фазовая проницаемости коллекторов нефти

СПБГУАП группа 4736

частичном водонасыщении соответственно.

Соответственно относительная проницаемость для газа рассчитывается по формуле:

В системе нефть-вода относительная проницаемость для воды определяется из соотношения:

Соответственно, относительная проницаемость для нефти вычисляется по формуле:

Следует отметить, что приведенные соотношения выведены для гидрофильных пород с межзерновой пористостью, когда реализуется процесс впитывания в процессе фильтрации.

Сопоставление ОФП, полученных различными методами

В качестве примера на рис. 9 приведены кривые ОФП, полученные по образцам керна из пласта АВ2-3 Самотлорского месторождения методами стационарной фильтрации и вытеснения. При использовании метода вытеснения применялись режимы вытеснения нефти водой и воды нефтью.

Как видно из рис. 9, наибольшее расхождение отмечается между ОФП для нефти. ОФП для воды, полученные методом вытеснения,

характеризуются более высокими значениями в диапазоне насыщенности,

СПБГУАП группа 4736

где наблюдается двухфазный поток.

На рис. 10, а приведено сопоставление кривых ОФП, полученных методом стационарной фильтрации и рассчитанных по кривой капиллярного давления для образца кварцевого песчаника (m=22,4%, К=0,84мкм2).

Отмечается, что экспериментальная кривая ОФП для нефти хорошо согласуется с рассчитанной по кривой капиллярного давления, тогда как кривые ОФП для воды существенно различаются.

Причиной расхождения кривых ОФП является использование осредненных зависимостей (22) и (23) для расчета ОФП по кривым капиллярного давления.

По-видимому, для данного типа пород требуется корректировка указанных зависимостей путем подбора соответствующих коэффициентов в расчетных формулах.

Определение фазовых проницаемостей при фильтрации нефти, газа и

воды

Трехфазная фильтрация нефти, газа и воды может иметь место при разработке нефтяных месторождений с применением закачки газа и водогазовых смесей, нефтегазовых месторождений (особенно с обширными подгазовыми и водонефтяными зонами) и в других случаях, когда в пласте одновременно находятся нефть, газ и вода. Данные о проницаемости для трех фаз необходимы для проектирования методов воздействия на продуктивный пласт - заводнения при давлении ниже давления насыщения, циклической закачки газа, закачки пара, внутрипластового горения и др.

Совместное течение в пласте одновременно трех фаз является наиболее сложным вопросом подземной гидродинамики, его экспериментальное изучение сопряжено с целым рядом трудностей методического и технического характера.

Определение фазовых проницаемостей при совместной установившейся фильтрации нефти, газа и воды. Методика определения фазовых проницаемостей для системы нефть-газ-вода разработана на основе

СПБГУАП группа 4736

анализа результатов опубликованных работ и собственных исследований авторов обзора с учетом современного уровня развития экспериментальной техники и представлений о процессах, происходящих при течении флюидов в реальных пластах.

Методика определения ОФП при совместном течении нефти, газа и воды основывается на тех же положениях, что и методика для случая двухфазной фильтрации. Поэтому ниже рассматриваются лишь характерные особенности методики при трехфазной фильтрации.

Как и в случае двухфазной фильтрации, определение ОФП при совместной установившейся фильтрации нефти, газа и воды проводится с использованием составных образцов из кернов изучаемого месторождения,

причем подготовка образца к эксперименту совершенно аналогична.

Важной особенностью подготовки рабочих флюидов является предварительное насыщение нефти и воды пластовым газом (или его моделью), что исключает массообмен газом между нефтью и водой в процессе фильтрации через образец.

В качестве модели газа могут использоваться индивидуальные углеводородные газы и азот.

Поскольку нефть и вода насыщены газом, возникают определенные трудности с определением их вязкости в пластовых условиях. Для этой цели необходимо использовать вискозиметры высокого давления либо применять расчетные методы.

При подготовке эксперимента определяется растворимость газа в нефти и воде, которая учитывается в последующем при определении объемов вышедших флюидов.

Более сложную, по сравнению с двухфазной, конструкцию имеет лабораторная установка, принципиальная схема которой показана на рис. 11.

В состав механической системы, обеспечивающей подачу флюидов в образец, входит еще один пресс (дозировочный насос), который служит для закачки в образец газа. На выходе из кернодержателя имеется система

СПБГУАП группа 4736

сепарации и замера объема нефти, воды и вышедшего газа (в том числе выделившегося из жидкостей).

