Движение смеси жидкости и газа.

Как видно из рис.5 (а, б, в):

1. Кривая относительной проницаемости для газа (k’_Г) при малой водонасыщенности песков, песчаников, известняков и доломитов имеет выпуклый характер и значения ее близки к 100 %, тогда как для нефти кривая k’_Н при малой водонасыщенности имеет вогнутый характер и k’_Н<80% (см.рис.4), т.е.газ при малой водонасыщенности лучше фильтруется, чем нефть;

2. При содержании жидкости в песках и известняках до 30 %, а в песчаниках до 60 % относительная проницаемость для жидкости равна нулю (k’_Ж=0), а относительная проницаемость газа для песков и известняков равна 0.6 (k’_Г=0.6); а для песчаника – k’_Г=0.3 (это значит, что жидкость с увеличением ее содержания в начале почти не влияет на фильтрацию газа)

3. При содержании жидкости в породе до 30 – 60 % от объема пор из пласта можно добывать чистый газ;

4. При газонасыщенности [S_Г=100 %-S_В(%)] песка и песчаника до 10 – 15 %, а известняка до 25 – 30 % газ остается неподвижным (k’_Г≈0); однако в этом случае резко уменьшается относительная проницаемость жидкости (k’_Ж=0.22 для известняков, а для песков – k’_Ж=0.7, для песчаников – k’_Ж=0.6). Это указывает на отрицательное влияние свободного газа на фильтрацию нефти и воды.

5. Сопоставление кривых k’_Г и k’_Ж для различных типов пород – песков (а), песчаников (б), известняков (в) показывают идентичность их вида, они отличаются лишь сдвигом по оси S. Особенно большой сдвиг для песчаников, т.к.в них много заполненных водой тонких пор, через которые газ не фильтруется (по этой же причине вода через песчаники начинает фильтроваться лишь при высоком ее содержании (около 50 – 55 %).

Практические выводы:

1. для промысловых расчетов лучше всего использовать кривые k’, построенные для рассматриваемого месторождения;

2. при приближенных расчетах применяют приведенные выше кривые k’ для различных типов пород (и полагают, что кривые k’одного типа пород различной абсолютной проницаемости одинаковы) в этом заключается смысл ведения понятия «относительная проницаемость».

3. Движение смеси нефти, воды и газа в пористой породе.

Экспериментально опытами установлено, что, в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами (нефть, вода, газ) возможно одно-, двух- и трехфазное движение флюидов. Результаты опытов обычно изображают в виде треугольных диаграмм (рис.7) На диаграмме нанесены кривые, соединяющие точки с одинаковым (некоторым минимальным, пороговым) соответствующей компоненты в потоке (не в порах).

Кривая 1 соответствует 5 % - воды в потоке, кривая 2 – 5 % нефти в потоке, кривая 3 – 5 % газа в потоке.

Кривые 1, 2, 3 ограничивают на диаграмме возможные области одно-, двух- и трехфазного потока.

Так при газонасыщенности менее 10 % и нефтенасыщенности менее 20 % в потоке практически будет содержаться одна фаза воды. Область трехфазного потока (заштрихованная часть в центре) расположена в пределах насыщенности: нефтью – 25-50%, водой – 33-64 %, газом – 14-30 % (для несцементированных песков).