Физические свойства горных пород — коллекторов нефти и газа

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД — КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать:

1)    гранулометрический (механический) состав пород;

2)    пористость;

3)    проницаемость;

4)    капиллярные свойства;

5)    удельную поверхность;

6)    механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформаций);

7)    насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях.

§ 1. ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ (МЕХАНИЧЕСКИЙ)

СОСТАВ ПОРОД

Пласты, сложенные песками, состоят из разнообразных по размерам зерен неправильной формы. Количественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим (механическим) составом, от которого зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть гранулометрический анализ их.

Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако по результатам исследований размеры их для большинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 1—0,01 мм.

Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размерами частиц меньше 0,1 мкм* (0,001 мм). Значительное количество их содержится в глинах, лёссах и других породах.

В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследствие огромной величины их общей поверхности состав этих минералов влияет на процессы поглощения катионов (и анионов). От их количества в значительной степени зависит степень набухаемости горных пород в воде.

Механический состав пород определяют ситовым и седимента-ционным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и более. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации. В лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053; 0,074; 0,105; 0,149; 0,210;

0,227; 0,42; 0,59; 0,84; 1,69 и 3,36 мм. Существуют и другие системы сит и всевозможных механических приспособлений для рассева. Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наиболее крупными размерами отверстий. В него насыпают 50 г породы и просеивают ее в течение 15 мин. После этого оставшуюся на каждом сите породу взвешивают и результаты записывают в таблицу.

Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы

V

(1.1)

где g — ускорение силы тяжести; d — диаметр частиц; v — кинематическая вязкость; р_ж — плотность жидкости; р_п — плотность вещества частицы.

Формула (1.1) справедлива при свободном нестесненном движении зерен; чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждения в дисперсной среде, массовое содержание твердой фазы в суспензии не должно превышать 1%.

Использование формулы Стокса при седиментационном анализе рассмотрим на примере пипеточного метода.

Из фракции песка, прошедшего через сито с наименьшими отверстиями, отбирают 10 г песка и перемешивают его с водой в цилиндре емкостью 1 л, помещенном в баню (рис. 1.1). В цилиндр вставляется пипетка 2, глубина спуска ее кончика h составляет примерно 30 см.

Допустим, что необходимо определить в песке количество частиц диаметром меньше d_v Для этого при помощи формулы (1.1) вычисляют время t_t падения частиц размером d_t до глубины спуска пипетки h. Очевидно, с глубины h через время t± в пипетку проникнут только те частицы, диаметр которых меньше d_t, так как к этому времени после начала их осаждения более крупные зерна расположатся ниже кончика пипетки. Высушив содержимое пипетки, определяют количество находящихся в суспензии частиц диаметром менее или более d_v Это легко сделать, так как масса всей навеси G_lt объем отобранной суспензии V, масса сухого остатка в ней G и объем жидкости V_х в цилиндре известны. Очевидно, процентное содержание в породе отобранных пипеткой фракций (т. е. частиц диаметром меньше, чем dj) будет

ViG , ^а ~ VG_t ’

Где I — Процент фракции, про-    1    —стеклянный кран;    2    —пипетка;    3 —

шедшей через самое мелкое    ^мешалк!^⁴стекл^Ря™Гтерм“стат^{ЦИЛИНдр;}

сито.

Отбирая последующие пробы через другие интервалы времени от начала отстаивания суспензии, точно так же определяют содержание более мелких фракций. Существует много методов седимента-ционного анализа. В лабораториях по исследованию грунтов широко применяют методы отмучивания током воды, отмучивания сливанием жидкости (метод Сабанина) и метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.

При отмучивании током воды грунт помещают в конический или цилиндрический сосуд, через который создают ток воды, направленный снизу вверх. Регулируя скорость движения воды, добиваются выноса из пределов сосуда частиц определенного диаметра, величина которого также может быть определена по формуле Стокса.

При отмучивании сливанием жидкости частицы различного размера разделяют путем слива после определенного времени отстаивания верхней части столба суспензии с мелкими частицами, не успевшими осесть на дно сосуда.

