Концепция фазовых проницаемостей

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 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.

 

Метод вытеснения

Другим способом определения фазовых проницаемостей на образцах керна является расчет значений ОФП по данным метода вытеснения (Эфрос Д.А., 1956; Джонсон Е.П., 1959), существенным преимуществом которого (по сравнению с методом стационарной фильтрации) является быстрота проведения опыта.

В основе расчетов лежит уравнение Баклея - Леверетта, описывающее процесс вытеснения нефти водой. При этом скорость вытеснения должна быть достаточно высокой (для подавления влияния капиллярных сил) и постоянной во всех сечениях модели. Это означает, что вытеснение должно проводиться при больших градиентах давления, а фазы должны быть несмешивающимися.

Разработан также аналитический метод расчета ОФП на основе экспериментов, проводимых при низких скоростях вытеснения и учитывающих изменение капиллярного давления при изменении насыщенности. Использование такого подхода для оценки ОФП дополнительно требует определения функции капиллярного давления для изучаемых образцов, что в целом усложняет методику.

Требования к подготовке образцов и принципиальная схема установки для проведения опытов практически остаются те же, что и для метода стационарной фильтрации.

Процедура проведения опыта по вытеснению заключается в следующем. Из нефтенасыщенного образца, содержащего остаточную воду, нефть вытесняется водой. При этом в процессе вытеснения регистрируют во времени расход нагнетаемой воды q(t), объем вытесненной нефти V_н(t) и воды V_в(t) во времени и перепад давления на образце ДP(t). На основании замеренных параметров по следующим соотношениям рассчитываются фазовые проницаемости и соответствующие им насыщенности. Для заданного момента времени t_iс начала вытеснения вычисляют:

среднюю водонасыщенность образца (доли единицы):

 

 

где S_во - начальная остаточная водонасыщенность, доли единицы;

V_H - объем вытесненной нефти, см³;

F - площадь поперечного сечения образца, см²;

z - длина образца, см;

m - пористость, доли единицы;

объем закачанной воды в объемах пор:

 

 

параметр течения:

 

 

где м_н    - вязкость нефти, мПа·с;

К_нво - проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности, мкм² (замеряется при создании остаточной водонасыщенности в процессе подготовки опыта);

значения производных:

 

- относительную проницаемость по нефти:

 

 

относительную проницаемость по воде:

 

 

где f_в - доля воды в выходящем потоке, доли единицы;

- значения насыщенности выходного участка образца, которому соответствуют вычисленные проницаемости:

 

 

где f_н - доля нефти в вышедшей продукции, доли единицы.

Вычисленные таким образом относительные проницаемости соответствуют фазовым проницаемостям, отнесенным к проницаемости по нефти при остаточном водонасышении S_во.

Известен также графический способ решения уравнений с целью расчета относительных фазовых проницаемостей по данным вытеснения, который является наиболее простым.

Для опытов по вытеснению, выполненных при постоянной скорости вытеснения, последовательность расчетов фазовых проницаемостей заключается в следующем.

По формулам (7) и (8) вычисляются средняя насыщенность образца S_ср на различные моменты времени и соответствующие объемы закачанной воды Q_в . По вычисленным значениям S_ср и Q_встроится график зависимости S_ср=f(Q_в).

Касательная, проведенная к полученной кривой для заданного объема закачки (в данном случае Q_в= 0, 30), позволяет определить насыщенность на выходном сечении образца согласно соотношению:

 

 

Действительно, точка пересечения касательной с осью ординат определяет величину насыщенности на выходном сёчении образца для данного объема закачки. Вертикальный отрезок АВ (рис. 6), образуемый точкой касания и горизонтальной линией, определяет величину второго слагаемого в уравнении (14).

Строя таким образом касательные к зависимости можно определить насыщенность выходного сечения образца для различных объемов закачки.

