I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа

Введение

Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. и доп. М., Недра, 1982, 311 с.

Физика нефтяного и газового пласта.

Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. И.

Процессы разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений тесно связаны с закономерностями фильтрации углеводородов и воды в горных породах, слагающих продуктивные пласты. Поэтому свойства горных пород и пластовых жидкостей предопределяют рациональную технологию разработки залежей нефти и газа и экономические показатели их извлечения. из недр. Материалы курса служат основой, на которой строятся все последующие специальные дисциплины, определяющие специализацию горного инженера, работающего в области разработки, эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

По методам исследований, составу рассматриваемых материалов курс «Физика нефтяного и газового пласта» близок к курсам «Газонефтепромысловая геология», «Физика» и «Физическая химия». Основные задачи курса:

- изучить коллекторские и фильтрационные свойства горных пород;

- физические и физико-химических свойства пластовых жидкостей и газов в изменяющихся условиях залегания;

- освоить физические основы повышения нефте- и газоотдачи коллекторов.

В последние годы вовлекаются в эксплуатацию нефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения со значительной глубиной залегания пластов. Эта тенденция возрастания глубины продуктивных пластов вновь открываемых месторождений, по-видимому, будет наблюдаться и в будущем. Поэтому уделяется внимание методам анализа свойств горных пород и пластовых жидкостей в условиях высоких давлений и температур.

Продолжает оставаться чрезвычайно острой проблема повышения нефте-, газо- и конденсатоотдачи залежей углеводородов.

Приведены материалы о некоторых новых методах, повышения эффективности разработки залежей нефти и газа. Одним из средств повышения коэффициента нефтеотдачи является воздействие на пласт химическими реагентами. Поэтому в последние годы наблюдается интенсивный процесс «химизации» нефтепромысловой науки.

При этом значительно возрастает роль фундаментальных отраслей науки (физики,, физико-химии, термодинамики, математики) в развитии физики пласта.

1. ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Коллекторы нефтяных и газовых месторождений делят на три типа: гранулярного, трещинного и смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое про­странство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также неко­торые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (обычно сложенных преимущественно карбонат­ными отложениями, сланцами) поровое пространство слагается системой трещин. При этом участки коллектора, залегающие между трещинами, представляют собой плотные малопроницае­мые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое простран­ство которых практически не участвует в процессах фильтра­ции. На практике, однако, чаще встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых сла­гается как системами трещин, так и поровым пространством блоков, а также кавернами и карстами. По предложению со­ветских исследователей (Г. И. Баренблатта и Ю. П. Желтова) при изучении процессов фильтрации жидкостей и газов в таких трещиновато-пористых коллекторах принято их поровое прост­ранство рассматривать как непрерывную сложную среду, состоя­щую из двух сред — трещиноватой и межзерновой, вложенных одна в другую.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяются на подклассы — трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т. д.

Анализ показывает, что около 60 % запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39 % — к кар­бонатным отложениям и 1 % — к выветренным метаморфиче­ским и изверженным породам. Следовательно, породы осадоч­ного происхождения — основные коллекторы нефти и газа.

В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений мо­гут изменяться в широких пределах. Характерная особенность большинства коллекторов — слоистость их строения и измене­ние во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяного и газового пласта характеризуются основными показателями:

1) гранулометрическим (механическим) составом пород;

2) пористостью;

3) проницаемостью;

4) капиллярными свойствами;

5) удельной поверхностью;

6) механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатию и другим видам деформа­ций);

7) насыщенностью пород водой, нефтью и газом.

Упомянутые свойства пород находятся в тесной зависимости от химического состава, структурных и текстурных их особенно­стей. Структура породы определяется преимущественно раз­мером и формой зерен. По размерам различают структуры: псефитовую (порода состоит из обломков более 2 мм), псамми­товую (0,1—2 мм), алевритовую (0,01—0,1 мм), пелитовую (0,01 мм и менее). К текстурным особенностям породы относят слоистость, характер размещения и расположения пород, взаи­морасположение и количественное соотношение цемента и зе­рен породы и некоторые другие черты строения. Роль цемента часто выполняют глинистые вещества. Встречаются также це­менты хемогенного происхождения (карбонаты, окислы и гидро­окислы, сульфаты).

2. ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ (МЕХАНИЧЕСКИЙ) СОСТАВ

Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Дисперсность частиц сцементированных пород изучается по их шлифам под микроскопом. Несцементированные пески и слабо сцементированные песчаники подвергают гранулометрическому анализу, разделяя; частицы на фракции.

Гранулометрическим (механическим) составом породы на­зывают количественное (массовое) содержание в породе ча­стиц различной крупности. От степени дисперсности минералов зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пори­стость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д.

По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. По­этому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть их гранулометрический ана­лиз.

Так как размеры частиц песков обусловливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометриче­ского состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покры­вающих поверхность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти

Гранулометрический анализ песков используется в нефте­промысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных ча­стичек до галечника и валунов. Однако размеры их для боль­шинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 1— 0,01мм.

Наряду с обычными зернистыми минералами в природе ши­роко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные мине­ралы с размерами частиц меньше 0,1 мкм (0,001 мм). Значи­тельное количество их содержится в глинах, лессах и других породах.

В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследст­вие значительной по размерам их общей поверхности состав этих минералов влияет на процессы поглощения катионов (и анионов). От их количества в основном зависит степень набухаемости горных пород в воде.

Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализами. Ситовый анализ сыпучих горных пород применяется для разделения песка на фракции от 0,05 мм и более. Содержание частиц меньшей крупности определяется методами седиментации. В лабораторных условиях обычно поль­зуются набором штампованных проволочных или шелковых сит. Штампованные сита, применяемые в СССР, имеют отверстия 10; 7; 5; 3; 2; li 0,5 и 0,25 мм. Существуют различные системы сит и всевозможных механических приспособлений для разделе­ния породы на фракции. В наборе вверху располагают сито с наиболее крупными размерами отверстий. В это сито насы­пают 50 г породы, которую просеивают в течение 15 мин. За­тем оставшиеся на каждом сите частички породы взвешивают и результаты записывают в таблицу.

Седиментационное разделение частиц по фракциям происхо­дит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинако­вого размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы

где g — ускорение свободного падения;

d — диаметр частиц;

v —кинематическая вязкость;

r_ж — плотность жидкости;

r_п — плотность частицы породы.

Существуют различные мнения о пределах и условиях при­менимости закона Стокса. Считается, что формула спра­ведлива для частиц диаметрами 0,1—0,001 мм. При меньшем размере на скорость осаждения частиц влияют броуновское движение и слои адсорбированной воды.

Формула Стокса справедлива при свободном (нестесненном) движении зерен; чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждения в дисперсной среде, массовое содержание твердой фазы не должно превышать 1 %.

Существует много методов седиментационного анализа. В лабораториях по исследованию грунтов широко применяют способы отмучивания током воды и путем слива жидкости (метод Сабанина), а также метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.

При отмучивании током воды грунт помещают в конический или цилиндрический сосуд, через который воду направляют снизу вверх. Регулированием скорости движения воды добиваются выноса из пределов сосуда частиц определенного диаметра, значение которого можно определить по формуле Стокса.

При сливе жидкости происходит отделение медленно оседающих мелких частиц от быстро оседающих (более крупных и тяжелых) при сливе жидкости, содержащей еще не осевшие частицы на дно сосуда.

Рис.1. Схема весов Фигуровского:

1 — стеклянный стержень; 2 — нить; 3 — цилиндрический сосуд; 4 — стеклянный диск; 5 — отсчетный микроскоп.