На гидравлических линиях, по которым нефть, газ и вода подаются из прессов непосредственно в образец, устанавливаются обратные клапаны для предотвращения возможных перетоков фаз по линиям.

Поскольку при трехфазной фильтрации необходимо определять насыщенность как минимум двух фаз, то компоновка образца предусматривает замер не только перепада давления и электрического сопротивления, но и скорости продольных ультразвуковых волн, которая тесно связана с насыщенностью газом исследуемого участка. При этом акустические датчики располагаются в выбранном сечении образца на том же участке, где замеряются другие параметры.

Газонасыщенность можно также определить снятием PV - диаграмм,

повышая или снижая давление в образце, когда он изолирован от других систем. В ряде случаев хорошие результаты дает метод определения насыщенности по балансу закачанных и вышедших жидкостей.

Предпочтительнее в экспериментах использовать оба метода контроля газонасыщенности в комплексе, поскольку они дополняют друг друга и тем самым повышается точность определения.

Особенностью методики определения ОФП для трехфазной системы нефть-газ-вода является проведение эксперимента при давлении не ниже 5,0

МПа, что позволяет не учитывать изменение объема газа при течении через образец, поскольку перепад давления не превышает 10% от рабочего давления (Кундин С.А., 1960).

Линейная скорость течения фаз в эксперименте для трехфазного течения рассчитывается по формуле

СПБГУАП группа 4736

где Sго - остаточная газонасыщенность, соответствующая пластовым условиям, доли единицы (остальные обозначения приведены выше).

При проведении эксперимента по определению ОФП для системы нефть-газ-вода число опытов (режимов) существенно возрастает и может быть различным в зависимости от задач исследований.

Значения фазовых и относительных проницаемостей определяются из уравнения Дарси как и для случая двухфазной фильтрации, причем расчеты значительно упрощаются, если расходы фаз замеряются при рабочем давлении по показаниям прессов.

Для качественной оценки полученных результатов строят тройные диаграммы, а для дальнейшего использования данных об ОФП в технологических расчетах результаты представляются в виде двухпараметрических таблиц.

Оценка ОФП для системы нефть-газ-вода по данным о двухфазной

фильтрации

Экспериментальное определение фазовых проницаемостей по керну для случая трехфазного насыщения позволяет получить наиболее достоверные результаты, однако этот процесс является сложным и трудоемким. Вместе с тем для оценки ОФП при трехфазном насыщении можно воспользоваться данными о двухфазной фильтрации, полученными для систем нефть-вода и газ-вода, экспериментальное определение которых значительно проще.

Известен рад эмпирических зависимостей, позволяющих оценивать относительные фазовые проницаемости для нефти, газа и воды при различном их соотношении. Наилучшее согласие с известными экспериментальными данными дают расчеты, выполненные по модели,

предложенной Х.Л. Стоуном (1973 г.).

При этом предполагается, что при трехфазном насыщении породы фазовая проницаемость для воды (смачивающая фаза) и фазовая

СПБГУАП группа 4736

проницаемость для газа (несмачивающая фаза) являются функциями только их собственных насыщенностей, поскольку они занимают в поровом пространстве коллектора соответственно наименьшие и наибольшие поры.

Данное предположение подтверждается результатами экспериментов,

проведенных на образцах песчаников.

Вследствие этого значения относительных проницаемостей для воды и газа как функции их собственных насыщенностей будут одинаковыми как при двухфазном, так и при трехфазном насыщении порового пространства.

Относительная проницаемость для нефти в случае трехфазного насыщения будет зависеть не только от собственной насыщенности, но и от соотношения насыщенностей газом и водой.

Определение ОФП для нефти при трехфазном насыщении по данным об ОФП для двухфазного течения сводится к следующему.

Для системы нефть-вода определяются соответствующие зависимости

ОФП:

Верхний индекс «в' в формуле означает, что величина ОФП для нефти определялась для системы нефть - вода.

Определяются также ОФП для системы газ - нефть при остаточном неизменяемом насыщении водой:

Тогда зависимость ОФП для нефти от насыщенности водой и газом можно рассчитать по формуле:

СПБГУАП группа 4736

где Кнво - относительная проницаемость для нефти в системе нефть -

вода при остаточном водонасыщении;

Sно - параметр остаточной нефти.

Поскольку количество остаточной нефти будет различным в зависимости от того, чем будет вытесняться нефть (водой или газом), то необходимо коррелировать величину Sно в зависимости от степени газонасыщения. В первом приближении можно воспользоваться следующим уравнением:

где - остаточное нефтенасьпцение, полученное соответственно для систем нефть-вода и нефть-газ.