Наиболее совершенный метод седиментационного анализа — взвешивание осадка. Хорошо перемешанную суспензию вливают в цилиндрический сосуд, в который опускают тонкий стеклянный диск, подвешенный на плечо седиментометрических весов Н. А. Фи-гуровского. Выпадающие частицы суспензии отлагаются на стеклянном диске. По мере отложения осадка равновесие весов нарушается и для восстановления его требуется дополнительная нагрузка. Регистрируя время и нагрузки, получают данные, которые затем

too

90

?

80

0,01 0,050,100,15 020 0,25 0,30d

Рис. 1.3. Кривая распределения зерен породы по размерам.

§ §§§§ Сз 'йсзсзсз ^    -г

Рис. 1.2. Кривая суммарного гранулометрического состава.

Lgd

ъ °

<0 йГ

N ⁵¹

?г

|! б ⁵⁵ Е,*

обрабатывают и приводят в обычный для анализа вид: результаты анализа механического состава пород изображаются в виде таблиц или графиков суммарного состава и распределения зерен породы по размерам (рис. 1.2 и 1.3). Для построения первого графика по оси ординат откладывают массовые концентрации в процентах, а по оси абсцисс — диаметр частиц d или Ig d.

При построении второго графика по оси абсцисс откладывают диаметры d частиц, а по оси ординат — массовые концентрации в процентах каждой фракции в исследуемой породе.

Отношением    принято    характеризовать    степень    неоднород-

«10

ности песка, где d_eo — диаметр частиц, при котором сумма масс фракций диаметрами, начиная от нуля и кончая данным диаметром, составляет 60% от массы всех фракций (точка 2, рис. 1.2), a d_L0 — аналогичная величина для 10% точки кривой суммарного гранулометрического состава (точка 3, рис. 1.2). По диаметру, соответствующему точке 1, подбирают отверстия забойных фильтров для нефтяных скважин ^х.

Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1—20.

§ 2. ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости т_л называется отношение суммарного объема пор F_nop в образце породы к видимому его объему V_o6j>:

V

^Y    п

т_п = -^~.    (1.2)

v f)

обр

Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Вторичные поры образовались в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, вследствие доломитизации) и т. д.

Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1)    сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм;

2)    капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3)    субкапилляр'ные — меньше 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным — при значительном участии капиллярных сил ⁴¹.

В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапилляр-ными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти — те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Наряду с полной пористостью введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора.

Коэффициентом открытой пористости т₀ принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина обозначается через П_СТ и определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой остаточной водой.

В зависимости от перепадов давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей и характера поверхности пород та или иная часть жидкости не движется в порах. Сюда относятся неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удержанная жидкость и т. д. Динамическая полезная емкость коллектора /7_Дин характеризует относительный объем пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти и газа в условиях, существующих в пласте.

§ 3. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОГОД

Из определения    понятия    полной    пористости    вытекают следу

ющие соотношения, которые используются для ее измерения,

Упор    ^обр-^зерен    / ^зерен    _т

^т = -г,— =----=”1--т?-,    (1.3)

^обр    МЭбр    *0бр

где V_o6p и Узерея — объемы образца и зерен.

Учитывая, что масса образца равна массе слагающих его зерен, формулу (1.3) можно представить в виде

Л    Р⁰⁶?    /т

^m    ~ о-•    (^Г-⁴)

Рзерен

Здесь р_обр и Рзере„ — плотности образца и зерен.

Из формул (1.3) и (1.4) следует, что для определения пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Существует много методов определения этих величин и соответственно имеется множество способов оценки величины пористости горных пород.

Для определения объема образца часто пользуются по И. А. Преображенскому методом взвешивания насыщенного жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и в воздухе (при этом для расчета объема образца используется закон Архимеда). Объем породы можно найти по объему вытесненной жидкости при погружении в нее образца, насыщенного той же жидкостью.

Насыщения образца жидкостью можно избежать, если использовать метод парафинизации (метод Мельчера). При этом способе образец породы перед взвешиванием в жидкости покрывается тонкой пленкой парафина, объем которого определяется по массе породы до и после парафинизации. Метод парафинизации трудоемок и не повышает точности определений.

Объем образца можно также определить по его размерам, если придать ему правильные геометрические формы, а объем пор — по методу взвешивания. Объем пор при этом находится по разности Д Р массы породы, насыщенной под вакуумом жидкостью, и массы сухого образца

где р_ж — плотность жидкости.

Следует учитывать, что методом насыщения и взвешиванием определяется не полная пористость, так как часть пор (замкнутых) не заполняется жидкостью, а так называемая пористость насыщения. Поэтому объем пор часто находят по объему зерен. Для этого используют пикнометры и специальные приборы — жидкостные и газовые порозиметры. Порозиметрами пользуются также для нахождения открытой пористости.

Принцип действия газового порозиметра основан на законе Бойля—Мариотта: изменяя в системе объемы газа или давление, по полученным данным подсчитывают объем частиц и пористость.

В жидкостном порозиметре объем зерен или образца, предварительно насыщенного под вакуумом керосином, определяется по объему вытесненной жидкости (керосина) после помещения в камеру прибора твердого тела.

Пористость образца можно представить в виде соотношения площади пор к площади всего образца в каком-либо сечении. На этом основании пористость оценивается с помощью методов, основанных на измерении площадей под микроскопом или определении соотношения этих площадей по фотографиям. Для контрастности при изучении степени взаимосвязанности пор последние иногда заполняются окрашенными воском или пластиками.

При выборе методов измерения пористости необходимо учитывать особенности и свойства коллектора. Для песков величины открытой и полной пористости практически одинаковы. В песчаниках и алевролитах по данным А. А. Ханина полная пористость может на 5— 6% превышать открытую. Наибольший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов. При оценке пористости пород газовых коллекторов, сложенных алевролитами и песчано-алевро-литовыми отложениями, открытую пористость следует измерять газометрическим способом с помощью газовых порозиметров. Пористость их оказывается существенно большей, чем при насыщении этих пород керосином.

Газометрический способ следует также применять для измерения пористости пород, разрушающихся при насыщении керосином, а также образцов с низкой пористостью (менее 5%), так как в последнем случае объем пленки керосина, покрывающего образец, становится сравнимым с объемом пор, что сильно искажает результаты определений.

Рассмотрим методику определения пористости по И. А. Преображенскому. Для определения открытой пористости взвешивают сухой и насыщенный керосином под вакуумом образец в воздухе и образец, насыщенный керосином, взвешивают в керосине.

Пусть Рj — масса сухого образца в воздухе; Р_г — масса образца с керосином в воздухе; Р₃ — масса насыщенного керосином образца, помещенного в керосин; р_к — плотность керосина. Тогда объем пор в образце

Рг-Р 1

у __ * *    *    1

^Y пор -

а объем образца

з

V,

обр ^:

1

^пор Р₂ — Pi

(1.5)

Рк

Открытая пористость образца

Уобр    Pz—Рг

Pi-Р.

т =

§ 4. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Проницаемость — важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы из-за малых размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме субкапилляр-ных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Для ее оценки обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

'’=-т~^кТ^Лг-    <^м>

где v — скорость линейной фильтрации;

Q — объемный расход жидкости в единицу времени;

|л — динамическая вязкость жидкости;

F — площадь фильтрации;

Др — перепад давления;

L — длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности к, который называют проницаемостью:

^к=%--    <'-⁷>

При измерении проницаемости пород по газу в формулу (1.7) следует подставлять средний расход газа в условиях образца:

* =    (1-8)

где Q_r — объемный расход газа, приведенный к среднему давлению р в    образце.    Необходимость использования    среднего    расхода газа

в этом    случае    объясняется непостоянством    его    объемного    расхода

при уменьшении давления по длине образца.

Среднее давление по длине керна

р _ Pi -*~Р2

2

где р_г и р₂ — соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него.

Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически и используя закон Бойля — Ма-риотта, получим

7S 2(?оРо ^Vr Pi+Pt'

где Q о — расход газа при атмосферном давлении р₀.

Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

1.    2QpP(|[iZ>    /у    q,

{Pl~P\)F ¦

Единицы измерения проницаемости

В Международной системе единиц величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности

[?] = м; [Л = м*;    [<?]    =м³/с;

[р] = Н/м²;    [(д.]* = Н • с/м².

Следовательно,

м3 Не

1*1=—-= ^м2- ^(1Л0)

^м2-йг

При L = 1 м; F = 1 м²; Q = 1 м³/с; р = 1 Н/м² и (i = 1Н-с/м^а получим значение коэффициента проницаемости к = 1 м².

Таким образом, в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м² принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па • с составляет 1 м³/с.

Физический смысл размерности к (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Для оценки проницаемости на практике обычно пользуются единицей Дарси, которая приблизительно в 10¹² раз меньше, чем проницаемость в 1 м².

За единицу проницаемости в 1 Дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см² и длиной 1 см при перепаде давления в 1 кгс/см^а расход жидкостд вязкостью 1 сП (сантипуаз) составляет 1 см³/с. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД). Учитывая, что 1 кгс/см^а^=э 10^в Н/м²,    1 см³ = 10“⁶ м³, 1 см² = = 10“⁴ м², 1 сП = 10 ³ Н • с/м², получим следующее соотношение

1Д ~ _jO~⁶M³/^c • 10~³Н • с/м² • 10~²м    ₁₀_₁₂    ⁴²

¹⁴    10~⁴м²    ¦    10⁶Н/м^{2    м 1МПМ} V¹-¹¹;

Проницаемость пород нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких миллидарси до 2—3 Д и редко бывает выше.

Как уже отмечалось, формула (1.6) соответствует закону Дарси при линейном (плоскопараллельном) потоке. Иногда необходимо определять проницаемость образцов при радиальной фильтрации жидкости и газа, т. е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину. В этом случае образец породы имеет вид цилиндрического    кольца    с    осевым отверстием — «скважиной».    Фильтрация

жидкости    или    газа    в    нем происходит в    радиальном    направлении

от наружной поверхности к внутренней. Тогда проницаемость пород по данным опыта определяют по следующим формулам.

При фильтрации жидкости

^ж(?ж    ——

*ж=-5-Г7-(1-12)

^ж 2nh (р_н — Рв)    ^v '

При фильтрации газа

(1.12у

^г 2nh(p_H — p_B) nh(p*—pl)

Здесь |х_ж и ц_г — вязкость жидкости и газа;

Q_x — расход жидкости;

<?г> Qr — расход газа при атмосферном и среднем давлении в образце;

г_н и г_в — наружный и внутренний радиусы кольца;

Рп ¹¹ Рв — давление у наружной и внутренней поверхности кольцевого образца; h — высота цилиндра.

§ 5. ФАЗОВАЯ И ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

В породах нефтяных и газовых месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютной проницаемости.

Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водоиа-сыщенности порового пространства породы, физических и физикохимических свойств жидкостей и пористых сред.

Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами.

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков — движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Каждый из зтих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового

пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Рассмотрим вначале графики двухфазного потока.

0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 Водонасьщенность S

Рис. 1.4. Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства. Поверхностное натяжение жидкостей.

1 — 34 мН/м; 2 — 5 мН/м.

Движение смеси нефти и воды. На рис. 1.4 приведена зависимость относительной проницаемости песка для нефти и воды от насыщенности S порового пространства водой

Ъ.' —    т.'__]Ч_

^н — к ⁹ — к *

где к_в и к_н — фазовые проницаемости для воды и нефти; к — абсолютная проницаемость.

Если в несцементированном песке содержится 20% воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю (т. е. вода является неподвижной фазой). Это связано с тем, что при небольшой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах, в узких местах контактов зерен, не участвующих в фильтрации жидкостей, а также в виде неподвижных местных пленок и микрокапель располагается на поверхности породы. В некоторой части пор она все же содержится и поэтому фазовая проницаемость по нефти вскоре после начала увеличения водонасыщенности быстро уменьшается и в присутствии 30% связанной воды относительная проницаемость для нефти снижается уже в два раза. Из этого следует, что необходимо беречь нефтяные пласты и забои скважин от преждевременного обводнения. При проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает их водонасыщенность в наиболее узкой части потока (в призабойной зоне пласта). В результате значительно уменьшается относительная проницаемость пород для нефти, а также уменьшается дебит скважины. Водные фильтраты бурового раствора (не обработанного специальными веществами) обычно прочно удерживаются породами вследствие гидрофильных свойств последних и плохо удаляются из пор пласта при освоении скважин. Поэтому теории фазовой проницаемости, смачиваемости и взаимодействия фильтрата бурового раствора с породой используются при разработке рецептуры растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов и обеспечивающих сохранение естественных фильтрационных свойств пород.

Из рис. 1.4 также следует, что если водонасыщенность песка S составляет 80%, относительная проницаемость для нефти уже равна нулю. Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасьпценность составляет не менее 20%, а в песчаниках, как увидим далее, оказывается еще большей. Нефть в таком случае прочно удерживается в породе капиллярными и другими силами.

Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Известно, например, что с уменьшением поверхностного натяжения⁴³ нефти на разделе с водой снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате увеличиваются относительные проницаемости породы для жидкости (рис. 1.4).

Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочными и сильно минерализованными хлоркальциевыми водами. Поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с хлоркальциевыми. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти и для щелочной воды.

При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит только от насыщенности (рис. 1.5).

Для пород малой проницаемости влияние соотношения вязкостей нефти и воды исследовано пока недостаточно. Количественно мало изучена также зависимость относительных проницаемостей от других свойств пластовой системы и условий вытеснения (проницаемости, состава жидкостей и пород, содержания остаточной воды и т. д.). Вероятные же изменения относительных проницаемостей от этих факторов можно установить, исходя из особенностей, которые при зтом возникают в процессе движения смесей нефти и

воды. Если с изменением какого-либо свойства системы увеличивается подвижность смеси нефти и воды, уменьшаются при-липаемость жидкостей к стенкам поровых каналов и сопротивление среды потоку, то относительные проницаемости пористой среды для нефти и воды растут. Изменения свойств пластовой системы, сопровождающиеся ухудшением условий фильтрации фаз, приводят к уменьшению относительных проницаемостей породы для нефти и воды.

Рис. 1.5. Влияние соотношения вязкости на относительные проницаемости песка пористостью 40—42% (к = 3,2—6,8 мкм²) для нефти

С уменьшением проницаемости (например при одинаковом значении пористости) повышается суммарная поверхность поровых каналов. Это означает,    что    вода,    чаще    всего    смачивающая поверхность породы,

и воды (|х₀ = — изменяется от 0,057 до 90).

|^в

1 — нефть; 2 — вода.

лучше, чем нефть, начнет фильтроваться в пористой среде с пониженной проницаемостью при больших значениях водонасыщенности.

Малопроницаемые породы меньше отдают нефть, так как подвижность ее и воды в этих породах невысока. Поэтому линии проницаемостей    располагаются    ниже,    чем    соответствующие кривые,

полученные для пористых сред большой проницаемости.

Сумма эффективных проницаемостей фаз обычно меньше величины абсолютной проницаемости породы, а относительная проницаемость изменяется от нуля до единицы.

Следует, однако, отметить, что в последнее время высказывается мнение о возможности получения при определенных условиях относительной проницаемости одной из фаз, превышающей единицу ^г.

Например, фазовая проницаемость в опытах А. Е. Евгеньева оказалась выше абсолютного ее значения при фильтрации в низкопроницаемых пористых средах вязкой жидкости (масел). Пористая среда содержала 8 — 10% от объема пор остаточной воды, в качестве которой был использован 2%-ный раствор ОП-7 в воде.