Наиболее совершенный метод седиментационного анализа — взвешивание осадка. Осадок в процессе седиментации взвешивается с помощью весов Фигуровского или автоматических седиментационных весов (например, модели ВСД-1/50 мкм). В приборе Фигуровского в качестве элемента, воспринимающего нагрузку, используется стеклянный кварцевый стержень (коромысло) 1. В приборе ВСД-1/50*, предназначенном для гранулометрического анализа дисперсных частиц крупно­стью от 1 до 50 мкм, осадок взвешивается с помощью электри­ческих весов с автоматической регистрацией и записью массы выпадающего осадка во времени. Наибольший предел реги­стрируемой массы осадка составляет 500 мг. Хорошо переме­шанную суспензию вливают в цилиндрический сосуд 3, в который опускают тонкий стеклянный диск 4, подвешенный на плечо весов Фигуровского.. Выпадающие частицы суспензии отлага­ются на стеклянном диске. По мере отложения осадка равно­весие весов нарушается и для восстановления его требуется дополнительная нагрузка. Регистрируя время и нагрузки, по­лучают данные, которые затем обрабатывают. Результаты ана­лиза механического состава пород изображаются в виде таблиц или графиков суммарного состава и распределения зерен по­роды по размерам (рис. 1.2 и 1.3), а также в виде гистограмм (рис. 1.3 - ступенчатый график 2) и циклограмм. Для построе­ния первого графика по оси ординат откладывают массовые доли фракции в процентах, а по оси абсцисс - диаметр частиц d или lg d.

При построении второго графика по оси абсцисс отклады­вают диаметры d частиц, а по оси ординат — изменения массы зерен, приходящиеся на единицу изменения их диаметра.

На циклограмме, площадь круга которой принимается за 100%, величина секторов пропорциональна содержанию фрак­ций.

Степень неоднородности песка характеризуется отношением d ₆₀/ d ₁₀, где d ₆₀ — диаметр частиц, при котором сумма масс фракций с диаметрами, начиная от нуля и кончая данным диа­метром, составляет 60% от массы фракций (точка 2 на рис. 1.2), a d ₁₀ — аналогичная величина для точки кривой суммар­ного гранулометрического состава (точка 3 на рис. 1.2). По диаметру, соответствующему точке 1, подбирают размеры от­верстий забойный фильтров для нефтяных скважин.

Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих неф­тяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1—20.

Рис. 1.2. Кривая суммарного грануло­метрического состава зерен породы и Рис. 1.3. Кривая распределения зерен породы по размерам (1) и гистограмма (2).

1. ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

Коэффициентом полной (или абсолютной) по­ристости m_п называется отношение суммарного объема пор V_nоp в образце породы к видимому его объему V_обр

.

Измеряется коэффициент пористости в долях или в процен­тах объема породы. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным отно­сят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоений и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Ко вторичным — поры, образующиеся в результате последующих процессов разлома и дробления по­роды, растворения, возникновения трещин, (например, вследствие доломитизаций) и т. д.

Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим со­ставом пород, происхождением пор, а также соотношением ко­личества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от раз­меров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтя­ных пластов условно разделяются на три группы:

1) сверхкапиллярные — более 0,5 мм;

2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные —менее 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движе­ние нефти, воды и газа происходит свободно, а по капилляр­ным — при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкости в такой степени удер­живаются силой притяжения стенок каналов (вследствие ма­лого расстояния между стенками канала жидкость в ней на­ходится в сфере действия молекулярных сил материала по­роды), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапил­лярными каналами, независимо от пористости практически не проницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти — те породы, поры которых пред­ставлены в основном капиллярными каналами достаточно боль­шого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказан­ного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы на­ходятся в движении.

Наряду с коэффициентом полной пористости введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффи­циентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора.

Коэффициентом открытой пористости m₀ при­нято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора П_ст характери­зует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. П_ст определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой остаточной водой.

В зависимости от перепадов давления, существующих в по­ристой среде, свойств жидкостей и характера поверхности по­род та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у. по­верхности породы, капиллярно удержанная жидкость и т. д.) не движется в порах. Динамическая полезная емкость коллек­тора П_дин характеризует относительный объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть -и газ в условиях, существующих в пласте.

4. методы измерения ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

Из определения понятия коэффициента полной пористости вытекают следующие соотношения, которые используются для его измерения:

где V_обр и V_зер — объемы образца и зерен.

Учитывая, что масса образца равна массе слагающих его зе­рен, формулу (1.3) можно представить в виде

(1.4)

Здесь r_обр и r_зер — плотности образца и зерен.

Из формул.(1.3) и (1.4) следует, что для определения коэф­фициента пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Су­ществует много методов определения плотности образца и зерен и соответственно имеется множество способов оценки ко­эффициента пористости горных пород.

Для определения объема образца часто пользуются, по И. А. Преображенскому, методом взвешивания насыщенной жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и в воздухе (при этом для расчета объема образца используется закон Архимеда). Объем породы можно найти по объему вы­тесненной жидкости при погружении в нее образца, насыщен­ного той же жидкостью.

Насыщения образца жидкостью можно избежать, если ис­пользовать метод парафинизации (метод Мельчера). При этом способе образец породы перед взвешиванием в жидкости покрывается тонкой пленкой парафина, объем которого опреде­ляется по массе породы до и после парафинизации. Метод па­рафинизации трудоемок и не повышает точности определений.

Объем образца также определяют по его размерам, если придать ему правильные геометрические формы, а объем пор — по методу взвешивания. Объем пор при этом находится по разности давлений D р массы породы, насыщенной под вакуумом жидкостью, и массы сухого образца:

где r_ж — плотность жидкости.

Следует учитывать, что методом насыщения и взвешиванием определяется не полная пористость, так как часть пор (замкну­тых) не заполняется жидкостью, а так называемая пористость насыщения. Поэтому объем пор часто находят по объему зе­рен с помощью пикнометров и специальных приборов — жидкостных и газовых порозиметров. Порозиметрами пользуются так­же для нахождения открытой пористости.

Принцип действия газового порозиметра основан на законе Бойля—Мариотта: изменяя в системе объемы газа и давле­ние, по полученным данным подсчитывают объем частиц и по­ристость.

В жидкостном порозиметре объем зерен или образца, пред­варительно насыщенного под вакуумом керосином, определя­ется по объему вытесненной жидкости (керосина) после по­мещения в камеру прибора твердого тела.

Пористость образца можно представить в виде отношения площади пор к площади всего образца в каком-либо сечении. В этом случае пористость оценивается с помощью методов, основанных на измерении площадей под микроскопом или опре­делении соотношения этих площадей по фотографиям. Для кон­трастности при изучении степени взаимосвязанности пор по­следние иногда заполняются окрашенным воском или пласти­ками.

При выборе методов измерения пористости необходимо учи­тывать особенности и свойства коллектора. Для песков значе­ния открытой и полной пористости практически одинаковы. В песчаниках и алевролитах, по данным А. А. Ханина, полная пористость может на 5—6 % превышать открытую. Наиболь­ший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов. При оценке пористости пород газовых коллекторов, сложен­ных алевролитами и песчано-алевролитовыми отложениями, от­крытую пористость следует измерять газометрическим способом с помощью газовых порозиметров. Пористость их оказывается существенно большей, чем при насыщении этих пород керо­сином.

Газометрический способ следует также применять для из­мерения пористости пород, разрушающихся при насыщении ке­росином, а также образцов с низкой пористостью (менее 5%), так как в последнем случае объем пленки керосина, покрываю­щего образец, становится сравнимым с объемом пор, что сильно искажает результаты определений.

Пористость пород нефтяных и газовых коллекторов может изменяться в широких пределах — от нескольких процентов до 52%. В большинстве случаев она составляет 15—20%.

5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Проницаемость — фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду.

