Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

фазовая проницаемости коллекторов нефти

.pdf
Скачиваний:
30
Добавлен:
06.01.2021
Размер:
596.22 Кб
Скачать

СПБГУАП группа 4736

Введение

фазовый проницаемость нефть газ

Фазовые проницаемости являются одной из важнейших характеристик процесса течения пластовых флюидов в породах-коллекторах нефти и газа.

Функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в

зависимости от насыщенности используются при решении большого числа геологопромысловых задач. Данные о фазовых проницаемостях необходимы при обосновании кондиционных пределов петрофизических свойств пород,

при промышленной оценке переходных нефтегазовых зон пластов, в

газогидродинамических расчетах технологических показателей разработки,

при выборе методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи,

при анализе и контроле за разработкой залежей.

Экспериментальное определение зависимостей ОФП от водонасыщенности - трудоемкий процесс, требующий использования специальной аппаратуры, поэтому на практике часто применяют расчетные

СПБГУАП группа 4736

методы получения ОФП по более доступным данным (промысловым или экспериментальным) либо используют готовые зависимости ОФП,

полученные для пород аналогичного типа или для простейших пористых сред, какими являются образцы из насыпного песка. Последний подход не всегда правомерен, поскольку в действительности характер зависимостей ОФП даже для одного и того же класса пород определяется большим числом факторов, а форма кривых ОФП существенно влияет на результаты расчетов.

В последнее время открыто и введено в разработку большое число месторождений нефти и газа, характеризующихся многообразием геолого-

физических свойств. Естественно, что «классические» кривые ОФП не могут учесть этого многообразия, в то время как требования к качеству проектирования возрастают. В связи с этим увеличивается потребность в надежных данных о фазовых проницаемостях для условий конкретного месторождения.

В связи с возросшим интересом специалистов к данным об ОФП,

необходимо иметь представление о концепции фазовых проницаемостей,

рассмотреть важнейшие факторы, влияющие на характер кривых ОФП,

проанализировать существующие методы получения этих кривых и обосновать наиболее достоверные методики.

Особое внимание уделено экспериментальным методам определения ОФП на образцах керна, которые считаются базовыми среди остальных методов. Предмет изучения ограничен коллекторами порового типа

(терригенными), поскольку определение ОФП для трещиноватых коллекторов остается практически нерешенной задачей, так же как и моделирование такого коллектора.

СПБГУАП группа 4736

. Концепция фазовых проницаемостей

Проницаемость коллектора для однородной фазы, полностью насыщающей поровое пространство и называемой абсолютной, является свойством коллектора в том случае, если фильтрующаяся фаза не взаимодействует с породообразующими и цементирующими минералами и не формирует значительных (по сравнению с размерами поровых каналов)

аномальных слоев на поверхности пор.

В практике разведки и разработки месторождений нефти и газа коллектор, как правило, насыщен несколькими фазами, и проницаемость его для каждой из этих фаз называют фазовой либо эффективной.

Поскольку абсолютная и фазовая проницаемости коллекторов нефти и газа изменяются в широких пределах, более удобной формой их сопоставления является относительная фазовая проницаемость,

представляющая собой отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Понятие фазовой проницаемости впервые было введено Виковым и Ботсетом в 1936 г. на основе результатов экспериментов по совместной фильтрации воды и газа через трубу, заполненную кварцевым песком.

Левереттом это понятие было распространено на случай совместного течения нефти и воды (1939, 1941 гг.).

Существуют два представления о механизме совместного течения пластовых флюидов в пористой среде. Согласно первому представлению,

подробно описанному Маскетом (1953 г.), при течении двух несмешивающихся фаз через пористую среду часть поровых каналов и пространство у контактов зерен в крупных порах заняты смачивающей жидкостью, а по остальным каналам полностью или частично осуществляется движение несмачивающей жидкости. Причем в каналах больших размеров может находиться небольшое количество смачивающей фазы на поверхности пор, а также в тупиковых порах. Разному количеству

СПБГУАП группа 4736

поровых каналов, занятых соответственно первой и второй жидкостями,

образующими непрерывные струи фильтрующихся фаз, соответствуют определенные величины насыщенности и проницаемости для этих флюидов.

