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 перового 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 норового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются 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. 4.4 приведена зависимость относительных проницаемостей песка для нефти и воды от насыщенности S порового пространства водой

                        ;                                     (4.13)

где kв и kн  - фазовые проницаемости для воды и нефти; k - абсолютная проницаемость.

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.4.4 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. 59).

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.

Рис. 59. Зависимость относительных проницаемостей песка для нефти и воды от насыщенности водой порового пространства. Межфазное поверхностное натяжения жидкостей: 1 – 34 мН/м; 2 – 5 мН/м.

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 норовых 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 θ и пористости пород т, должны соблюдаться условия

                                                       (4.14)

или эквивалент соотношению (4.14)

                                                        (4.15)

Здесь σ - поверхностное натяжение нефти на границе с водой; k - проницаемость; |grad р| -модуль градиента давления; υ - суммарная скорость фильтрации обеих фаз.

Следовательно, относительные фазовые проницаемости в общем случае - функции водонасыщенности и безразмерного комплекса  (4.14).

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 (4.14), необходимо провести специальные опыты и установить его допустимую величину.

Опыт показывает, что кроме упомянутых факторов относительная проницаемость порд 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.

В качестве примера влияния специфики строения и состава пород на вид зависимостей k′H=ƒ(SB) и k′в=ƒ(Sв) на рис. 60 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′H=ƒ(S′B) и k′в=ƒ(Sв) для чистых кварцевых песчаников. Как следует из рис. 4.5, 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 размеры от 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′в=ƒ(Sв)  полимиктовых песчаников почти не зависит от проницаемости.

Рис. 60. Зависимость относительной проницаемости полимиктовых песчаников пласта БВ8 Самотлорского месторождения от водонасыщенности при совместной фильтрации нефти и воды.

Шифр кривых – проницаемость по воде в мкм2. Пунктиром нанесены кривые для кварцевого песчаника