Каталог

Помощь

Корзина

Фазовые проницаемости для нефти и воды. Лекция 3

Оригинальный документ?

Лекция 3

 

Фазовые проницаемости для нефти и воды

 

В породах нефтяных месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы ниже ее абсолютной проницаемости. В основном фазовая проницаемость является функцией насыщенности пористой cреды. При этом на фильтрационные характеристики породы существенное влияние оказывают: строение порового пространства, смачиваемость поверхности каналов фильтрации, химический состав и свойства жидкости на границах раздела фаз. Совместное двух- или трехфазное течение изучают экспериментально и представляют в виде зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности. Для определения значений эффективной проницаемости для нефти и воды при движении многофазных систем пользуются следующими соотношениями:

Формула 1

 

Формула 2

Формула 3

 

Эксперименты показали, что  фазовые проницаемости всегда меньше, чем абсолютные, даже если в пористой среде осуществляется однофазная фильтрация. Например, при остаточной водонасыщенности фазовая проницаемость для нефти ниже абсолютной. То же самое относится и к фазовой проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности.

Существует несколько методов измерения относительных фазовых проницаемостей. Наиболее точным считается измерение фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации нефти и воды. При этом воду и нефть (или ее аналог) нагнетают в образец с определенным соотношением расходов, добиваясь равенства их на входе и выходе при стабилизации перепада давления. Водонасыщенность пористой среды рассчитывают по формуле, предложенной специалистами ВНИИнефть:

                           

Изображение 4

 

или, если фазовые проницаемости выразить через долю воды в потоке жидкости:

 

или, если фазовые проницаемости выразить через долю воды в потоке жидкости

где fв ,DP - текущие значения доли воды в потоке и перепад давления. Кроме того, водонасыщенность пористой среды можно определить, измеряя электрическое сопротивление, если предварительно для изучаемых образцов установлена зависимость параметра насыщения (отношение электрического сопротивления частично водонасыщенной породы к сопротивлению ее при 100%-ной водонасыщенности) от коэффициента водонасыщенности и, если, минерализация воды не меняется в процессе эксперимента.

Другой метод основан на обработке результатов нестационарного вытеснения нефти водой при постоянном расходе или постоянном перепаде давления. В процессе эксперимента измеряют объемы закачанной воды и добытой нефти и измеряют перепад давления, а затем решается обратная задача теории фильтрации, когда по изменению водонасыщенности в выходном сечении образца определяется функция обводненности. 


По известной обводненности продукции вычисляется отношение фазовых проницаемостей от водонасыщенности в выходном сечении образца:

 

По известной обводненности продукции вычисляется отношение фазовых проницаемостей от водонасыщенности в выходном сечении образца  

 

Текущие значения функции насыщенности в выходном сечении вычисляются как: 

Текущие значения функции насыщенности в выходном сечении вычисляются как

 

Третий способ, который часто используется в практике лабораторных исследований, основан на анализе результатов капиллярометрии, является наименее точным В этом случае пористая среда моделируется пучком капилляров различного радиуса, а относительные фазовые проницаемости рассчитываются как: 

Третий способ, который часто используется в практике лабораторных исследований, основан на анализе результатов капиллярометрии, является наименее 

 

Формула 9,

 

Здесь t - извилистость каналов фильтрации. Для ее расчета обычно используют формулу Роуза-Уилли:

t2= mРп ,

где m - пористость; Рп - параметр пористости (отношение электрического сопротивления водонасыщенной породы к сопротивлению воды). Видно, что в последнем случае слишком много условностей и допущений, что не способствует повышению точности. Сравнение кривых фазовых проницаемостей, рассчитанных по кривым капиллярного давления и по результатам нестационарного вытесненияч нефти водой показало, что они близки лишь при малой вязкости нефти (<3 мПа×с). Таким образом, метод пригоден только для коллекторов с достаточно простым строением порового пространства, содержащих маловязкие неактивные нефти.

Сложное взаимодействие породы с фильтрующимися через нее жидкостями предопределяет своеобразие относительных фазовых проницаемостей в каждом конкретном случае. Исследование факторов, влияющих на характер относительных фазовых проницаемостей посвящены работы зарубежных и Российских ученых.

Рассматривая, например, влияние строения порового пространства на характер относительных фазовых проницаемостей, исследователи отмечают, что наиболее существенные различия наблюдаются для пород, относящихся к различным структурным типам. Ухудшение отсортированности песчаников или переход от мелко- к крупнозернистым песчаникам приводит к смещению зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности в сторону меньшей водонасыщенности.