При изменении насыщенности увеличивается доля поровых каналов для движения одной фазы, насыщенность которой возрастает, и соответственно уменьшается количество поровых каналов для движения другой фазы.

Предполагается, что для каждой фазы справедлив закон Дарси:

где - вектор скорости фильтрации i-ой фазы;

Ki - фазовая проницаемость для i-ой фазы; мi - вязкость;

сi - плотность;

- ускорение свободного падения; Рi - давление.

На основе представления о характере распределения жидкостей в поровом пространстве Маскет дал физическое объяснение особенностей кривых фазовых проницаемостей для двухфазных систем, которое сводится к следующему.

При уменьшении насыщенности смачивающей фазой ниже единицы проницаемость для смачивающей фазы снижается сначала резко, а затем медленнее и становится равной нулю при величине насыщенности

0,15…0,35. Одновременно проницаемость для несмачивающей фазы быстро увеличивается и достигает максимума до того, как насыщенность смачивающей фазой достигает нуля. Это объясняется тем, что несмачивающая фаза заполняет центральные области поровых пустот,

которые являются зоной наименьшего сопротивления течению потока.

Поэтому появление даже незначительного количества несмачивающей фазы

СПБГУАП группа 4736

приводит к существенному уменьшению проницаемости для смачивающей фазы.

Дальнейшее увеличение насыщенности несмачивающей фазой происходит с непрерывно уменьшающейся эффективностью вытеснения смачивающей фазы, и скорость падения проницаемости для смачивающей фазы снижается. Наконец, наступает такое состояние, при котором насыщения смачивающей фазой недостаточно, чтобы создать непрерывное течение по всей пористой среде. Достигается остаточная насыщенность смачивающей фазой, которую называют также равновесной или критической.

Необходимо отметить, что величина остаточной насыщенности несмачивающей фазы, как правило, на 10…15% превышает так называемую неснижаемую насыщенность смачивающей фазы (связанной воды),

определяемую прямыми или косвенными методами.

При наличии в поровом пространстве коллектора трех фаз принцип их распределения во многом сходен с двухфазной системой.

Вода полностью заполняет поры наименьшего размера, а также находится в местах контакта зерен и в виде пленки смачивает отдельные участки зерен породообразующих минералов на стенках поровых каналов, по которым может фильтроваться нефть или газ. Нефть занимает остальные поры и поровые каналы, а газ - центральные части наиболее крупных пор,

занятых нефтью, и с водой практически не контактирует.

Однако Маскет отмечал, что взаимодействие двух несмачивающих фаз

(нефти и газа) в трехфазной системе изучено недостаточно, и допускал, что могут существовать крупные поры, заполненные только газом и остаточной водой.

Такое представление о механизме совместного течения предполагает возможность использования информации о распределении пор по размерам для оценки динамики фазовых проницаемостей.

Другое представление о механизме совместной фильтрации

СПБГУАП группа 4736

предполагает течение несмешивающихся жидкостей по поровым каналам в форме четок одной жидкости в другой. При этом в зависимости от степени диспергирования жидкостей и от того, какая жидкость является дисперсной фазой или средой, будут различными фильтрационные сопротивления при тех же величинах насыщенности.

Предполагается, что при четочном режиме образуются эмульсии с аномально высокими значениями вязкости, что, в свою очередь,

обуславливает высокие фильтрационные сопротивления в зоне смеси.

Прочность эмульсии, продолжительность существования отдельных капель зависят от прочности межфазных пленок в пластовых условиях, а степень дисперсности определяется структурными свойствами коллектора и скоростью фильтрации фаз.

