Эффективная и относительная проницаемость

⇐ ПредыдущаяСтр 10 из 52Следующая ⇒

Закон Дарси, которому подчиняется фильтрация флюидов в пористой среде, основывается на допущении, что в пласте присутствует только один флюид и что он полностью насыщает породу. Однако в природе поровое пространство коллектора содержит в различных количествах газ, нефть и воду, причем каждый из этих флюидов препятствует течению других. Если флюид насыщает породу не полностью, как это обычно и наблюдается в естественных условиях, то способность породы проводить его в присутствии других флюидов называется эффективной проницаемостью породы для данного флюида [14]. Эффективная проницаемость для воздуха, газа, нефти и воды обозначается соответственно как k_a, k_g, k_о и k_w¹. Установлено, что каждое данное значение насыщенности² пласта любым из перечисленных флюидов имеет постоянную зависимость от эффективной проницаемости; если один из этих параметров меняется, пропорционально ему изменяется и другой. Однако эта зависимость различна для разных пород и должна быть определена экспериментальным путем. На нее оказывают влияние, очевидно, такие факторы, как разбухание глинистых частиц, наличие адсорбционных пленок, гидрофобных и гидрофильных поверхностей, присутствие в пласте других несмешивающихся флюидов и давление газа.

Отношение между эффективной проницаемостью для данного флюида при частичной насыщенности и проницаемостью при 100%-ной насыщенности (абсолютная проницаемость) называется относительной проницаемостью [15]. Она обозначается как k_g/k, k_о/k и k_w/k (или как соответственно для газа, нефти и воды и колеблется от нуля при низкой насыщенности до 1, 0 при 100%-ном насыщении. Иными словами, относительная проницаемость - это отношение количества какого-либо флюида, которое фильтруется через породу при определенной степени насыщения и в присутствии других флюидов, к тому его количеству, которое могло бы профильтроваться при том же градиенте давления и наличии тех же флюидов в случае 100%-ной насыщенности. Поскольку поровое пространство всех природных резервуаров заполнено газом, нефтью и водой в различных пропорциях, относительная проницаемость породы-коллектора для одного из этих флюидов зависит от количества (насыщения) и природы других присутствующих в пласте флюидов. При исследованиях коллекторских свойств пород фактически всегда необходимо пользоваться относительной проницаемостью, а не проницаемостью для какого-либо отдельно взятого флюида. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом, пока, наконец, при полном насыщении не будет достигнуто максимальное значение k.

Относительную проницаемость следует определять экспериментально для каждой породы при различных комбинациях насыщения ее отдельными флюидами. В процессе эксплуатации залежи эти соотношения непрерывно меняются. На фиг. 4-5 и 4-6 [16] показаны типичные графики изменения относительной проницаемости, в основных чертах отражающие характер этого явления. Из фиг. 4-5 видно, что порода непроницаема для нефти, пока ее нефтенасыщенность не станет равной 30% или превысит эту цифру.

¹ Предлагается (API RP № 27, р. 4) стандартизировать символизацию записи эффективной проницаемости. Так, k₀ (_{60, 13}) должно означать эффективную проницаемость среды для нефти (в миллидарси или дарси) при ее нефтенасыщенности, равной 60%, водонасыщенности. равной 13%, и газонасыщенности, составляющей 27%. Концентрация газа устанавливается по разности между 100%-ной насыщенностью среды и суммарной концентрацией воды и нефти. Тогда k_w (₅₀, ₄₀) означает эффективную проницаемость среды для воды при 50%-ной нефтенасыщенности, 40%-ной водонасыщенности, 10%-ной газонасыщенности.

² Насыщенность определяется отношением объема флюида в породе к общему объему пор.

Причина такого явления заключается в том, что нефть сначала преимущественно смачивает поверхности минеральных частиц породы; она прилипает к ним, заполняя при этом наиболее мелкие пустоты (см. также стр. 416-421, где рассматривается смачиваемость пород, капиллярное давление ). В этот период, когда относительная газопроницаемость породы колеблется в пределах 1, 0-0, 63, газ

Фиг. 4-5. Типичная зависимость относительной проницаемости от изменений насыщенности пород газом и нефтью.

перемещается свободно. Другими словами, пока нефтенасыщенность породы не достигнет 30 %, а ее газонасыщенность колеблется между 100 и 70 %, только газ может проходить через породу. В точке пересечения кривых

Фиг. 4-6. Типичная зависимость относительной проницаемости от изменений насыщенности пород водой и нефтью.

относительная проницаемость одинакова для газа и нефти, и оба эти флюида фильтруются через породу в равной степени хорошо. Выше этой точки нефтенасыщенность достигает 100 %, и относительная проницаемость породы для нефти возрастает до 1, 0 (величина, отражающая к породы). При этом газонасыщенность породы снижается до нуля.

Диаграмма, приведенная на фиг. 4-6, отличается от только что описанной тем, что смачивающей жидкостью здесь является не нефть, а вода. Во всех пустотах породы всегда содержится некоторое количество остаточной воды; однако, как следует из диаграммы, вода не начинает просачиваться сквозь породу, пока водонасыщенность не превысит 20%. При низкой водонасыщенности вода находится в породе в связанном или «погребенном» состоянии, при этом она преимущественно смачивает поверхности минеральных частиц породы и заполняет более мелкие поры (о связанной и погребенной воде см. на стр. 149-153: глава 5, классификация вод нефтяных месторождений, А.Ф.). По мере возрастания водонасыщенности от 5 до 20 % нефтенасыщенность породы снижается от 95 до 80 %. Вплоть до этого момента порода пропускает только нефть и совершенно непроницаема для воды. В точке пересечения кривых при 56 %-ной водо- и 44 %-ной нефтенасыщенности относительная проницаемость породы равнозначна для обеих жидкостей, и обе они одинаково хорошо проходят через породу. Когда водонасыщенность превосходит этот уровень, вода начинает фильтроваться более свободно, а нефтенасыщенность постепенно снижается; примерно при 10 %-ной нефтенасыщенности нефть прекращает движение, иначе говоря, порода в этом случае становится непроницаемой для нефти и через нее может фильтроваться только вода.

Соотношения, отраженные на приведенных диаграммах (фиг. 4-5 и 4-6), широко используются при решении задач, связанных с движением флюидов в проницаемых породах. Вероятно, наиболее важным аспектом их применения в геологии нефти и газа является вывод о том, что для начала движения в породе несмачивающего флюида необходима, по крайней мере, 5- 10 %-ная насыщенность, а для смачивающих жидкостей она должна составлять не менее 20-40 %. Это означает, что для нефти и газа (как несмачивающих флюидов) должно быть достигнуто насыщение порового пространства минимум в 5-10 %, прежде чем они смогут начать перемещаться в водонасыщенной породе и скапливаться в залежи (при условии, конечно, что эти закономерности, установленные лабораторным путем и на протяжении времени существования залежей нефти и газа, можно экстраполировать на процессы, длительность которых исчисляется геологическим временем). Кроме того, приведенные диаграммы позволяют сделать вывод, что в каждой нефтяной залежи породы характеризуются остаточной нефтенасыщенностью, равной 5-10 %, и это количество нефти нельзя извлечь обычными методами эксплуатации. Эти вопросы будут рассмотрены более подробно ниже, при описании процессов миграции и аккумуляции углеводородов (глава 12).

⇐ Предыдущая 5 6 7 8 91011 12 13 14 Следующая ⇒