С улучшением смачиваемости поверхности  водой увеличивается  фазовая проницаемость для несмачивающей фазы, а для воды наоборот снижается, что приводит к смещению кривых в сторону увеличения водонасыщенности. Эти отличия обусловлены различным характером распределения нефти и воды в поровом пространстве пород с различными физико-химическими свойствами поверхности. В гидрофильных породах вода, как смачивающая фаза, занимая более тонкие каналы, становится менее подвижной. К тому же она сильнее взаимодействует с гидрофильной поверхностью. Нефть в этом случае располагается на определенном расстоянии от стенок каналов фильтрации и может быть достаточно подвижной. Существенную роль при этом играет химический состав пород.

На характер зависимостей относительных фазовых проницаемостей оказывает влияние физико-химические свойства нефтей. Степень взаимодействия их с поверхностью пород и нагнетаемой водой определяется, в основном, наличием активных компонентов - асфальто-смолистых веществ, парафинов, смол. При вытеснении водой активных нефтей на границах раздела фаз образуются межфазные пленки различной прочности, снижающие относительную проницаемость для нефти. Адсорбция активных компонентов на поверхности пород приводит к их гидрофобизации, что также вызывает изменение относительных проницаемостей. Изменение реологических характеристик пластовых жидкостей, например, вследствие повышения температуры, приводит к изменению характера фильтрации и, соответственно, отражается на относительных проницаемостях для нефти и воды.

В последние несколько десятилетий широкое распространение получают физико-химические методы воздействия на пласт. Заводнение с растворами химреагентов это сложный процесс, сопровождающийся изменением компонентного состава фаз, гидродинамических параметров потоков и др. Например, растворы щелочей способны изменить характер смачиваемости поверхности пород, особенно терригенных, резко снижают поверхностное натяжение на границе с нефтью, образуют стойкие водонефтяные эмульсии.

Нагнетание оторочки раствора щелочи в терригенные породы приводит к расширению области двухфазной фильтрации, увеличению относительной проницаемости для нефти и снижению подвижности воды.  То есть, наблюдается картина, характерная для процесса гидрофилизации поверхности.

Щелочное заводнение в карбонатах чаще всего сопровождается лишь увеличением относительной подвижности нефти в то время, как относительная проницаемость для воды остается неизменной. Одной из причин этого возможно является отсутсвие изменений свойств поверхности карбонатов на границе с раствором щелочи. Поэтому изменение условий фильтрации здесь связано только со снижением межфазного натяжения и изменением  свойств самой нефти в ходе реакции содержащихся в ней активных компонентов со щелочью. Заводнение с другими химическими веществами по разному влияет на характер фильтрации нефти и воды.

Нагнетание оторочек растворов сульфонола НП-3 или алкилсульфоната в карбонатные породы вызывало изменения фазовых проницаемостей, характерные для щелочного заводнения в известняках. Закачка анионактивных ПАВ, композиций на их основе с гидроокисью натрия и НП-3 с кальцинированной содой в терригенные породы вследствие некоторой гидрофилизации поверхности кварцевых песчаников позволяет снизить подвижность смачивающей фазы. Проницаемость же для нефти остается неизменной.

Разное влияние на процесс фильтрации несмешивающихся жидкостей в поровом пространстве оказывают неионогенные ПАВ типа ОП-10, которые, адсорбируясь, в зависимости от характера первоначальной смачиваемости поверхности могут гидрофобизовать или, наоборот, гидрофилизовать ее.

Полимерное заводнение сопровождается снижением проницаемости пористой среды как для нефти, так и для воды. Соотношение величин этого снижения определяет эффективность или неэффективность полимерного заводнения с точки зрения механизма фильтрации пластовых жидкостей.

Таким образом, изучение характера фильтрации несмешивающихся жидкостей с помощью фазовых проницаемостей в комплексе с другими исследованиями может способствовать более глубокому пониманию механизма вытеснения нефти водой и растворами химических веществ. 

Относительные фазовые проницаемости при вытеснении нефти водой (1) и оторочкой раствора ПАА (2) из карбонатных пород

Относительные фазовые проницаемости при вытеснении нефти водой (1)  и оторочкой раствора ПАА (2) из карбонатных пород турнейского яруса Мишкинского месторождения (Кпр=0,484 мкм2)