Абсолютно непроницаемых тел. в природе нет. Однако при сравнительно небольших перепадах давлений в нефтяных пла­стах многие породы в результате незначительных размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницае­мым для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает той или иной про­ницаемостью. Паровое пространство этих пород, кроме про­странства с субкапиллярными порами, слагается порами боль­шого размера. По экспериментальным данным, диаметры подав­ляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пла­стов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.

Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость пори­стой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость — свойство породы, и она не зави­сит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На практике жидкости часто взаимодействуют с породой (глини­стые частицы разбухают в воде, смолы забивают поры). По­этому для оценки абсолютной проницаемости обычно использу­ется воздух или газ, так как установлено что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют фи­зико-химические свойства жидкостей.

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах много­фазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называ­ется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользу­ются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорцио­нальна градиенту давления и обратно пропорциональна дина­мической вязкости:

где v — скорость линейной фильтрации;

Q — объемный расход жидкости в единицу времени;

F —площадь фильтрации;

m — динамическая вязкость жидкости;

D р — перепад давления;

L - длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют коэффициентом проницаемости:

При измерении проницаемости пород по газу в формулу (1.7) следует подставлять средний расход газа в условиях.об­разца:

,

где — объемный расход газа, приведенный к среднему дав­лению и средней температуре газа в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясня­ется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца.

Среднее давление но длине керна

,

где p₁ и р₂ — соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него.

Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации че­рез образец происходит изотермически по законам идеального газа, используя закон Бойля—Мариотта, получим

Здесь Q_o — расход газа при атмосферном давлении р_о.

Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

Единицы измерения проницаемости м².

Таким образом, в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м² принимается проницаемость такой пори­стой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па•с составляет 1 м³/с.

Физический смысл размерности k (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения ка­налов пористой среды, по которым в основном происходит филь­трация.

Как уже отмечалось, формула (1.6) соответствует закону Дарси при линейном (плоскопараллельном) потоке. Иногда необходимо определять проницаемость образца при радиальной фильтрации жидкости и газа, т. е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину. В этом случае образец породы имеет вид цилиндрического кольца с отверстием в осевом на­правлении— «скважиной». Фильтрация жидкости или газа в нем происходит в радиальном направлении от наружной по­верхности к внутренней. Тогда проницаемость пород по дан­ным опыта определяют по следующим формулам.

При фильтрации жидкости

При фильтрации газа (1.12)

Здесь m_Ж и m_Г — вязкость жидкости и газа; Q_Ж — расход жидкости; Q_Г, — расходы газа при атмосферном и среднем давлениях в образце; r_В и r_Н — наружный и внутренний ра­диусы кольца; р_н и р_в— давления у наружной и внутренней по­верхностей кольцевого образца; h — высота цилиндра.

6. Фазовая и относительная проницаемости горных пород

В природных условиях пустоты пород-коллекторов нефтя­ных и газовых месторождений заполнены водой, газом или нефтью, т. е. в них одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации смесей проницаемость породы для од­ной какой-либо фазы меньше ее абсолютного значения.

Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физиче­ских и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред, от градиента давления.

Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что про­ницаемость породы для другой фазы становится меньше. Фазо­вая проницаемость определяется в основном степенью насыщен­ности пор разными фазами.

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков — движение смеси нефти и воды, фильт­рация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Характер каждого из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изо­бражают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего зна­чение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используйся в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сде­лать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектиро­вании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Рассмотрим графики двухфаз­ного потока.

Движение смеси нефти и воды. На рис. 1.4 приведена зависимость относительных проницаемостей песка для нефти и воды от насыщенности S порового пространства водой

(1.13)

где k_в и k_н - фазовые проницаемости для воды и нефти; k -абсолютная проницаемость.

Рис. 1.4. Зависимость относительных прони­цаемостей песка для нефти и воды от насы­щенности водой поро­вого пространства. Меж­фазное поверхностное натяжение жидкостей: 1 — 34 мН/м; 2 — 5 мН/М

Если в несцементированном песке содержится 20 % воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю (т. е. вода является неподвижной фазой). Это связано с тем, что при небольшой водонасыщенности вода удержива­ется в мелких и тупиковых порах, в узких местах контактов зерен, не участвующих в фильтрации жидкостей, а также в виде неподвижных местных пленок и микрокапель располагается на поверхности породы. В некоторой части пор она все же содер­жится, и поэтому фазовая проницаемость по нефти вскоре после увеличения водонасыщенности быстро уменьшается. Если в по­рах находится 30 % связанной воды, относительная проницае­мость для нефти снижается в два раза. Из этого следует, что необходимо применять меры для предохранения нефтяных пла­стов и забоев скважин от преждевременного обводнения. При проникновении в породу фильтрата бурового раствора возра­стает водонасыщенность пласта в наиболее узкой части потока (в призабойной зоне пласта). В результате значительно умень­шаются относительная проницаемость пород для нефти и дебит скважины. Водные фильтраты бурового раствора (не обрабо­танного специальными веществами) обычно прочно удержива­ются породами вследствие гидрофильных свойств последних и плохо удаляются из пор пласта при освоении скважин. По­этому с учетом фазовой проницаемости, смачиваемости и взаи­модействия фильтрата бурового раствора с породой составля­ются рецептуры растворов, применяемых для вскрытия продук­тивных пластов и обеспечивающих сохранение естественных фильтрационных свойств.

Из рис. 1.4 также следует, что если водонасыщенность песка составляет 80%, относительная проницаемость для нефти равна нулю. Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20 %, а в песчаниках, как увидим далее, ока­зывается еще большей. Нефть в таком случае прочно удерживается в породе капиллярными и другими силами.

Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Из­вестно, например, что с уменьшением по­верхностного натяжения на разделе нефть — вода снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате чего повы­шаются относительные проницаемости породы для жидкости (см. рис. 1.4).

Аналогично можно установить изме­нение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочными и сильно минерализован­ными хлоркальциевыми водами — по­верхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с хлоркальциевыми. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти, и для щелочной воды.

При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидко­стей изменяется незначительно. Оно зависит в основном от насыщенности.

Для пород незначительной проницаемости влияние соотно­шения вязкостей нефти и воды исследовано пока недостаточно. Количественно мало изучена также зависимость относительных проницаемостей от других свойств пластовой системы и усло­вий вытеснения (проницаемости, состава жидкостей и пород, содержания остаточной воды и т. д.). Вероятные же измене­ния относительных проницаемостей от этих факторов можно установить, исходя из особенностей, которые при этом возни­кают в процессе движения смесей нефти и воды. Если с измене­нием какого-либо свойства системы увеличивается подвижность смеси нефти и воды, уменьшаются прилипаемость жидкостей к стенкам поровых каналов и сопротивление среды потоку, то относительные проницаемости пористой среды для нефти и воды растут. Изменения свойств пластовой системы, сопровож­дающиеся ухудшением условий фильтрации фаз, приводят к уменьшению относительных проницаемостей породы для нефти и воды.

С уменьшением проницаемости (например при одинаковом значении пористости) повышается суммарная поверхность поровых каналов. Это означает, что вода, чаще всего смачиваю­щая поверхность породы, лучше, чем нефть, начнет фильтро­ваться в пористой среде с пониженной проницаемостью при больших значениях водонасыщенности.

Малопроницаемые породы меньше отдают нефть, так как подвижность ее и воды в этих породах невысока. Поэтому ли­нии проницаемостей располагаются, как правило, ниже, чем соответствующие кривые, полученные для пористых сред боль­шой проницаемости.

Сумма эффективных проницаемостей фаз обычно меньше абсолютной проницаемости породы, а относительная проницае­мость изменяется от нуля до единицы.

