vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.5.6 Виды проницаемости

При разработке нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрационных потоков: движение нефти или газа или совместное движение двух-, трехфазного потока одновременно. Поэтому

для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

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;

–полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью. Абсолютная проницаемость характеризует фильтрационную

способность горной породы для инертного в физико-химическом

отношении флюида.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются. Проницаемость фазовая (эффективная) – это проницаемость

пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или других фаз (газ– нефть, нефть–вода, вода–газ, газ–нефть–вода) независимо от того, находятся они в статическом состоянии (например, капиллярно- связанная

вода) или принимают участие в совместной фильтрации. Величина её зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств. При фильтрации смесей коэффициент

фазовой проницаемости намного меньше коэффициента абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость определяется отношением величины фазовой проницаемости к величине абсолютной для той же породы.

Относительные проницаемости (k', % или в долях) породы для нефти

и воды (газа аналогично) оцениваются как:

k'Н = (kН / k) ·100 %;		k'В = (kВ / k) · 100 %,	(1.39)
где kН и kВ – фазовые проницаемости для воды и нефти;
k – абсолютная проницаемость породы.
Фазовая	(эффективная),	относительная	проницаемости,

насыщенность горных пород определяются экспериментально. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и

35

(Sн).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

флюидов.

1.6 Насыщенность коллекторов

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

фаз.

Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью и характеризует

водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов. Из капиллярных пор и микротрещин вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Она может удерживаться молекулярно-поверхностными и капиллярными силами.

Таким образом, в пласте находится остаточная (погребенная) вода.

Количество остаточной воды (Sв.ост) связано с генетическими

особенностями формирования залежей нефти и газа. Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и, в частности, от содержания в них

глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и др. Обычно, для сформированных нефтяных месторождений остаточная

водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (SН), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от

"созревания" пласта, считается хорошим показателем.

Однако эта закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского,

Таллинского, Средневасюганского и др.

В пределах нефтяных залежей, большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур, к зоне водонефтяного контакта (ВНК) ее величина, как правило, может значительно снижаться. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

36

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы водой, нефтью и газом.

Водонасыщенность (SВ) характеризует отношение объёма открытых

пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определения для нефте- (SН) и газонасыщенности (SГ):

SB

VB

100%;

SH

VH

100%;

SГ

VГ

100%

,

(1.40)

V

V

V

пор

пор

пор

где VВ, VН, VГ

–

соответственно

объёмы воды, нефти

и газа в

поровом объёме (Vпор) породы.

От объёма остаточной воды зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст)

характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма остаточной воды:

Пст = Vсоб. пор – Vв. ост.

(1.41)

В зависимости от перепада давления, существующего в пористой среде, свойств жидкостей, поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость) не движется в порах. Её величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Динамическая полезная ёмкость коллектора (Пдин) характеризует относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте.

Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S = 1) или 100 %. То есть для нефтяных месторождений

справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1.	(1.42)
Для газонефтяных месторождений соответственно:
SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 – (SB + SH).	(1.43)
На практике насыщенность породы определяют в	лабораторных

условиях по керновому материалу в аппаратах Закса (см. лабораторный практикум) или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.

1.7 Зависимость проницаемости от насыщенности коллекторов

В условиях реальных пластов при разработке месторождений

37

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

возникают различные виды многофазных потоков:

–движение нефти и воды в нефтяных залежах;

–движение газированной нефти трехфазного потока нефти, воды и газа одновременно.

Характеры этих потоков изучены экспериментально. Результаты исследований обычно изображаются в виде графиков (диаграмм фазовых относительных проницаемостей) зависимости относительной проницаемости от степени насыщенности порового пространства различными фазами.

Движение смеси нефти и воды проиллюстрируем на примере

фильтрации нефти и воды через песок (рис. 1.20).

Если в несцементированном песке содержится 20 % воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю. Вода будет себя вести как неподвижная фаза за счет проявления капиллярных и молекулярно-поверхностных сил.

