Материал: фазовая проницаемости коллекторов нефти

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