Следует, однако, отметить, что в последнее время высказы­вается мнение о возможности получения при определенных ус­ловиях относительной проницаемости одной из фаз, превышаю­щей единицу. Например, фазовая проницаемость в опытах А. Е. Евгеньева оказалась выше абсолютного ее значения при фильтрации в низкопроницаемых пористых средах вязкой жид­кости (масел). Пористая среда содержала 8—10 % от объема пор остаточной воды, в качестве которой был использован 2 %-ный раствор ОП-7 в воде. Это можно объяснить возникнове­нием скольжения высоковязкой среды при замене поверхности раздела жидкость — твердое тело на поверхность раздела жид­кость— пленка раствора ОП-7, адсорбированного поверхностью породы.

Опытами установлено, что на относительную проницаемость системы влияют также градиент давления, поверхностное на­тяжение на границе раздела фаз и некоторые другие факторы, характеризующие условия фильтрации фаз (например смачи­вающие свойства жидкостей). Все это указывает на необходи­мость приближения условий проведения опытов при экспери­ментальном определении проницаемости к пластовым условиям фильтрации жидкостей и газов. По результатам исследования Д. А. Эфроса, кроме равенства в модели и естественных усло­виях углов смачивания Q и пористости пород m, должны со­блюдаться условия

(1.14)

или эквивалентное соотношению (1.14)

Здесь s — поверхностное натяжение нефти на границе с водой; k — проницаемость; |grad p| —модуль градиента давления; v — суммарная скорость фильтрации обеих фаз.

Следовательно, относи­тельные фазовые проницае­мости в общем случае — функции водонасыщенности и безразмерного комплекса (1.14).

Нарушение этого усло­вия в опыте приводит к зна­чительным отклонениям в результатах определения относительной проницаемо­сти пород от пластовых ее значений. Если в лабора­торных условиях не удается воспроизвести пластовые значения соотношения(1.14), необходимо провести специальные опыты и уста­новить его допустимую величину.

Опыт показывает, что кроме упомянутых факторов относительная проницаемость пород зависит от ряда других геометрии порового пространства, распределения пор по размерам, свойствам и строению поверхности частиц минералов и т. д. Поэтому для практических расчетов целесообразно использовать зависимости относительных проницаемостей, установленные опытным путем, с применением представительных образцов керна, отобранных из пласта.

Рис. 1.5. Зависимость относительной проницаемости полимиктовых песчани­ков пласта БB₈ Самотлорского место­рождения от водонасыщенности при совместной фильтрации нефти и воды. Шифр кривых — проницаемость по воде в мкм². Пунктиром нанесены кривые для кварцевого песчаника

В качестве примера влияния специфики строения и состава пород на вид зависимостей k_Н = f(S_В) и k_B=f(S_В) на рис. 1.5 приведены экспериментальные данные В. М. Добры­нина и В. Н. Черноглазова (МИНХ и ГП им. И. М. Губкина) по измерению относительных проницаемостей полимиктовых песчаников пласта БВ₈ Самотлорского месторождения. На этом же рисунке приведены опытные зависимости k_Н = f(S_В) и k_B=f(S_В) для чистых кварцевых песчаников. Как следует из рис. 1.5, особо ощутимые различия в значениях относительной проницаемости полимиктовых пород по сравнению с проницае­мостью кварцевых песчаников имеем для воды, что связано со спецификой строения и распределения пор по размерам. Для исследованных полимиктовых песчаников поры имеют размерыот 1 до 22 мкм.

Относительное расположение кривых для образцов с различ­ной проницаемостью также связано со строением порового пространства. Действительно, при одинаковой водонасыщенности различных по коллекторским свойствам образцов, превышаю­щей неуменьшающуюся насыщенность водой песчаника с не­значительной проницаемостью, в последнем «потеря» для нефти «проходных» пор, занятых водой, будет меньшей. Поэтому от­носительные проницаемости для нефти этих образцов при оди­наковой водонасыщенности оказываются большими, чем для кернов с повышенной проницаемостью.

Оказалось, что для воды зависимость k_B=f(S_В) полимиктовых песчаников почти не зависит от проницаемости.

Дата добавления: 2014-11-07