Рисунок 1.20 – Зависимость относительных проницаемостей песка для

нефти (1) и воды (2) от насыщенности водой порового

пространства

Вода удерживается в субкапиллярных и тупиковых (открытых, но не сообщающихся) порах, в местных контактах зерен, в виде неподвижных полимолекулярных пленок и микрокапель на поверхности породы.

При возрастании водонасыщенности выше порогового значения вода начинает участвовать в фильтрации. Как видно из приведенных зависимостей (рис. 1.20), при возрастании водонасыщенности до 30 % относительная проницаемость для нефти снижается в два раза. Если водонасыщенность песка достигнет 80 % (рис. 1.20) относительная проницаемость для нефти равна нулю. Остаточная нефть будет прочно удерживаться породой за счет капиллярных и молекулярно-поверхностных

сил. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной нефтенасыщенности (как неподвижной остаточной фазы) еще

38

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

выше.

Из выше сказанного следует, что при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений необходимо применять меры для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения.

Кроме того, при проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает водонасыщенность в призабойной зоне пласта (ПЗП), что значительно уменьшает относительную проницаемость пород для нефти и, как следствие, уменьшается дебит скважины, усложняется и удлиняется процесс освоения скважины. Водные фильтраты промывочных жидкостей имеют, как правило, гидрофильную природу, хорошо смачивают и прочно удерживаются породами пласта. Удаление их из ПЗП затруднено даже при повышенных депрессиях (разность между пластовым и забойным давлением).

Движение смеси жидкости и газа на примере их фильтрации через песок, песчаник, пористые известняки и доломиты проиллюстрировано на рисунках 1.21, 1.22.

Рисунок 1.21 – Зависимость относительной проницаемости песка (а) и пес чаника (б) для газа и жидкости от водонасыщенности

Анализ приведенных зависимостей отражает закономерности в движении жидкости и газа в различных типах коллекторов. При содержании в поровом пространстве до 30 % жидкости для песков, известняков, доломитов, а в песчаниках до 60 %, относительная проницаемость для жидкой фазы (k'Ж) равна нулю.

Относительная проницаемость для газа (k'Г) для песков, известняков и доломитов ~ 60 %, песчаников ~ 30 %. Жидкость с увеличением ее содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. То есть при обводнённости до 60 % из пласта можно добывать чистый газ.

39

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 1.22 – Зависимость относительной проницаемости пористых

известняков и доломитов для газа и жидкости от водонасыщенности

При газонасыщенности песка и песчаника до 10-15 %, известняка до 25–30 % газ остается неподвижной фазой. Относительная проницаемость

для него (k'Г) равна нулю. Однако наличие свободного газа, выделившегося из нефти в пласте, отрицательно влияют на условия ее фильтрации.

При небольших количествах свободного газа, находящегося в поровом пространстве, сильно снижается проницаемость среды для нефти.

Относительные проницаемости для жидкой фазы при газонасыщенности пород до 10-15 % снижаются для известняков и

доломитов до 22 %, для песков до 70 %, для песчаников до 60 %.

Движение смеси нефти, воды и газа проиллюстрировано на рисунке 1.23, где представлены результаты экспериментального исследования газо-водо-нефтяного потока при одновременном содержании

в пористой среде нефти, воды и газа в виде треугольной диаграммы. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения

порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух-

и трёхфазное движение.

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух- и трёхфазного потока.

40

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 1.23 – Области распространения одно- , двух- и трёхфазного

потоков, в которых содержится: 1 – 5 % воды; 2 – 5 % нефти; 3 – 5 % газа

При водонасыщенности до 25 % нефте-, газонасыщенность пород максимальная (45-75 %), а относительная фазовая проницаемость для воды

равна нулю. При увеличении водонасыщенности до 40 % фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении

водонасыщенности до 80 % фильтрация флюидов в пласте стремится к нулю.

При газонасыщенности меньше 10 % и нефтенасыщенности меньше 23 % в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10 % движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33-35 % фильтроваться будет один газ.

При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть.

Области, отвечающие двухфазным потокам (газ-вода, газ-нефть, вода–нефть), – промежуточные (заштрихованные), примыкают к сторонам

треугольника.

Область существования трехфазного потока (совместного движения в потоке всех трех фаз) выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 30 %.

41