Это явление связывается с возникновением скольжения высоковязкой среды при замене границы жидкость — твердое тело границей жидкость — пленка раствора ОП-7, адсорбированного поверхностью породы.

Опытами установлено, что на относительную проницаемость системы влияют также градиент давления и некоторые другие факторы, характеризующие условия движения фаз (например, смачивающие свойства жидкостей). Все это указывает на необходимость приближения условий проведения опытов при экспериментальном измерении проницаемости к пластовым условиям фильтрации жидкостей и газов. По результатам исследования Д. А. Эфроса, кроме равенства в модели и натуре углов смачивания 0 и пористости пород т, должно также соблюдаться условие⁴⁴

^I    _    .    .    _,,    .    _    _    .    нат

(1.13)

Здесь а — поверхностное натяжение нефти на границе с водой;

к — проницаемость; grad р — градиент давления.

Следовательно, относительные фазовые проницаемости в общем случае являются функциями водонасыщенности и безразмерного комплекса.

Нарушение этого условия в опыте приводит к значительным отклонениям в результатах определения относительной проницаемости пород от пластовых ее значений. По исследованиям Д. А. Эфроса, если в лабораторных условиях не удается воспроизвести пластовые значения соотношения (1.13), необходимо провести специальные опыты и установить его допустимую величину. Для слабосцементи-рованных пород по данным Д. А. Эфроса опыт следует проводить

В заключение следует отметить, что при движении нефти и воды (так же как и при фильтрации любых других фаз) в пористой среде их относительные объемные скорости течения (водо-нефтяной фактор) определяются не только относительной проницаемостью, но и соотношением вязкости фаз. Рассмотрим это на примере.

Пример. Происходит фильтрация нефти и воды через песок с абсолютной проницаемостью к = 3 мкм². Вязкость нефти ц_н = 3, а воды ц_в = 1 мПа-с, водонасыщенность среды — 0,65. Определить относительные проницаемости песка для жидкостей и водо-нефтяной фактор.

По графику на рис. 1.4 находим, что относительная проницаемость для нефти при 1S — 0,65 равна к’_я = 0,045; для воды = 0,33. Фазовые проницаемости составят:

нефти к_н = к?к = 0,045-3 = 0,135 мкм², воды к_в = к%к - 0,33-3 = 0,99 мкм².

Водо-нефтяной фактор в процессе течения найдем по закону Дарси:

к ^F*^p

Яв _в_ Ц,? _ ^в|^н

9н ¦ F Ар А'н^в

Следовательно,

д_в __ 0,99-3 _

?„    0,135-1    "

Движение смеси жидкости и газа

На рис. 1.6 приведены зависимости относительных проницаемостей для воды и газа от насыщенности S жидкостью порового пространства песков с проницаемостью 17,8 мкм², а на рис. 1.7 — аналогичные зависимости для песчаников и известняков. Из кривых следует, что при наличии в поровом пространстве несцементированных песков и известняков до 20%, а в песчаниках — до 50 % жидкости относительная проницаемость к'_ж для жидкой фазы будет равна нулю, а относительная проницаемость для газа к'_г составит для песков и известняков 0,9 и для песчаников 0,98. Иначе говоря, жидкость с увеличением ее содержания в пористой среде вначале почти не влияет на фильтрацию газа. Из этих кривых также следует, что при содержании жидкости в породе от 20 до 50% от объема пор из скважины можно добывать чистый газ.

| 90 | 80 § 70 160

JU | 20 S ю

I'

О 10 20 30 W 50 60 70 80 90100 Водонасыщенность S, %

Рис. 1.6. Зависимость относительной проницаемости песка для газа и жидкости от водонасыщен-ности S.