Поскольку интенсивность образования эмульсии и ее свойства зависят от свойств жидкостей и характера взаимодействия их с породой, то какое-

либо гидродинамическое моделирование этого процесса представляется невозможным. Следовательно, основываясь на втором представлении о природе ОФП, их определение может быть выполнено только экспериментально из опытов по совместному течению с воспроизведением пластовых условий. Причем методика опытов должна строиться таким образом, чтобы образование смеси происходило непосредственно в пористой среде на начальном участке образца, а замеры перепада давления проводились за пределами этого участка, т.е. в условиях течения сформировавшейся смеси.

Второе представление о фазовых проницаемостях разработано несколько слабее первого, хотя еще Леверетт и Маскет указывали на возможность существования капельного течения при низких значениях насыщенности несмачивающей фазой.

По-видимому, в реальных условиях могут существовать оба механизма течения, причем можно представить условия, при которых струйное течение может перейти в четочное (капельное) и наоборот. Так, при совместном

СПБГУАП группа 4736

течении нефти и воды последняя за счет более низкого значения вязкости может обогнать и защемить отдельные капли (ганглии) нефти, которые в последующем могут быть увлечены фильтрующейся водой и, сливаясь, вновь образовать непрерывную фазу.

. Факторы, влияющие на фазовые проницаемости коллекторов

нефти и газа

На основе результатов первых экспериментов по определению ОФП,

проводимых, как правило, на насыпных моделях пористой среды, был сделан вывод о том, что ОФП являются однозначными функциями насыщенности

(Леверетт М.С., 1939; Маскет М., 1953). Однако позднее более тщательно проведенные эксперименты (Березин В.М., 1969) показали, что на характер ОФП оказывают влияние различные факторы, такие, как свойства коллектора, жидкостей и системы порода - жидкость.

Свойства коллектора. Среди свойств коллектора, влияющих на характер ОФП, особая роль принадлежит структуре порового пространства, а

также наличию и составу цемента. Морган и Гордон (1970 г.) установили, что при близких значениях абсолютной проницаемости по воздуху в коллекторе с большим количеством мелких пор кривые ОФП смещаются вправо, в

область повышенных значений насыщенности смачивающей фазы, и, кроме того, уменьшаются значения фазовых проницаемостей в крайних точках:

проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности (КНВО) и

проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности (КВНО).

Коллекторы с преобладанием пор большого размера характеризуются низкими значениями остаточной водонасыщенности (SВО) высокими значениямии КНВО и КВНО и более широким диапазоном совместного течения фаз.

Анализ кривых ОФП, представленных в нормированных координатах

(Иванов В.А., Храмова В.Г., Дияров Д.О., 1974) показал, что структура

СПБГУАП группа 4736

порового пространства в основном оказывает влияние на ОФП смачивающей фазы и в меньшей степени - на ОФП для несмачивающей фазы (рис. 1). Из рисунка также видно, что точка пересечения кривых ОФП для нефти и воды расположена для песка выше, чем для песчаника.

Значительное различие кривых ОФП для песка и песчаника говорит о том, что для достоверного отображения процессов, происходящих в реальных пластах, необходимо использовать ОФП, полученные на образцах пород из изучаемых пластов, а использование кривых ОФП, полученных на песке, не вполне правомочно.

Свойства пластовых флюидов. На характер фазовых проницаемостей оказывают влияние межфазное и поверхностное натяжение на образцах. Если графики Кгн=f(SH) и Квн=f(SH) имеют одинаковый наклон и расположен в одном и том же интервале насыщенности, то порода преимущественно гидрофобна.

Таким образом, для получения достоверных значений ОФП следует проводить их определение в условиях, моделирующих естественную физико-

химическую обстановку пласта. Особое внимание необходимо соблюдать при отборе, транспортировке, хранении и подготовке керна с целью воспроизведения пластовых условий.

