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 (К_НВО) и проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности (К_ВНО). Коллекторы с преобладанием пор большого размера характеризуются низкими значениями остаточной водонасыщенности (S_ВО) высокими значениями и К_НВО и К_ВНО 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 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 К_г/К_н= f ( S_H ) и К_в/К_н=f ( S_H)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 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:

с повышением температуры ОФП для нефти растет, в то время как для воды либо медленно возрастает, либо снижается;

с повышением 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 (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 S_но от величины начального нефтенасыщения. Из этого следует, что для получения результатов, отвечающих реальным условиям, необходимо эксперименты начинать при значениях водонасыщенности S_во, 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.

Скорость фильтрации. Для системы нефть-вода с увеличением скорости фильтрации значения ОФП увеличиваются как для нефти, так и для воды. Физический смысл механизма этого явления не совсем ясен, однако его нельзя не учитывать при определении ОФП на образцах пород-коллекторов. Для получения наиболее достоверных данных об ОФП эксперимент необходимо проводить при линейной скорости течения, соответствующей средней скорости перемещения фронта (фактической и проектной) на конкретном месторождении.

Со скоростью фильтрации связан вопрос о возникновении концевых эффектов на входном и выходном торцах, а также на стыках отдельных образцов в случае, когда эксперимент проводится на составном образце. Концевой эффект проявляется в повышенной насыщенности смачивающей фазы на выходном торце. С увеличением скорости фильтрации зона распространения концевого эффекта уменьшается. Кроме регулирования скоростью, имеются и другие способы исключения влияния концевого эффекта на результаты лабораторного определения ОФП. Основным методическим приемом, хорошо апробированным в лабораторной практике, являются использование в экспериментах составных образцов достаточно большой длины и проведение измерений перепада давления и насыщенности на серединной части образца (составляющей примерно треть общей длины и равноудаленной от входа и выхода), где концевой эффект от входного и выходного торцов не сказывается. Для устранения концевых эффектов на стыках отдельных образцов их торцы тщательно пришлифовываются друг к другу, между ними прокладывается слой фильтровальной бумаги или слой тонкоизмельченной породы.

Описанный методический прием широко используется и дает надежные результаты как при определении ОФП, так и коэффициента вытеснения нефти водой.

. Методы определения относительной фазовой проницаемости

 

Из всех способов определения ОФП особое место принадлежит лабораторным методам, поскольку они позволяют проводить прямые определения ОФП на образцах изучаемого пласта-коллектора. Основными из них являются методы стационарной фильтрации и вытеснения, которые широко применяются в нефтепромысловой практике. Общепризнано, что эти методы дают более достоверные результаты, чем расчетные с использованием промысловых данных и др.

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: