Относительная и фазовые проницаемости, методы определения фазовой проницаемости

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку рис. 1.

Рис. 1. Пример массивной пакетной упаковки глин - фильтрация происходит через каналы между пакетами

Рис. 2. Пример упорядоченной пакетной упаковки глин - фильтрация практически не происходит

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией рис. 2.

1. Проницаемость горной породы

Проницаемость -- фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду.

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме пространства с субкапиллярными порами, слагается порами большого размера. По экспериментальным данным, диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм. В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации 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 (фазовой) и относительной проницаемостей. 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. Абсолютная проницаемость -- свойство породы, и она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На практике жидкости часто взаимодействуют с породой (глинистые частицы разбухают в воде, смолы забивают поры). Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

2. Относительная и фазовая проницаемости

Фазовая (эффективная) проницаемость характеризует способность среды пропускать через себя жидкость (нефть, воду) или газ в зависимости от их соотношения между собой.

Проницаемость фазовая (эффективная) - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Фазовая проницаемость зависит от количественного содержания того или иного флюида в пласте, а также от его, их физико-химических свойств. С практической точки большее значение имеет относительная фазовая проницаемость.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы -- нефть, газ, вода, -- эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т. е. через пористую породу движется только чистая вода.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

где kотносительная -- относительная проницаемость, д.е.; kфазовая -- фазовая проницаемость пористой среды, м2; kабсолютная -- абсолютная проницаемость пористой среды, м2.

Типичный график изменения относительных фазовых проницаемостей показан ниже.

Рис. 3

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте, газо и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и пористых фаз.

3. Влияние различных факторов на относительные фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа

Представления о влиянии различных факторов на относительные фазовые проницаемости менялись со временем. Если изначально предполагалось, что относительные фазовые проницаемости (далее ОФП) зависят только от насыщенности, то вскоре было показано на основании опытов, что на характер ОФП влияют:

1. Свойства коллектора. Структура порового пространства сильнее влияет на ОФП смачивающей фазы и в меньшей - несмачивающей. Остаточная водонасыщенность увеличивается, а проницаемость для воды при остаточной нефтенасышенности уменьшается с ростом содержания глин в породе-коллекторе.

2. Свойства пластовых флюидов. При увеличении вязкости воды фазовая проницаемость для воды увеличивается.

3. Свойства системы пластовая порода - пластовые флюиды. При одном и том же значении водонасыщенности с ростом гидрофобности проницаемость для воды увеличивается, а для нефти уменьшается. Более того, установлено, что величина отношения проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности к проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности в гидрофильных коллекторах, как правило, меньше 0,3, в то время как в гидрофобных это отношение близко к единице. По виду кривых ОФП можно делать заключение о преимущественном смачивании породы водой или нефтью.

4. Температура. При изменении температуры могут меняться коллекторские свойства пород в результате изменения размеров и формы пор, а также объема цемента и свойств глинистых минералов. С изменением температуры изменяется смачиваемость - важнейшая характеристика системы порода - жидкость.

5. Смачиваемость. Влияние смачиваемости на ОФП также проявляется в направлении изменения насыщенности, реализуемого в экспериментах, при которых модель пластовой воды вытесняется нефтью (газом).

6. Скорость фильтрации также влияет на значения ОФП. Исследования показали, что для системы нефть - вода с увеличением скорости фильтрации значения ОФП увеличиваются как для нефти, так и для воды.

4. Методы определения фазовой проницаемости

Известны три группы методов в определении проницаемости коллекторов:

1. лабораторные (по кернам);

2. гидродинамические (по результатам исследования скважин на приток);

3. через корреляционные зависимости (опосредствованные через лабораторные данные);

4. гидродинамический каротаж (ГДК);

5. профильный метод по полноразмерному керну.

Лабораторные методы.

Влияние на проницаемость пород давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и необходимость измерения проницаемости пород по газу и различным жидкостям привели к необходимости сконструировать приборы, позволяющие моделировать различные условия фильтрации с воспроизведением пластовых давлений и температур. Для определения абсолютной (эталонной) проницаемости при низких давлениях (до 0,5 МПа) служит установка ГК-5, входящая в комплекс лабораторного оборудования АКМ. Рабочим флюидом в ней служит сжатый воздух (или азот).

Определение фазовых проницаемостей по различным флюидам при разных насыщенностях в пластовых условиях производится на установке УИПК.

Определение проницаемости по результатам гидродинамических исследований скважин основывается на законах фильтрации в первую и вторую фазы.

Решение обратных гидродинамических задач позволило разработать технологию исследования скважин на неустановившихся и установившихся режимах фильтрации и получить формулы, связывающие параметры пластов, флюидов и технологические показатели работы скважин.

Известны две группы методов:

1) исследование скважин на основе интерпретации результатов наблюдения неустановившихся процессов (метод кривой восстановления забойного давления в добывающих скважинах или падения забойного давления в нагнетательных скважинах);

2) метод исследования на установившихся режимах.

