3. Относительные фазовые проницаемости горных пород для двухфазных систем.

Обычно в пласте фильтруется не одна, а одновременно несколько жидкостей, а также смеси жидкости и газов. Закон фильтрации имеет более сложный вид, чем при движении одной жидкости. Это связано с тем, что в случае движения двух жидкостей каждая из фаз влияет на движение другой. Закон фильтрации записывается для каждой фазы в отдельности в следующей форме:

i=1,2,

где Vi—скорость фильтрации каждой из фаз; к—проницаемость пористой среды; ki(s) — относительная фазовая проницаемость i'-й фазы; s—насыщенность порового пространства i-й фазой; µi—вяз­кость i-й фазы.

Вид фазовых проницаемостей определяется тем, как распределены обе фазы в поровом пространстве под действием капиллярных сил. Пусть, например, в пористой среде находятся две несмешивающиеся жидкости (фазы)—нефть и вода. При небольшой насыщенности какой-либо фазой жидкость находится в пористой среде в виде отдельных капель. Под действием перепада жидкость, находящаяся в виде капель, перемещается, проходя через сужения и расширения поровых каналов. При этом происходит деформация капли, обусловленная приложенным градиентом давления, равным капиллярному давлению р_k, отнесенному к размеру порового канала. Поскольку р_k~σ/r (где σ—коэффициент поверхностно­го натяжения; r—размер поровых каналов), то необходимый для проталкивания капли через сужение поры градиент давления имеет величину порядка ∆р/l~<σ/r². Полагая σ~1 Н/м, r~10^-6 м, получаем σ/r²~10¹² Па/м, что значительно превышает реальные градиенты Давления в пласте порядка 10⁹ Па/м. Поэтому, когда одна из фаз находится в пористой среде в несвязном состоянии в виде отдельных капель, она неподвижна до определенного значения насыщенности. При достижении насыщенности некоторого критического значения (s_* или s*) распределение жидкой фазы становится связанным, и она приобретает подвижность под действием приложенного перепада давления (рис. 1.4, а). При равных значениях насыщенности фазовая проницаемость для смачивающей фазы, будет меньше, чем для несмачивающей, так как силы взаимодействия смачивающей фазы с породой больше, чем у несмачива-ющей.

Несколько иной вид имеют кривые относительных фазовых проницаемостей при совместном движении жидкости и газа в пористой среде (рис. 1.4, б). Жидкость-смачивающая фаза занимает наиболее мелкие поры. Поэтому, когда насыщенность порового пространства жидкостью меньше критической, газ находится в крупных порах, и сопротивление при его движении в пористой среде мало зависит от распределения жидкой фазы. В этом диапазоне изменения насыщен-ностей относительная фазовая проницаемость для газа остается равной примерно единице.

4. Зависимость коэффициентов пористости и проницаемости от давления.

В процессе разработки залежей углеводородов в продуктивном пласте происходят различные процессы, вызывающие термодинамичес­кие изменения как всей системы «порода—флюиды», так и вмеща­ющих углеводороды пород-коллекторов. Наиболее ощутимые послед­ствия обусловливаются увеличением эффективного давления, воздей­ствующего на минеральный скелет породы, изменением фазовых соотношений пластовой жидкости в зависимости от температуры и давления, а также вследствие взаимодействия флюидов с породо­образующими минералами при нарушении равновесного состояния.

При увеличении эффективного давления, что происходит в резуль­тате уменьшения пластового давления особенно при разработке месторождения на режиме истощения, происходит деформация ми­нерального скелета, приводящая к уменьшению объема пор и других видов пустот. Это однозначно приводит к снижению проницаемости и общего объема пустотности. Уменьшение общего объема пустотности, с одной стороны, как бы способствует эффективному извлечению (выталкиванию) углеводородов из залежи (реализация упругого запаса), а, с другой,—может значительно снизить проницаемость породы-коллектора, затрудняя извлечение нефти. Причем в некоторых случаях при определенном фиксируемом снижении проницаемости пласта-коллектора возможно появление практически изолированных зон продуктивного пласта. А это значит, что при заметном снижении проницаемости резко возрастает неоднородность, обусловливающая уменьшение нефтеотдачи за счет уменьшения коэффициента охвата (воздействия на залежь).

В зависимости от свойств породы-коллектора в начальных услови­ях (до разработки залежи) и степени увеличения эффективного давления порода (минеральный скелет) может претерпевать резко выраженные необратимые изменения. В предыдущих разделах этой главы упоминались не только отчетливо фиксируемые, но и вызы­вающие непредсказуемые последствия явления уплотнения продуктив­ных пластов на ряде месторождений Северного моря. В этих случаях существенное необратимое уплотнение породы-коллектора с соответствующим уменьшением пустотности (пористости) не обусловливало уменьшения проницаемости. Это убедительно доказывается сохране­нием, а в некоторых случаях даже увеличением 'продуктивности скважин при заметном снижении пластового давления (увеличения эффективного давления). Возможно, что сохранение или даже увеличе­ние проницаемости является следствием переупаковки зерен породо­образующих минералов, в результате которой образуется масса микротрещин, способствующих образованию новых эффективных путей фильтрации.

Увеличение или изменение эффективного давления может сущест­венно изменять раскрытость существующих в теле породы-коллектора трещин. Известно, что коэффициент сжимаемости трещин для системы или единичных трещин на порядок больше коэффициента сжимаемости типичных пород-коллекторов порового типа.

Изменение эффективного давления соответствует и изменению pVT системы, а, следовательно, и изменениям соотношений фаз углеводородов, в частности, появлению свободного газа и частиц твердых углеводородов. Если выделение свободного газа при умень­шении пластового давления (напомним, что в зависимости от свойств нефти, состава газа, давления и температуры количества выделя­ющегося газа могут быть самыми различными) является процессом обратимым, то фильтрационные характеристики продуктивного пла­ста, ухудшение которых было обусловлено появлением газа, могут восстановиться. Причем нефть (жидкая фаза), которая по мере выделения газа становится более вязкой, также может почти полностью восстановить первоначальную вязкость. Однако выделившаяся при разгазировании твердая углеводородная фаза (кристаллы парафина, выпавшие в твердый осадок, асфальтены и др.) может отложиться на поверхности породообразующих минералов, необ­ратимо изменяя проницаемость породы.