7. Фазовая проницаемость горных пород

Коллекторы нефтяных и газовых месторождений насыщены несколькими фазами. Так в пласте нефтяного месторождения наряду с нефтью часть пустотного пространства коллектора заполнена водой, и, кроме того, часть может занимать газ. В коллекторах газовых месторождений также часть пустот заполнена водой, а в коллекторе газоконденсатного месторождения может присутствовать еще и жидкая углеводородная фаза выделившегося из газа конденсата. Насыщенность пласта теми или иными фазами непостоянна, она сильно изменяется вблизи контуров нефтегазоносности, меняется в процессе разработки месторождений. Для описания движения жидкостей и газов в таких условиях, как ранее указывалось, введены понятия фазовой проницаемости и относительной фазовой проницаемости.

На фазовые проницаемости влияют в той или иной мере почти все физические параметры, характеризующие состояние и свойства многофазной пластовой системы, но в наибольшей мере насыщенность коллектора фазами. Для того, чтобы выявить влияние на фазовую проницаемость условий движения, изучают относительные фазовые проницаемости, полагая, что для коллекторов с различными абсолютными проницаемостями они будут одинаковыми или, по крайней мере, близкими.

Влияние на фазовые проницаемости наиболее сильно действующего фактора — насыщенности — иллюстрируется зависимостями относительной фазовой проницаемости от коэффициента насыщенности. При наличии в коллекторе двух фаз достаточно построить зависимость относительной фазовой проницаемости для каждой фазы от насыщенности одной из них, так как насыщенность второй фазой будет однозначно определяться насыщенностью первой фазой (рис. 2.6). Зависимости строят на основании результатов лабораторных исследований и реже по промысловым данным. Относительную фазовую проницаемость для каждого компонента определяют в следующем виде

k_B* = k_B/k- k_H* = k_Klk- k_r * = k_Tlk, (2.13)

где &в*, &н* и k_r* — относительные фазовые проницаемости соответственно для воды, нефти и газа; k — абсолютная проницаемость пористой среды; k_B, k_H и k_T — проницаемость пористой среды соответственно для воды, нефти и газа. Относительные

фазовые проницаемости выражают в долях единицы или процентах от абсолютной проницаемости.

Д

А р м

ля вычисления коэффициентов фазовых проницаемостей по экспериментальным данным пользуются законом Дарси, записанным для каждой фазы в следующем виде:

4т-; (2.14)

^-в

"й7

|Л_Г

				у
			ij	! 1
		Ьч \Ч	1	/
		V \	✓у
		1У1	к

где v_B, v_h и и_г — скорости фильтрации соответственно воды, нефти и газа; р,_в, ц,_н и ц_г — коэффициенты динамической вязкости соответственно для воды, нефти и газа; Др/А/ — градиент давления.

На рис. 2.7 построены кривые, отвечающие фильтрации нефти и газа через песок, песчаник и известняк.

1

щ 1: «о

| *0.5

4

*4 о

а £ 0,о

О.Ч

4. °

Д О ° С

§ ол

Е

0,8

«t её

а о,

0,2

s ⁷

е

«о

20 40 60 80 100

Водонасыщенность. %

Рис. 2.6. Зависимость относительных фазовых проницаемостей для газа и воды от водонасыщенности.

Пунктирной линией обозначена суммарная фазовая проницаемость для воды и газа

				к* 4
к	\У	-1 \г		)
		\ \ \	;7	/1 /2' /
	N	Ч '1 \> \ х.	V,	/ г
		'у*' Г ^	ч/ ч4

О 20 W 60 80 100

Нефтена.сыш,енность. %

Рис. 2.7. Зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти и газа от нефтенасыщенности:

1, 1' — несцементированные пески; 2, 2' — песчаники; 3, 3' — известняки

Из графиков видно, что с ростом насыщенности данной фазой увеличивается и фазовая проницаемость пористой среды для этой фазы, одновременно уменьшается проницаемость для другой фазы, так как насыщенность пористой среды ею уменьшается. Относительная проницаемость, как правило, меньше единицы, следовательно фазовая проницаемость ниже абсолютной для данной пористой среды. Суммарная фазовая проницаемость, определяющая общий расход жидкости и газа через пористую среду, также обычно меньше абсолютной. Ее минимум соответствует насыщенности, при которой относительные проницаемости для фаз равны.

