ВВЕДЕНИЕ
Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора.
По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте изменяются. Это сопровождается значительными изменениями свойств пород, пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике – в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах.
Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, её физические характеристики (пористость, проницаемость, насыщенность и др.), физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих породы, уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволят определить начальные запасы углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте при его разработке и на различных стадиях эксплуатации.
Основная цель и задачи работы заключаются в том, чтобы расширить диапазон знаний студентов в области физики пласта за рамки образовательных стандартов, развивать умение и навыки у будущих специалистов формулировать проблему, анализировать текущее состояние работ в решении данной проблемы, ставить задачи проведения научно-исследовательских работ, анализировать и обобщать полученные результаты.
Содержание сориентировано, прежде всего, на изучение основных физических свойств коллекторов нефти и газа, исследование влияния на эти свойства различных физико-химических параметров в процессе эксплуатации пласта.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД
Общее представление о проницаемости и ее
Практическое значение
Проницаемость – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями.
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 субкапиллярных 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, фазовой (эффективной) и относительной проницаемости.
Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость. Под абсолютной проницаемостью 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 проницаемостью 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 нефтью, водой 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 используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
, (2.1)
где 
– скорость линейной фильтрации, см/с;
– объемный расход жидкости в единицу времени, см3/с;
– коэффициент динамической вязкости флюида, мПа∙с;
– площадь фильтрации, см2;
– перепад давления, Па;
– длина пористой среды, см.
В этом уравнении (3.1) способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности 
, который называют проницаемостью. Для расчета коэффициента проницаемости для жидкостей используется формула:
. (3.2)
При измерении проницаемости по газу учитываются его средний расход (` 
) через образец в условиях проведения эксперимента, среднее давление и средняя температура по закону Бойля – Мариотта (при 
):
(2.3)
Средний объемный расход газа (` ) прямо пропорционален изменению линейной скорости фильтрации объема газа (Vср) за время (продолжительность, τ) прохождения газа через породу:
. (2.4)
Уравнение для количественной оценки коэффициента проницаемости горных пород при линейной фильтрации газа запишется следующим образом:
, (2.5)
где Р1 и Р2 – соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него, Па;
Qо – расход газа при атмосферном давлении Ро, м3/с Þ 
.
Таким образом, коэффициент проницаемости по газу рассчитывается по формуле:
. (2.6)
В международной системе измерений 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 коэффициента проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов.
В нефтепромысловой практике 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 1 кГ/см2 расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см3/сек. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД). Учитывая, что 1 кГ/см2 = ~105 Па, 1 см3 = 10-6 м3, 1 см2 = 10 -4 м2, 1 спз = 10-3 Па • сек, получим следующее соотношение:
.
Проницаемость пород нефтяных и газовых месторождений меняется от 0,001…3 ¸ 5 мкм2. Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью от 0,2…1 мкм2. Породы, имеющие проницаемость менее 0,03…0,5 мкм2, слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процесс фильтрации при существующих пластовых градиентах давлений.
Проницаемость песчаников обычно составляет 0,20 – 1,00 Д. Для алевролитов она изменяется от нескольких десятых до 0,02 – 0,03 Д.
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 водонасыщенности порового пространства породы, физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред.
Если часть пор занята какой-либо фазой, то 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 этих потоков изучается 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.
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 (необработанного 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.
Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Известно, например, что с уменьшением поверхностного натяжения нефти на разделе с водой снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате увеличиваются относительные проницаемости породы для жидкости.
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.
Определение абсолютной проницаемости
Проницаемость пористой среды можно определить по образцам, отобранным из пласта, или непосредственным исследованием пласта. Для оценки проницаемости кернов в основном применяются два метода. Первый метод предусматривает использование небольших цилиндрических образцов диаметром примерно 20 мм и длиной 25 мм. Метод применим для определения проницаемости выдержанного по составу и достаточно однородного пласта. Второй метод применяется на керне, отобранном непосредственно из скважины. Диаметр керна обусловлен типом колонкового долота, длина 30 – 50 см. В обоих случаях в качестве рабочего агента можно применять газ или любую жидкость, исключающую химическое взаимодействие с минералами породы.
Проницаемость абсолютная (физическая) характеризует проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условий:
· отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью, фаза химически инертна по отношению к породе;
Рис.2.1. Схема прибора для опреде-
ления проницаемости пород:
1 – кернодержатель; 2 – сосуд с водой;
3 – стеклянная трубка; 4 – вентиль
| · полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью. Для определения абсолютной проницаемости горных пород используются различные приборы. Принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы. Схема одного из упрощенных устройств для измерения проницаемости приведена на рис. 2.1. Прибор для определения проницаемости состоит из: · кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду; · устройства для измерения давления на входе и выходе из керна; · расходомеров; · приспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через образец породы. Различаются приборы тем, что одни из них предназначены для измерения проницаемости при больших давлениях, другие – при малых, третьи – при вакууме. |
Одни приборы используются для определения проницаемости по воздуху, другие – по жидкости.
Абсолютную проницаемость пород принято определять с помощью воздуха или газа. Состав газа на проницаемость пород заметно влияет только при высоком вакууме (когда столкновения молекул редки по сравнению с ударами о стенки пор, т.е. когда газ настолько разрежен, что средняя длина пробега молекул сравнима с диаметром поровых каналов).