Материал: фазовая проницаемости коллекторов нефти

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 Кг/Кн=f(SH) и Кв/Кн=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.