Кривые фазовых проницаемостей имеют важную особен-

100 90 SO 70 60 50 W JO 20 fО О

Водонасыщениость, %

Рис. 2.8. Треугольная диаграмма трехфазного потока в пористой среде

ность: они, как правило, не проходят через начало координат. Существует область насыщенностей, в которой проницаемость пористой среды для одной из фаз равна нулю. Это означает, что данная фаза занимает часть порового пространства, но остается неподвижной. Неподвижная фаза удерживается капиллярными и поверхностными силами в мелких и тупиковых порах, в виде пленки и отдельных капель или пузырьков, на поверхности каналов. Объем неподвижной фазы различен для песков, песчаников и известняков (см. рис. 2.7), так как интенсивность проявления капиллярных и поверхностных сил во многом зависит от структуры порового пространства указанных пород. Если в пористой среде находится трехфазная система, состоящая из воды, нефти и газа, то проницаемость пористой среды необходимо характеризовать тремя фазовыми проницаемостями— для воды, нефти и газа. Их величина, также как и при двухфазном течении, зависит от насыщенности пористой среды фазами, структуры порового пространства, физико-хими- ческих свойств фаз, самой пористой среды, условий фильтрации.

На рис. 2.8 показаны области насыщенностей, при которых возможны одно-, двух- и трехфазные потоки в пористой среде. Вершины треугольной диаграммы соответствуют 100%-ному насыщению пористой среды одной из фаз; противоположные этим вершинам стороны — отсутствию данной фазы в породе. В каждой точке внутри треугольной диаграммы сумма насыщенностей равна единице. Диаграмма отражает качественную картину движения в пористой среде. Кривые линии, отделяющие на диаграмме возможные области одно-, двух- или трехфазного течения, построены на основании обработки экспериментальных данных.

Как видно из рис. 2.8 при содержании в породе более 35% газа движущейся фазой является только газ, а вода и нефть, занимающие оставшийся объем пор, неподвижны. При содержании газа меньше 10% и нефти меньше 23% поток содержит одну воду, а при насыщенности водой от 20 до 30% и газом от 10 до 18% в движении участвует только нефть. Заштрихованные промежуточные области насыщенностей, примыкающие к той или иной стороне треугольной диаграммы, отвечают одновременному движению двух фаз: газ-вода, вода-нефть и газ- нефть. Область насыщенностей, при которых одновременно движутся три фазы, выделена двойной штриховкой и расположена в центре диаграммы.

При разработке нефтяных и газовых месторождений движение жидкостей и газов в пласте всегда носит многофазный характер, поэтому в технологических расчетах скоростей фильтрации обязательно используют зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности. От того, насколько точно определены фазовые проницаемости, во многом зависит достоверность расчетов и, соответственно, эффективность принятых на основании этих расчетов технологических решений и действий.

8. Лабораторные методы определения проницаемости

Для определения проницаемости горных пород используется множество приборов и установок. Конструктивно они могут сильно отличаться в зависимости от того для измерения какого вида проницаемости и в каких условиях предназначены: одни — для определения абсолютной проницаемости по газу в условиях низких давлений, другие — для измерения водопроницаемости, третьи — для измерения проницаемости в пластовых условиях и т. д. Но все они построены на принципе измерения расхода и перепада давления на образце при пропускании через него жидкости, газа или их смесей. Поэтому все устройства для измерения проницаемости состоят из одинаковых по назначению узлов. Так, кернодержатели предназначены для закрепления образца породы цилиндрической формы. В наиболее совершенных установках, например отечественной АКМ, кернодержатель в сочетании с дополнительными устройствами обеспечивает условия фильтрации, близкие к пластовым. Источники газа или жидкости повышенного давления (компрессоры, поршневые

прессы, баллоны со сжатым газом и другие), контрольно-измерительная аппаратура для определения расходов жидкости и газа, перепада давления на образце породы и, если необходимо, температуры, насыщенности образца и других параметров во всех установках одинаковы.

Рассмотрим как действует прибор для определения абсолютной проницаемости пород по газу (рис. 2.9).

Экстрагированный и высушенный цилиндрический образец породы 4 помещают в резиновую втулку 5 и зажимают в кер- нодержателе 6. Осушенный газ от компрессора или газового баллона подают на вход прибора. В процессе фильтрации газа через образец измеряют давление газа на входе в кернодержа-

Рис. 2.9. Схема прибора для определения абсолютной проницаемости пород по газу:

/ — хлоркальциевая трубка для осушки газа; 2 ~ регулятор давления газа; 3 — манометр; 4 — образец породы; 5 — резиновая уплотнительная втулка; 6 — кернодержатель; 7—.газовый счетчик

тель, перепад давления на образце и расход газа. Проницаемость образца определяют по формуле

Q

(2.15)

к-

v^L

ApF

где Q_r — объемный расход газа, приведенный к среднему давлению в образце; ц_г— динамическая вязкость газа; L — длина образца; Др — перепад давления на образце; F — площадь поперечного сечения. Необходимость использования среднего расхода объясняется изменением объемного расхода газа по длине образца из-за снижения давления от входа в образец к его выходу. Среднее давление по длине образца вычисляют по формуле

р= (pi-l-pa) /2, (2.16)

где pi и Pi — соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него.

Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически по закону Бойля — Ма- риотта, получаем

@_r = 2QoPo/(Pi + P2), (2.17)

где Qo — расход газа при атмосферном давлении р₀.

Тогда формула для вычисления проницаемости образца при фильтрации через него газа запишется в следующем виде:

^ 2(?₀Р0^£ _(2Л8)

{P²t — Pl)F

Проницаемость горной породы по газу определяют, как правило, при невысоких давлениях, близких к атмосферному. Получаемые при этом значения абсолютной проницаемости будут завышенными из-за проскальзывания газа, причем завышение будет тем больше, чем ниже проницаемость образца. Явление проскальзывания газа выражается в том, что при малых давлениях или разрежении газа длина свободного пробега молекул газа становится соизмеримой с размерами поровых каналов. В результате гидравлические сопротивления течению газа уменьшаются. Для получения достоверных значений абсолютной проницаемости породы измерения проводят при нескольких значениях среднего давления и экстраполируют полученные результаты в область высоких давлений. Для этого строят график (рис. 2.10) зависимости проницаемости образца от величины, обратной среднему давлению, и продолжают его до пересечения с осью координат. Получаемое значение принимают за абсолютную проницаемость. Считается, что она будет такой же, как и для жидкости, химически инертной по отношению к пористой среде.

Д

Рис. 2.11. Схема прибора для определения водопроницаемости горных пород:

Л 5, 6, 9 — вентили; 2, 3, 4 — емкости; 7 •— манометры; 8 — кернодержатель; /0 — дифференциальный манометр

Рис. 2.10. Зависимость проницаемости образца от среднего давления фильтрующего газа

ля определения водопроницаемости горных пород служит прибор, схема которого показана на рис. 2.11. Перед определением проницаемости воду, находящуюся в емкости 4, подвергают длительному вакуумированию. Одновременно с этим через вентиль 5 вакуумируется и весь прибор, включая образец породы, помещенный в кернодержатель 8. Затем, при закрытых вентилях 1 и 6 вода из емкости 4 перепускается в емкость 3, после чего емкость 2 заполняется маслом. Вентиль 1 открывают и в емкость 2 подается сжатый воздух. Затем открывают вентиль 6 и вода поступает в образец. Давление на входе в образец регулируют вентилем регулятора давления, изменяя давление сжатого воздуха в емкости 2, а давление на выходе — вентилем 9. Измеряют давление манометрами 7. Если перепад давления на образце мал, то его определяют по дифференциальному манометру 10. Расход жидкости измеряют с помощью мерного цилиндра. Вакуумирование жидкости и прибора, создание давления на рабочую жидкость через слой масла исклю

чают закупорку поровых каналов пузырьками воздуха и обеспечивают условия для однофазной фильтрации.

Для изучения проницаемости горных пород в пластовых условиях служит установка АКМ (рис. 2.12). Установка включает в себя следующие основные элементы: кернодержатель 2 с всесторонним обжимом образца; фильтры 3, препятствующие попаданию механических загрязнений в образец; поршневой разделитель 4, предотвращающий смешение фильтруемой через образец жидкости с жидкостью из нагнетающего пресса; манометры 9 на входе и выходе из образца и манометр 10 для измерения давления гидрообжима образца; электроконтактный манометр 8, предотвращающий повышение давления в системе выше допустимого; дифференциальный манометр 1 для измерения перепада давления на образце.

Расход жидкости в установке создается двумя плунжерными измерительными прессами 6 и 7. Они приводятся в движение электродвигателем через фрикционно-планетарный редуктор 5, позволяющий плавно регулировать скорость движения

Рис. 2.12. Схема установки АКМ для изучения проницаемости горных пород в пластовых условиях:

/ — дифференциальный манометр; 2 — кернодержатель; 3 —фильтр; 4 — разделитель; 5 — планетарный редуктор; 6, 7 — измерительные прессы; 8, 9, 10 — манометры; // — бачок; 12 — ручной пресс гидрообжима

плунжеров прессов в широком диапазоне. Напорный бачок 11 предназначен для заполнения системы жидкостью. Ручной пресс 12 служит для создания гидравлического обжима образца.

Основное преимущество данной установки — возможность определения проницаемости пород в условиях, близких к пластовым. Это обеспечивается конструкцией кернодержателя, позволяющей с помощью гидравлического обжима создавать всестороннее давление на образец, имитирующее горное давление. Для проведения измерений при температурах, соответствующих пластовым, кернодержатель снабжен рубашкой, через которую циркулирует горячая жидкость от термостата.