Следует отметить, что до момента прорыва воды зависимость прямолинейна, и все касательные будут отсекать на оси ординат значение насыщенности выходного сечения образца, равное начальной неснижаемой водонасыщенности .

Поскольку доля нефти  в выходном потоке будет определяться наклоном касательной к построенной кривой (рис. 6), то для каждого закачанного объема воды   можно вычислить:

 

Тогда соответственно доля воды:

 

 

Еще одним параметром, который необходим для определения относительной проницаемости, является эффективная вязкость  выходного сечения образца. Для ее вычисления находят значение средней эффективной вязкости  из соотношения:

 

 

где   - соответственно вязкость, перепад давления и расход воды в опыте при определении абсолютной проницаемости образца.

По рассчитанным значениям средней эффективной вязкости воды и закачанным объемам воды в долях объема пор строится график зависимости

Как и при определении насыщенности выходного сечения образца, проводятся касательные к кривой зависимости для заданных объемов закачки (рис. 7). Тогда точка пересечения касательной с осью ординат будет определять значение искомой эффективной вязкости согласно соотношению:

 

 

Также следует отметить, что эффективная вязкость на выходном сечении образца не изменяется до момента прорыва воды и остается равной начальному значению средней эффективной вязкости.

Таким образом, для заданных объемов закачки  и определенных значений  можно рассчитать относительные проницаемости по формулам:

 

 

Относительные проницаемости, определенные графическим методом, соответствуют фазовым проницаемостям, отнесенным к проницаемости для воды при 100%-м водонасыщении.

Как уже отмечалось, относительные проницаемости, вычисленные по данным вытеснения, охватывают не весь диапазон изменения насыщенности, а только его часть, соответствующую изменению водонасыщенности с момента прорыва воды до значения . Это ограничивает применение данного метода определения ОФП. В какой-то мере преодолеть это ограничение можно, если, например, в экспериментах использовать вязкие модели нефти и тем самым расширить диапазон изменения насыщенности, где наблюдается двухфазный поток. Однако в этом случае не будет соблюдаться подобие по химико-физическому состоянию системы.

Для систем, где гистерезисные явления при перемене направления в изменении насыщенности проявляются слабо, можно проводить два опыта - по вытеснению нефти водой и наоборот, что позволит построить полную кривую ОФП.

Расчетные методы определения ОФП

Для воспроизведения процессов совместного течения жидкостей в коллекторах с межзерновой пористостью широкое распространение получили капиллярные модели, в которых поровое пространство моделируется совокупностью капиллярных каналов. В зависимости от свойств моделируемой пористой среды и с целью более точного отражения их разработаны капиллярные модели различной степени сложности. Наиболее простые из них представляют поровое пространство горных пород в виде пучка непересекающихся капилляров.

Рассмотрим простую капиллярную модель для расчета ОФП по кривой капиллярного давления.

Кривая капиллярного давления может быть получена способами ртутной порометрии, центрифугирования, полупроницаемой мембраны, контактной эталонной порометрии и др.

Уравнение, предложенное У. Пурселлом (1949 г.), устанавливает связь между проницаемостью К, пористостью m и кривой капиллярного давления :

 

 

где л - литологический множитель, учитывающий различие форм капилляров и реальных поровых каналов.

Если для получения кривой капиллярного давления используется метод нагнетания ртути, то, приняв , формула (20) записывается в виде:

 

 

На основании сопоставления измеренных и расчетных значений коэффициента проницаемости было найдено среднее значение л, равное 0, 216 (Амикс Д., Басс Д., Уайтинг Р., 1962).

Для расчета ОФП по данной капиллярной модели предполагается, что смачивающая фаза с ростом насыщенности последовательно заполняет поры от меньших к большим. Тогда формулы для расчета ОФП, дающие наиболее близкие к экспериментальным значения, имеют вид:

 

 

 

Методика расчета ОФП по кривым капиллярного давления сводится к следующему. Экспериментально определенные кривые капиллярного давления  перестраиваются в функцию вида  (рис. 8). Для выбранных значений насыщенности рассчитывают значения соответствующих интегралов в формулах (22), (23). Причем значения искомых интегралов соответствуют площади под кривой  для заданных пределов интегрирования. Затем, задавая величины начальной водонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности, вычисляют соответствующие относительные фазовые проницаемости.