При Sг = 0°С б= 1, при Sв = Sвo б= О; в связи с этим . Таким образом, на основании экспериментальных данных по

двухфазной фильтрации для систем нефть-вода и нефть-газ, используя соотношение (31) можно рассчитать относительную проницаемость для нефти при трехфазном насыщении.

СПБГУАП группа 4736

3. Использование данных о фазовых проницаемостях нефти и газа

Как уже отмечалось, данные об ОФП находят применение при решении широкого круга нефтепромысловых задач (оценки кондиций переходных зон пластов, анализа разработки, расчета технологических схем и методов контроля разработки нефтяных пластов, прогнозирования характера притока при испытании скважин и обоснования кондиционных пределов петрофизических свойств коллекторов и др.). Остановимся на рассмотрении некоторых из них.

Данные об ОФП характеризуют объем порового пространства,

обеспечивающий проницаемость. Они позволяют оценить величину динамической пористости, т.е. объем пор, в котором осуществляется фильтрация.

Актуальным является использование данных об ОФП для установления геофизических критериев продуктивного коллектора и прогнозирования характера притока из пластов.

На основании изучения образцов керна получают значения ОФП,

отображающие конкретные свойства исследованных образцов. Если изучаемый пласт рассматривается как однородный, то необходимо произвести осреднение значений ОФП, полученных по керну.

Одним из приемов осреднения может служить следующий подход

(Крейг Ф.Ф., 1974). Для получения средней кривой ОФП по семейству кривых определяют среднеарифметические значения насыщенности для одинаковых значений относительных проницаемостей и с учетом средних значений насыщенности остаточной водой и остаточной нефтью строят кривую ОФП для средней проницаемости пласта.

Часто в экспериментах не удается достичь значения остаточной водонасыщенности, соответствующей пластовому значению. Для корректировки экспериментальных данных ОФП служит способ,

СПБГУАП группа 4736

предложенный в работе Оуэнса и Арчера.

При этом считается, что ОФП для нефти достигает значения 1,0 при пластовом значении Sво. Значения ОФП для воды и остаточной нефтенасыщенности (Sно), полученные экспериментально, соответствуют пластовым значениям. Откорректированные кривые ОФП для пласта по форме подобны экспериментальны м.

Другой способ сравнения данных ОФП, полученных для различных литологических типов пород, предложен Р. Коллинзом (1964 г.). Согласно этому методу кривые ОФП строятся в нормированных координатах.

Нормированные значения водонасыщенности определяются из выражения:

Соответствующие нормированные значения ОФП имеют вид:

где Kнво и Kвно - относительные проницаемости для нефти и воды соответственно при остаточной водо- и нефтенасыщении.

Тогда ОФП, полученные для образцов, обладающих подобной структурой порового пространства, в нормированных координатах будут описываться единой кривой.

На рис. 3 а) приведены зависимости ОФП от водонасыщенности для образцов песчаника из пластов АБ2-3 Самотлорского месторождения.

Положение кривых ОФП для нефти на графике определяется абсолютной проницаемостью образцов. Зависимости ОФП для воды характеризуются одной кривой.

Перестроив полученные кривые в нормированных координатах

СПБГУАП группа 4736

(рис. 15,6) можно отметить, что в этом случае экспериментальные точки, характеризующие ОФП различных образцов,

аппроксимируются едиными кривыми как для нефти, так и для воды. Это свидетельствует о том, что структуры порового пространства исследованных образцов подобны.

Последнее обстоятельство позволяет использовать зависимости ОФП,

построенные в нормированных координатах, для расчета ОФП образцов с абсолютной проницаемостью, отличных от исследованных и обладающих подобной структурой порового пространства.

Зависимости ОФП от насыщенности являются исходными данными при расчете технологических показателей разработки месторождений нефти и газа. В частности, при многофазной фильтрации необходимы ОФП для системы нефть - газ - вода либо ОФП для нефти и газа при остаточной водонасыщенности в комплексе с ОФП для нефти и воды в присутствии остаточного газа.

При использовании ОФП в гидродинамических расчетах показателей разработки необходимо учитывать неоднородность пласта.

Наиболее правильно определять ОФП для условий каждого пропластка

(объекта разработки). Однако это требует больших затрат времени на экспериментальные работы и, кроме того, необходимого количества представительного керна из всех пропластков.