МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ(ОФП)

Существуют прямые и косвенные методы определения ОФП. К прямым относятся лабораторные методы: 1) стационарной (установившейся) фильтрации и 2) вытеснения. К косвенным: расчетные методы по кривым капиллярного давления; по про­мысловым данным; по данным геофизических исследований .скважин. Для соблюдения геометрического подобия лабораторного моделирования Д. А. Эфрос рекомендует соблюдать, соотноше­ние:

где L — длина.

В экспериментах по стационарной фильтрации условие (6.33) может быть соблюдено применительно к элементу пласта (трубке тока), где существуют те же условия фильтрации, что и в лаборатории.

В лабораторных опытах по методу вытеснения приближен­ное подобие соблюдается экспериментальным подбором скоро­сти вытеснения так, чтобы сделать выполнимым условие (6.33). Выбранная скорость вытеснения будет зависеть от осо­бенностей изучаемого объекта.

На основании изучения образцов керна получают значения ОПФ, отображающие свойства конкретной породы. На рис. 29, а изображены усредненные кривые ОФП, полученные методом установившейся двухфазной фильтрации на коллекции образцов полимиктового песчаника АВ_2-3 Самотлорского нефтяного мес­торождения.

В силу специфического строения порового пространства кри­вые ОФП для нефти в этих породах разделились по абсолютной проницаемости. Зависимости ОФП для воды характеризуются одной кривой. Для того чтобы убедиться, что все кривые ОФП для нефти принадлежат одному литотипу, перестраивают кри­вые в нормированных координатах по способу, предложенному Р. Коллинзом. Нормированные значения водонасыщенности определяют:

где k_пр.нво и k_пр.вно — относительные проницаемости для нефти и воды соответственно при остаточных водо- и нефтенасыщении.

Кривые ОФП для нефти в нормированных координатах (см. рис. 29, б) описываются единой кривой. Сохранилась единой за­висимость ОФП для воды, что является признаком единого ли-тотипа изученной породы, имеющей одинаковую структуру пе­рового пространства. Последнее обстоятельство позволяет ис­пользовать лабораторные зависимости в нормированных коор­динатах для расчета ОФП образцов с различной абсолютной проницаемостью, но обладающих подобной структурой порового пространства.

На характер экспериментальных кривых ОФП помимо струк­туры порового пространства оказывают влияние также ряд дру­гих факторов: поверхностное и межфазное натяжения; гидро-фобность коллектора, температура; скорость фильтрации; изме­нение направления насыщения и др.

При снижении межфазного натяжения σфазовые проницае­мости незначительно возрастают и кривые ОФП поднимаются. Проницаемость для нефти существенно возрастает лишь при очень низких значениях о (менее 10^-3 Н/м). Увеличение σсу­жает диапазон совместного течения флюидов (Д. О. Амаефул, Л. Л. Хэнди, 1982 г.).

Гидрофобизация коллекторов в природных условиях обу­словлена адсорбцией на поверхности породы полярных компо­нентов нефти и битумоидов. С увеличением гидрофобности по­верхности пересечение кривых ОФП смещается влево, в сторо­ну более низких водонасыщений (рис. 30). В соответствии с этим относительная проницаемость для воды существенно воз­растает, а для нефти — снижается. Кроме того, отношение отно­сительной проницаемости для нефти при остаточном водонасы­щений (k_пр.нво) к относительной проницаемости для воды при остаточном нефтенасыщении (k_пр.вно), равно 0,3 в гидрофиль­ных коллекторах и близко к I в гидрофобных (С. Г. Раза, Л. Е. Трейбер, Д. Л. Арчер).

С увеличением температуры уменьшается поверхностное на­тяжение, изменяется межфазное натяжение, увеличивается гидрофильность. породы. С увеличением температуры ОФП для нефти растет, а для воды изменяется в ту или другую сторону (кривые ОФП смещаются в сторону повышенных водонасыще­ний, особенно при низком межфазном натяжении), ОФП для газа практически не изменяются от температуры.

Значения ОФП с увеличением скорости фильтрации возрас­тают. И хотя физическая сторона этого явления не совсем ясна, опыты по определению ОФП рекомендуется проводить на ско­ростях фильтрации, близких к пластовым условиям конкретно­го месторождения.

