Относительные фазовые проницаемости (ОФП)

Есть два представления о механизме совместного течения пластовых флюидов в пористой среде. Согласно первому, подробно описанному М. Маскетом, при течении двух несмешивающихся фаз часть наиболее тонких поровых каналов и углы крупных пор заняты смачивающей фазой (пластовой водой), а по остальным каналам, содержащим смачивающую жидкость на поверхности пор, может происходить струйное движение флюидов. Количество двигающихся флюидов в каждый момент определяется величинами насыщенности и проницаемости среды для этих флюидов. С ростом насыщенности породы одной фазой увеличивается доля каналов, обеспечивающих движение этой фазы и уменьшается доля каналов для другой фазы.

При вытеснении воды нефтью водонасыщенность породы понижается. При этом быстро возрастает проницаемость для нефти. При снижении водонасыщения до величины к_в.о проницаемость породы для смачивающей фазы оказывается равной нулю.

При вытеснении нефти водой увеличивается насыщенность породы смачивающей фазой. При этом проницаемость для нефти резко уменьшается. При снижении нефтенасыщения до величины коэффициента остаточного нефтенасыщения к_н.о проницаемость породы для нефти оказывается равной нулю. Как правило, величина к_н.о несколько превышает к_в.о.

При наличии в порах коллектора трех фаз (газа, нефти и воды) принцип их распределения сходен с двухфазной системой. Вода полностью занимает поры наименьшего размера, углы пор и в виде тонкой пленки смачивает остальные поры, нефть занимает более крупные поры, а газ—центральные участки наиболее крупных пор, занятых нефтью, и с водой практически не контактирует.

Описанное выше представление о течении несмешивающихся флюидов позволяет использовать информацию о распределении пор по размерам для оценки динамики фазовых проницаемостей.

Другое представление о механизме совместной фильтрации предполагает течение несмешивающихся жидкостей по поровым каналам в форме четок несмачивающей жидкости (нефти) в смачиваемой (воде). Это представление предполагает образование в порах нефтяной эмульсии, создающей высокие фильтрационные сопротивления в зоне смеси, обусловливающие снижение фазовых проницаемостей.

Прочность эмульсии, время ее существования зависят от свойств межфазных пленок, а дисперсность определяется структурными свойствами пористой среды и скоростью фильтрации. Однако гидродинамическое моделирование этого процесса затруднено.

Вероятно, можно будет допустить, что в природных условиях могут иметь место оба механизма течения, когда один вид движения флюидов может переходить в другой.

Рассмотрим подробнее случай двухфазного течения смачивающей и несмачивающей фаз в гидрофильном коллекторе, например, для воды и нефти рис. 5.21. В случае гидрофильной породы, начиная с очень малого процента насыщения, вода образует на поверхности подвешенные прерывные пленки на зернах и кольца на стыках зерен, при этом в самых тонких каналах и малых порах пленки могут занимать весь их объем. Эта вода неподвижна. Давление по флюиду не может быть передано по этой разобщенной влаге. По мере увеличения насыщенности смачивающей фазой размеры подвешенных колец и толщина прерывистых пленок увеличиваются и образуется непрерывная пространственная сетка. Водонасыщенность, при которой происходит этот переход, называют критической, а состояние насыщенности ниже критической — подвешенным. При значениях водонасыщенности выше критической для смачивающей фазы открывается непрерывный извилистый путь ее движения, если существует перепад давления по флюиду. Такое состояние насыщенности называют фуникулерным. Значение критической водонасыщенности К_вкр можно оценить только в процессе изучения фазового течения. Аналогичные рассуждения можно провести и относительно несмачивающей фазы с той разницей, что несмачивающая фаза будет занимать центральное положение в порах и в отсутствие ее движения называется островной.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ (ОФП)

Существуют прямые и косвенные методы определения ОФП. К прямым относятся лабораторные методы: 1) стационарной (установившейся) фильтрации и 2) вытеснения. К косвенным: расчетные методы по кривым капиллярного давления; по промысловым данным; по данным геофизических исследований скважин.

Для соблюдения геометрического подобия лабораторного моделирования Д. А. Эфрос рекомендует соблюдать соотношение:

(к_пр/L²)_модель = (к_пр/L²)_натура

где L— длина.

Наиболее достоверны прямые лабораторные методы определения ОФП. В результате этих исследований получают кривые ОФП. В методе стационарной фильтрации, определение коэффициентов фазовых проницаемостей проводится при совместном течении двух фаз при разном насыщении. В качестве примера ниже приведены результаты исследования на образце при двух фазовом совместном течении нефти и воды, вода является смачивающей фазой (рис. 5.22).

Рисунок 5.22.

В ходе этого эксперимента испытания проводились в шести режимах:

• При отсутствии воды в потоке;
• При 5 % содержания воды в потоке;
• При 25 % содержания воды в потоке;
• При 50 % содержания воды в потоке;
• При 75 % содержания воды в потоке;
• При 100 % содержания воды в потоке;

После каждого режима замеряют объемы вышедших из образца жидкостей и рассчитывают проницаемости используя закон Дарси.

Значения относительных фазовый проницаемостей для нефти и воды рассчитывают по формулам:

К_н^отн = К_нi / К К_в^отн = К_вi / К

где К_нi, К_вi – фазовые проницаемости для нефти и воды на i-том режиме,

К_н^отн, К_в^отн – относительные фазовые проницаемости для нефти и воды на i-том режиме,

К – абсолютная проницаемость образца.