В первом случае используется формула обработки бланка глубинного манометра, в простейшем случае формула обработки КВД без учета притока жидкости в ствол скважины после закрытия ее на устье:

,

где Q - дебит скважины до остановки; h - эффективная работающая толщина пласта; ч - пьезопроводность пласта; rc - радиус скважины (с учетом ее гидродинамического несовершенства); t - время после остановки.

Преобразованный график забойного давления в системе координат ДPзаб(t) - ln t (линеаризация кривой) позволяет по угловому коэффициенту i и отрезку А на оси ДР рассчитать параметры:

гидропроводности:

и относительной пьезопроводности:

Подставив в:

вязкость и эффективную толщину пласта, можно определить проницаемость пласта. Во втором случае (при построении индикаторной диаграммы по 3-4 режимам работы скважины) используют формулу Дюпюи в условиях соблюдения справедливости линейного закона фильтрации Дарси:

где Рпл - пластовое давление на период исследования скважины; Рзаб - забойные давления соответствующих режимов работы скважины; Rк - радиус контура питания (обычно в группе интерферирующих скважин берется половина расстояний между ними; в случае одиночно работающей скважины в бесконечном пласте (на разведочных площадях) его величина гидродинамически обоснована для конкретных условий); rс - радиус гидродинамически несовершенной скважины (с учетом несовершенства ее по степени вскрытия и по характеру вскрытия пласта).

Методика данных исследований излагается в специальных курсах.

Рис. 4. Зависимость коэффициента проницаемости kпр от коэффициента пористости kп по данным керна для пластов ПК2-ПК20 Самотлорского месторождения

Следует иметь в виду, что проницаемость по формуле Дюпюи характеризует узкую прискважинную зону пласта (кольцо толщиной в несколько см). Метод КВД обладает большей «глубинностью» исследования, что зависит от длительности записи КВД (до нескольких метров и даже десятков метров).

Определение коэффициента проницаемости по корреляционным связям.

Проницаемость характеризует фильтрационные свойства коллекторов, при этом не участвуя в формуле подсчёта запасов. Однако, она, как необходимый параметр, используется при составлении технологической схемы разработки залежей.

Например, продуктивные нефтенасыщенные отложения пластов ПК Самотлорского месторождения практически не охарактеризованы керном. Поэтому для расчёта kпр в этих отложениях была использована зависимость kпр(kп), полученная Г.В. Таужнянским по керну пластов ПК нескольких месторождений Тюменской области (Губкинское, Комсомольское, Северо-Комсомольское и Западно-Таркосалинское). Для пластов ПК2 - ПК20 по данным керна, отобранного из этих отложений, была построена зависимость kпр(kп). Как видно, связь имеет довольно высокий коэффициент корреляции, что позволило использовать ее для расчета проницаемости пластов ПК2-ПК20 (по Бересневу Н.Ф., 2001 г.). Полученная зависимость по аналогии была перенесена для решения вопросов по пластам группы ПК Самотлорского месторождения.

Гидродинамический каротаж осуществляется с помощью каротажного оборудования. Этот вид каротажа позволяет изучить гидродинамические параметры пласта, которые используются для решения геологических задач.

Применяются два типа аппаратуры ГДК: АИПД 7 - 10 и ГДК - 1.

Весь процесс гидродинамических исследований подразделяется на три последовательные стадии:

- возникновение и распространение гидродинамического возмущения в пласте;

- приток флюида из пласта;

- восстановление пластового давления в зоне исследования после прекращения активного притока.

При проведении ГДК на стенке скважины на стенке скважины образуется небольшой участок (сток).

В процессе ГДК определяются следующие параметры пласта:

- гидростстическое давление в скважине;

- пластовое давление;

- коэффициент проницаемости или коэффициент подвижности пластового флюида;

- коэффициент турбулентности.

Измерение проницаемости по профилю полноразмерного керна.

Результаты измерений профильной проницаемости привлекаются для оперативной оценки коллекторских свойств горных пород и необходимы при выборе точек отбора образцов для определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

Профильная газопроницаемость на керне измеряется на автоматизированном сканирующем параметре Autoscan. Измерения осуществляется через плоскую боковую грань колонки керн, после продольной распиловки полноразмерного керна диаметром 80, 100, и 110 мм., при фильтрации газа - азота. Измерения производятся с шагом 5 - 10 см. по глубине. Шаг сканирования зависит от литологического состава пород.

Определение проницаемости производится в условиях нестационарной фильтрации азота по скорости падения давления на входе зонда приложенного к образцу. При этом методе измеряется проницаемость сегмента, прилегающего к зонду. Время измерения проницаемости составляет от 3 до 120сек. Диапазон измерения проницаемости - от 0,01 до 3000мД.

Заключение

газопроницаемость каротаж гидродинамический фильтрационный

В данной работе изучили проницаемость горной породы, виды проницаемости - абсолютная, фазовая, относительная. Определили, от каких факторов зависит проницаемость, изучили методы определения проницаемости.

Литература

1. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. «Физика нефтяного и газового пласта».

2. Котяхов Ф.И. «Физика нефтяных и газовых коллекторов».

3. В.Н. Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов, Г.А. Зотов «Механика насыщенных пористых сред».

4. В.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук «Подземная гидравлика».

5. Чарный И.А. «Подземная гидромеханика».

Размещено на Allbest.ru