Фильтрация водонефтяной смеси и многофазной жидкости

Искусственное заводнение нефтеносных пластов, осуществляемое нагнетанием воды в пласт, приводит к необходимости изучать движение смеси воды и нефти в пласте. Движения водонефтяной смеси в пласте наблюдается также при наличии в пласте природной воды. Сюда относится связанная (реликтовая) вода; подошвенная вода, занимающая нижнюю часть пласта; краевая или контурная вода, первоначально располагающаяся за контуром нефтеносности и в последующем вытесняющая нефть к скважинам.

Породы, из которых сложены продуктивные пласты, могут быть нефтесмачиваемыми (гидрофобными) и водосмачиваемыми (гидрофильными). Наиболее распространены водосмачиваемые породы; в них реликтовая вода как бы прилипает к стенкам поровых каналов. Высокая насыщенность реликтовой водой и служит вероятным признаком водосмачиваемости пород, тогда как нефтесмачиваемость проявляется в низкой насыщенности реликтовой водой. Отделение той или иной жидкости (нефти, воды) в сетке поровых каналов обусловлено насыщенностью и характеристикой смачиваемости.

Рис. 5.6. Зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды

от водонасыщенности s при разных значениях параметра a (по Леверетту)

Результатом опытов Леверетта явились кривые, представленные на рис. 5.6. По оси абсцисс отложены значения водонасыщенности sв процентах, по оси ординат – относительная фазовая проницаемость для воды и нефти в процентах. Каждая кривая отвечает определенному значению параметра a = pΔL/dΔp, где p – давление вытеснения в см рт. ст., ΔL – длина колонки песка в см, d – средний диаметр поровых каналов в см и Δp –перепад давления в см рт. ст. Параметр a пропорционален капиллярным силам, противодействующим прохождению отдельных капель нефти через поры песка.

Для одномерного потенциального движения несжимаемой водонефтяной массы без учета массовых сил и фазовых превращений справедливо равенство , где u– суммарная скорость фильтрации смеси,

(5.24)

Здесь k_в и k_н – фазовые проницаемости воды и нефти, соответственно; μ_в и μ_н – коэффициенты вязкости воды и нефти. Расчеты, относящиеся к одномерному потоку смеси воды и нефти, выполняются по ранее рассмотренным формулам однородной жидкости.

При движении газированной жидкости в пластах содержатся обычно три фазы компонента смеси: нефть, газ и вода. В таком случае имеемпоток многофазной жидкости.

На основании экспериментов можно считать, что относительная фазовая проницаемость в многофазном потоке почти не зависит от вязкости жидкости, ее плотности, внутрижидкостного натяжения, градиента давления и пористости среды. В то время как вязкость существенно не влияет на относительную проницаемость, отношение величин вязкости жидких фаз, присутствующих одновременно в потоке, значительно влияет на состав текущей смеси.