Cо скоростью фильтрации связано возникновение так назы­ваемых концевых эффектов — повышение насыщенности кернов смачивающей фазой (водой) на выходном конце, а также на стыках составного образца. С увеличением скорости фильтра­ции концевой эффект снижается (Т. Т. Ричардсон и др.). Эти обстоятельства требуют использования длинных образцов (в ко­торых концевые образцы играют роль насадок, а измерение производится в центре) и тщательной пришлифовки образцов.

Процесс вытеснения несмачивающей фазы (нефти) смачи­вающей (водой) называют впитыванием жидкости, обратный процесс — вытеснение воды нефтью — дренированием. При по­следовательном проведении этих двух процессов на кривых ОФП наблюдается гистерезис, объясняющийся неадекватным распределением нефти в порах при течении этих процессов. Особенно заметен гистерезис кривых ОФП для несмачивающей фазы (нефти).

Трехфазная фильтрация (нефть, газ и вода) может иметь место при разработке месторождений нефти на поздней стадии, газовых месторождений с нефтяной оторочкой, при закачке га­за или водогазовых смесей в нефтяной пласт.

Результаты экспериментальных исследований трехфазной фильтрации весьма немногочисленны (М. К- Леверетт, В. Б. Левис, 1941 г.; Б. Н. Коудел и др., 1951 г; С. А. Кундин, 1960 г.; С. Н. Пирсон и др., 1964 г.; В. А. Иванов, 1965 г.).

Результаты измерений относительных проницаемоетей при трехфазной фильтрации принято изображать в виде треуголь­ных диаграмм (рис. 31) или задавать в виде таблиц.

Результаты большинства из указанных выше авторов каче­ственно согласуются с первыми данными М. К- Леверетта на насыпном грунте, которые сформулированы следующим обра­зом:

проницаемость для воды зависит только от водонасыщенности;

проницаемость для нефти и газа зависит от насыщенности всех трех фаз;

проницаемость для газа в трехфазной системе несколько ни­же, чем при той же газонасыщенности в двухфазной системе;

проницаемость для нефти в трехфазной системе может быть больше или меньше ее проницаемости в двухфазной системе при тех же коэффициентах нефтенасыщения;

фазовые проницаемости для нефти, газа и воды не зависят от вязкости нефтяной фазы;

существует сравнительно небольшая область, в которой про­исходит фильтрация всех трех фаз.

В количественном отношении результаты разных авторов существенно отличаются. Очень много еще неясного в механиз­ме трехфазной фильтрации.

Таким образом, для повышения достоверности лаборатор­ных определений ОФП исследования необходимо проводить с соблюдением всех критериев подобия натурных и лаборатор­ных условий. С этой целью должны использоваться естествен­ные керны пород, натуральная нефть и модель пластовой воды, природные давление и температура.

В расчетных методах используется уравнение У. Пурсела, устанавливающее связь между проницаемостью k_пр пористо­стью k_п и кривой капиллярного давления p_K = f(k_B):

где σ — поверхностное натяжение; θ — угол смачиваемости; λ —- литологический коэффициент, определенный Н. Бурдайном как относительная извилистость поровых каналов.

Методика расчета ОФП по кривым капиллярного давления сводится к следующему. Экспериментально определенные кри­вые капиллярного давления p_K=f(k_B) перестраиваются графи­чески в функцию 1/p²_K = f(k_B) (рис. 32).

Для выбранных значений k_B рассчитывают значения интег­ралов в формулах (6.37). Значения искомых интегралов соот­ветствуют площади под кривой 1/р²_к=/(k_в) для заданных пре­делов интегрирования. Затем, задаваясь величинами k_в.ои k_н.о, определяют ОФП.

Капиллярные кривые можно использовать для вычисления ОФП по более сложным трехмерным сеточным моделям (Фэтт, Ентов и Чен-Син, Саффман, Николаевский). Однако в этом случае требуются вычислительные программы.

В методах определения ОФП по промысловым и геофизи­ческим данным много неоднозначности и они не получили ши­рокого распространения.