При газонасыщенности песка и песчаника до 10%, а известняка до 30% газ остается неподвижным (кг ^ 0). Но в этом случае сильно ухудшаются условия для фильтрации жидкости — относительная проницаемость снижается до 0,22 для известняков, до 0,7 для песков и до 0,6 для песчаников. Это указывает на отрицательное влияние свободного газа, выделяющегося из нефти в пласте, на условия ее фильтрации. Сопоставление кривых относительных проницаемо-

стей (рис. 1.8) для пород различных классов показывает их приблизительную идентичность. В зависимости от свойств пород кривые относительных проницаемостей сдвигаются вдоль осей и больше

Рис. 1.7. Зависимость относительных проницаемостей для жидкости и газа от водонасыщенности. а— песчаники; б — известняки и доломиты.

О Ю го 30 W 50 60 70 80X100 Ведонасьщенность S, %

б

о ю го зо ьо so во то во за > Вода насыщенность 5, % а

всех сдвигаются вправо кривые для песчаников. Это связано с наличием значительного количества в породах этого типа тонких пор, заполненных водой, через которые газ не фильтруется. По этой же причине фильтрация воды через песчаники (для которых составлены кривые относительных проницаемостей, приведенные на рис. 1.7 и 1.8) начинается лишь при высоком содержании воды в породе (около 50—

55%). В связи с большим влиянием на кривые относительной проницаемости распределения пор по размерам направление и величина сдвига кривых для различных песчаников может быть неодинаковой.

Из сказанного следует, что для промысловых расчетов необходимо пользоваться кривыми относительных проницаемостей, построенными для пород и пластовых жидкостей рассматриваемого месторождения. Однако необходимо учитывать, что в связи с чрезвычайно сложным характером механизма фильтрации в пористой среде нескольких фаз одновременно при лабораторных методах оценки

к г

100

80

*О

Рис. 1.8, Относительное расположение кривых зависимости относительных проницаемостей от водонасыщенности сор жидкостью.

J — песков; II — песчаников; III — известняков с доломитами.

60

го

го

¦о    ео во

J00S,%

относительных проницаемостей получают значительный разброс точек. Это затрудняет учет влияния различных факторовна относительную проницаемость. Кроме того, имеющихся данных недостаточно, чтобы установить зависимость проницаемости от насыщенности для всех встречающихся видов пород. Поэтому в приближенных расчетах часто применяют приведенные выше кривые относительных проницаемостей для различных пород от их насыщенности независимо от конкретных свойств пород рассматриваемого месторождения. При этом полагают, что кривые для пород одного и того же класса приблизительно одинаковые и характеризуются в основном лишь степенью насыщенности породы различными фазами.

Движение смеси нефти, воды и газа в пористой среде

Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства раз

Газ 100°'*

нерть

'/»“/«

90    80    70    60    SO    4-0    30    го    /О    О

Водонасыщенность, %

Рис. 1.9. Области распространения одно-, двух- и трехфазного потоков.

личными компонентами возможно одно-, двух- и трехфазное движение. Результаты опытов обычно изображают в виде треугольных диаграмм (рис. 1.9). На этом графике нанесены кривые, соединяющие точки с одинаковым содержанием соответствующей компоненты смеси в потоке. Кривая 1 соединяет точки, в которых содержание воды в потоке равно 5%. Кривая 2 — с содержанием в потоке 5% нефти и кривая 3 — с содержанием в потоке 5% газа. Вершины треугольника отвечают 100%-ному насыщению породы одной из фая; стороны треугольника, противолежащие соответствующим вершинам, — нулевому насыщению этой фазой *.

Кривые линии, проведенные на основании экспериментальных данных, ограничивают на диаграмме возможные области одно-, двух- и трехфазного потоков. Так, при газонасыщенности среды меньше 10% и нефтенасыщенностп меньше 23% в потоке практически будет содержаться одна вода.

Область существования трехфазного потока (заштрихованная центральная часть) расположена в пределах насыщенности песка: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом — от 14 до 30%. Эти пределы получены для несцементированных песков; для других пород они могут быть несколько отличными.

§ 6. зависимость проницаемости от пористости и размера пор  »

Библиотека »