В методе вытеснения относительные проницаемости зависят от направления, в котором изменяется насыщенность несмачивающей фазой. Если в пласт нагнетается несмачивающая фаза (нефть, газ), такое направление называют дренированием. При этом нефть избирательно вытесняет воду из более крупных капилляров в узкие. В итоге при перепаде пластового давления образуется два раздельных потока: по системе более крупных пор фильтруется несмачивающая фаза, а по системе более мелких — смачивающая.

В противоположность вышеназванному существует процесс, когда вода первоначально находится в виде остаточной, а нефть занимает остальную часть пространства, т.е. порода гидрофильна, а вытесняющая фаза — смачивающая. В этом случае капиллярные силы действуют так, что каждый капилляр стремиться впитать воду и вытеснить из него часть нефти, поэтому процесс вытеснения нефти водой называется впитыванием. Первоначально нефтенасыщенность снижается вместе с изменением кривизны границы раздела "нефть—вода" в сплошной нефтяной фазе. Благодаря большой поверхности раздела обе фазы сильно влияют друг на друга и на скорость процесса вытеснения нефти водой. Чаще всего используют именно впитывание. Во время эксперимента записывают сколько воды было закачено в образец, сколько нефти вытеснено и перепад давления на образце. С помощью полученных данных используя специализированные методики рассчитывают ОФП.

Среди косвенных методов наибольшее применение нашел метод расчета ОФП по кривым капиллярного давления. Экспериментально определяют кривые капиллярного давления р_к = f(к_в), которые перестраиваются графически в функцию 1/р²_к = f(к_в) и затем рассчитывают ОФП используя подобные интегральные уравнения:

Пример теоретически рассчитанных кривых ОФП. Рис. 8.18.

ОФП увеличивается при увеличении содержания в коллекторе соответствующей фазы. При Кв>Кв* начинается фильтрация воды, при Кв<Кв** – фильтрация нефти.

Наименьшей проницаемостью коллектор обладает при совместной фильтрации двух фаз (в окрестности точки Квк)

Смачивающая фаза характеризуется в среднем меньшей относительной проницаемостью, из-за сил адсорбции на контакте между жидкой и твердой фазами.

В методах определения ОФП по промысловым и геофизическим данным много неоднозначности и они не получили широкого распространения.

На характер экспериментальных кривых ОФП помимо структуры порового пространства оказывают влияние также ряд других факторов: поверхностное и межфазное натяжения; гидрофобность коллектора, температура; скорость фильтрации; изменение направления насыщения и др.

При снижении межфазного натяжения σ фазовые проницаемости незначительно возрастают и кривые ОФП поднимаются. Проницаемость для нефти существенно возрастает лишь при очень низких значениях σ (менее 10^-3 Н/м). Увеличение σ сужает диапазон совместного течения флюидов (Д. О. Амаефул, Л. Л. Хэнди, 1982 г.).

Гидрофобизация коллекторов в природных условиях обусловлена адсорбцией на поверхности породы полярных компонентов нефти и битумоидов. С увеличением гидрофобности поверхности пересечение кривых ОФП смещается влево, в сторону более низких водонасыщений. В соответствии с этим относительная проницаемость для воды существенно возрастает, а для нефти — снижается.

С увеличением температуры уменьшается поверхностное натяжение, изменяется межфазное натяжение, увеличивается гидрофильность породы. С увеличением температуры ОФП для нефти растет, а для воды изменяется в ту или другую сторону (кривые ОФП смещаются в сторону повышенных водонасыщений, особенно при низком межфазном натяжении), ОФП для газа практически не изменяются от температуры.

Значения ОФП с увеличением скорости фильтрации возрастают. И хотя физическая сторона этого явления не совсем ясна, опыты по определению ОФП рекомендуется проводить на скоростях фильтрации, близких к пластовым условиям конкретного месторождения.

Трехфазная фильтрация (нефть, газ и вода) может иметь место при разработке месторождений нефти на поздней стадии, газовых месторождений с нефтяной оторочкой, при закачке газа или водогазовых смесей в нефтяной пласт.

Результаты экспериментальных исследований трехфазной фильтрации весьма немногочисленны (М. К- Леверетт, В. Б. Ле-вис, 1941 г.; Б. Н. Коудел и др., 1951 г; С. А. Кундин, 1960 г.; С. Н. Пирсон и др., 1964 г.; В. А. Иванов, 1965 г.).

Результаты измерений относительных проницаемостей при трехфазной фильтрации принято изображать в виде треугольных диаграмм или задавать в виде таблиц.

Результаты большинства из указанных выше авторов качественно согласуются с первыми данными М. К. Леверетта на насыпном грунте, которые сформулированы следующим образом:

проницаемость для воды зависит только от водонасыщенности;

проницаемость для нефти и газа зависит от насыщенности всех трех фаз;

проницаемость для газа в трехфазной системе несколько ниже, чем при той же газонасыщенности в двухфазной системе;

проницаемость для нефти в трехфазной системе может быть больше или меньше ее проницаемости в двухфазной системе при тех же коэффициентах нефтенасыщения;

фазовые проницаемости для нефти, газа и воды не зависят от вязкости нефтяной фазы;

существует сравнительно небольшая область, в которой происходит фильтрация всех трех фаз.

В количественном отношении результаты разных авторов существенно отличаются. Очень много еще неясного в механизме трехфазной фильтрации.

Таким образом, для повышения достоверности лабораторных определений ОФП исследования необходимо проводить с соблюдением всех критериев подобия натурных и лабораторных условий. С этой целью должны использоваться естественные керны пород, натуральная нефть и модель пластовой воды, природные давление и температура.

Дата добавления: 2014-01-11