, т. к. силы взаимодействия смачивающей фазы с породой меньше, чем для несмачивающей.
