Q5 = Q4 + Q1 = 1,688 + 0,0025 = 1,6905 (см3/с).
По сравнению с первым случаем дебит увеличится в 675 раз.
Пример свидетельствует о большом влиянии наличия каналов и особенно трещин в породе на объём фильтрующейся жидкости.
На практике проницаемость породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.
3.2.5. 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 условиях:
1. отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью, фаза химически инертна по отношению к породе;
2. 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 %, (3.35)
где: kН и kВ - фазовые проницаемости для нефти и воды;
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 флюидов.
3.2.6 Методы определения проницаемости
Известны три группы методов в определении проницаемости коллекторов:
1) лабораторные (по кернам);
2) гидродинамические (по результатам исследования скважин на приток);
3) геофизические (опосредствованные через лабораторные данные). Следует иметь в виду, что проницаемость горных пород зависит от
многих факторов - горного давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и т.д. Например, газопроницаемость коллектора при давлениях низких (близких к атмосферному) существенно выше проницаемости пород даже для неполярных углеводородных жидкостей, которые практически не взаимодействуют с породой. Иногда проницаемость некоторых пород для газа при атмосферных условиях превышала их проницаемость при давлении 10 МПа в два раза.
Но с увеличением температуры среды газопроницаемость породы уменьшается: по данным Н.С. Гудок, рост температуры с 20 до 90° С может сопровождаться уменьшением проницаемости на 20 - 30 %.
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.
Для обеих установок разработаны технические условия ведения работ (см. лабораторный практикум).
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 за ния 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:
(3.36)
где: Q - дебит скважины до остановки;
h - эффективная работающая толщина пласта;
- пьезопроводность пласта;
гс - радиус скважины (с учетом ее гидродинамического несовершенства);
t - время после остановки. Преобразованный график забойного давления в системе координат Рзаб(t) - ln t (линаризация кривой) позволяет по угловому коэффициенту i и отрезку А на оси Р рассчитать параметры: гидропроводности
(3.37)
и относительной пьезопроводности
(3.38)
Подставив в (3.37) 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:
(3.39)
где: Рлл - пластовое давление на период исследования скважины; Р3аб - забойные давления соответствующих режимов работы скважины;
RK - 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);
гс - радиус гидродинамически несовершенной скважины (с учетом несовершенства ее по степени вскрытия и по характеру вскрытия пласта); методика данных исследований излагается в специальных курсах. Следует иметь в виду, что проницаемость по формуле Дюпюи характеризует узкую призабойную 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).
3.3 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 (Sн).
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 (см. ниже). Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и других.
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, Талинского, 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.
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 определение для нефте- (SН) и газонасыщенности (SГ):
, (3.40)
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.. (3.41)
В зависимости от перепада давления, существующих 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. (3.42)
Для газонефтяных месторождений соответственно:
SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 - (SB + SH). (3.43)
На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.
3.4. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов
В условиях реальных пластов при разработке месторождений возникают различные виды многофазных потоков:
1. движение нефти и воды в нефтяных залежах;
2. 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. 3.9).
Рис. 3.9. Зависимость относительных проницаемостей песка для нефти (1) и воды (2) от насыщенности водой порового пространства
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.
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 и др.
При возрастании водонасыщенности выше порогового значения, вода начинает участвовать в фильтрации. Как видно из приведенных зависимостей (рис. 3.9), при возрастании водонасыщенности до 30 %, относительная проницаемость для нефти снижается в два раза. Если водонасыщенность песка достигнет 80 % (рис. 3.9) 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 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).