Температура. Рассмотренные выше факторы в значительной степени зависят от температуры, следовательно, на вид зависимости ОФП влияет температура.

При изменении температуры могут меняться коллекторские свойства пород в результате изменения размеров и формы пор (поскольку зерна минералов, составляющих скелет породы, имеют различные коэффициенты термического расширения), а также объема цемента и свойств глинистых минералов.

При повышении температуры меняются свойства жидкостей:

понижается поверхностное натяжение на границе с поверхностью пор, а

межфазное натяжение между жидкостями может как понижаться, так и

СПБГУАП группа 4736

повышаться в зависимости от состава жидкостей.

Полярные компоненты нефти, «севшие» на поверхность пор, могут десорбироваться при высокой температуре.

В большинстве случаев соотношение подвижностей уменьшается с увеличением температуры. Особенно это проявляется в системе нефть-газ, что приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности.

С изменением температуры изменяется смачиваемость - важнейшая характеристика системы порода - жидкость. С увеличением температуры возрастает гидрофильность коллекторов нефти и газа, что в свою очередь влияет на фазовые проницаемости.

Обобщая результаты многочисленных исследований, можно сделать следующие выводы о влиянии температуры на ОФП:

сповышением температуры ОФП для нефти растет, в то время как для воды либо медленно возрастает, либо снижается;

сповышением температуры кривые ОФП смещаются вправо, в сторону повышенных значений водонасыщенности;

ОФП для систем с низким межфазным натяжением более чувствительны к изменению температуры;

ОФП для газа практически не изменяются.

Необходимо отметить, что влияние температуры на ОФП значительно слабее сказывается в несцементированных пористых средах.

Направление изменения насыщенности. Влияние смачиваемости на ОФП также проявляется в направлении изменения насыщенности,

реализуемого в экспериментах.

Как известно, впитывание жидкости - это процесс вытеснения несмачивающей фазы смачивающей. Этот термин часто используется для обозначения увеличения насыщенности водой в процессе эксперимента, что справедливо лишь для случая, когда вода является смачивающей фазой.

Процесс впитывания принципиально отличается от процесса дренирования

СПБГУАП группа 4736

(уменьшения насыщенности смачивающей фазы в процессе вытеснения) по характеристикам вытеснения. Установлено, что в зависимости от таких факторов, как размер пор, извилистость, топология порового пространства,

скорости вытеснения, для процессов впитывания или дренирования распределение нефти в поровом пространстве может быть различным.

Для процесса впитывания, реализуемого в опытах по вытеснению,

отмечена зависимость остаточной нефтенасыщенности Sно от величины начального нефтенасыщения. Из этого следует, что для получения результатов, отвечающих реальным условиям, необходимо эксперименты начинать при значениях водонасыщенности Sво, близких к пластовым.

Кривые ОФП для одного и того же образца, полученные при пропитке и дренировании, несколько отличаются друг от друга (рис. 2). Этому явлению, называемому гистерезисом кривых ОФП, посвящено значительное число исследований, выявивших следующие закономерности.

Гистерезис кривых ОФП сильнее проявляется для несмачивающей фазы и особенно при высоких значениях межфазного натяжения у.

Уменьшение и повышение температуры приводят к уменьшению гистерезиса кривых ОФП.

Исходя из общих представлений о процессе формирования залежей нефти и газа, в соответствии с которыми УВ скапливаются в ловушке,

первоначально заполненной пластовой водой, наиболее правильным является следующий порядок экспериментального определения ОФП. Подготовка эксперимента должна включать насыщение образца пластовой водой,

которая затем вытесняется нефтью (газом). В процессе самого эксперимента водонасыщенность должна увеличиваться от режима к режиму до прекращения вытеснения нефти и достижения остаточной нефтенасыщенности.

В случае, когда имеются данные об иных условиях формирования залежи, их необходимо учитывать при разработке методики определения ОФП конкретного месторождения.