Меньшее распространение получили методы расчета ОФП с использованием промысловых данных. Это вызвано неопределенностью в оценке распределения насыщенности в пласте, величин перепадов давления и дренируемых объемов.

Заключение

 

Наиболее достоверные данные об ОФП коллекторов позволяет получить метод стационарной фильтрации с использованием естественных кернов пород, проведенный при пластовых условиях, поскольку в этом случае в процессе опыта имеется возможность контролировать все переменные, оказывающие влияние на фазовые проницаемости. Этот метод следует рассматривать как базовый по сравнению с другими. Однако определение ОФП по керну в условиях, моделирующих пластовые, требует создания сложных лабораторных установок, и, кроме того, это трудоемкий и длительный процесс.

Целесообразность использования того или иного метода определения ОФП диктуется необходимой точностью решения конкретной задачи.

На данный момент не разработано универсальной математической модели для расчета технологических показателей разработки. На различных стадиях изученности месторождения целесообразно применять математические модели, соответствующие уровню изученности и обеспечивающие необходимую точность. Так, на этапе проектирования разработки и на первых стадиях освоения месторождения, когда используются модели одномерной фильтрации, достаточную информацию о пласте несут ОФП, рассчитанные по результатам испытания скважин.

На разбуренных участках, когда имеется возможность создания достоверной геологической модели, для расчетов показателей разработки предпочтительнее использовать трехмерные модели фильтрации, особенно при сложном геологическом строении и сильной изменчивости свойств коллекторов. В этом случае для модельных расчетов должны применяться ОФП, измеренные на представительном керне, отображающем по возможности все литологические типы коллекторов.

Наименее изученным остается вопрос об относительных фазовых проницаемостях при фильтрации нефти, газа и воды. Это определяет направление дальнейших исследований в изучении фазовых проницаемостей коллекторов.

Список литературы

1. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Черноглазов В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. - М.: ВНИИОЭНГ, 1988.

. Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Юрчак В.П., Иванова Л.Б. ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. - Москва, 1989.

3. А.с. 602827 СССР. Методика оценки смачиваемости горных пород по краевому углу смачивания.

4. Абасов М.Т., Таиров Н.Д., Алиева Ш.М. Влияние температуры на относительные фазовые проницаемости для нефти и газа // Азерб. нефт. хоз-во. - 1986. - №6.

5. Колмогоров В.Ф. Методика и аппаратура для определения относительных фазовых проницаемостей // Вопросы интенсификации разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. - Тюмень, 1986.

6. Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Покровский В.В. Методика экспрессного определения фазовых проницаемостей при установившемся совместном течении нефти и газа // Нефт. хоз-во. - 1984. - №11.

7. Кропотов О.Н., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Методика оценки характера насыщенности пластов и прогнозирования состава притока по данным каротажа // Геология нефти и газа. - 1983. - №2.

8. Оганджанянц В.Г., Балова Л.В., Баишев А.Б. Влияние соотношения физико-химических и гидродинамических сил на фазовые проницаемости полимиктовых пород - М., 1985.

9. Батурин Ю.Е. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений Западной Сибири, - М., 1983.

10. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. - Л.: Недра, 1985.

11. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1983.

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 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.

 

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 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;

K_i - фазовая проницаемость для i-ой фазы;

м _i - вязкость;

с _i - плотность;

 - ускорение свободного падения;

Р _i - 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 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 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 могутсуществовать оба механизма течения, причем можно представить условия, при которых струйное течение может перейти в четочное (капельное) и наоборот. Так, при совместном 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.

12345Следующая ⇒

Поделиться: