Методы определения относительной фазовой проницаемости

где S_го - остаточная газонасыщенность, соответствующая пластовым условиям, доли единицы (остальные обозначения приведены выше).

При проведении эксперимента по определению ОФП для системы нефть-газ-вода число опытов (режимов) существенно возрастает и может быть различным в зависимости от задач исследований.

Значения фазовых и относительных проницаемостей определяются из уравнения Дарси как и для случая двухфазной фильтрации, причем расчеты значительно упрощаются, если расходы фаз замеряются при рабочем давлении по показаниям прессов.

Для качественной оценки полученных результатов строят тройные диаграммы, а для дальнейшего использования данных об ОФП в технологических расчетах результаты представляются в виде двухпараметрических таблиц.

Оценка ОФП для системы нефть-газ-вода по данным о двухфазной фильтрации

Экспериментальное определение фазовых проницаемостей по керну для случая трехфазного насыщения позволяет получить наиболее достоверные результаты, однако этот процесс является сложным и трудоемким. Вместе с тем для оценки ОФП при трехфазном насыщении можно воспользоваться данными о двухфазной фильтрации, полученными для систем нефть-вода и газ-вода, экспериментальное определение которых значительно проще.

Известен рад эмпирических зависимостей, позволяющих оценивать относительные фазовые проницаемости для нефти, газа и воды при различном их соотношении. Наилучшее согласие с известными экспериментальными данными дают расчеты, выполненные по модели, предложенной Х.Л. Стоуном (1973 г.).

При этом предполагается, что при трехфазном насыщении породы фазовая проницаемость для воды (смачивающая фаза) и фазовая проницаемость для газа (несмачивающая фаза) являются функциями только их собственных насыщенностей, поскольку они занимают в поровом пространстве коллектора соответственно наименьшие и наибольшие поры. Данное предположение подтверждается результатами экспериментов, проведенных на образцах песчаников.

Вследствие этого значения относительных проницаемостей для воды и газа как функции их собственных насыщенностей будут одинаковыми как при двухфазном, так и при трехфазном насыщении порового пространства. Относительная проницаемость для нефти в случае трехфазного насыщения будет зависеть не только от собственной насыщенности, но и от соотношения насыщенностей газом и водой.

Определение ОФП для нефти при трехфазном насыщении по данным об ОФП для двухфазного течения сводится к следующему.

Для системы нефть-вода определяются соответствующие зависимости ОФП:

Верхний индекс «в' в формуле означает, что величина ОФП для нефти определялась для системы нефть - вода.

Определяются также ОФП для системы газ - нефть при остаточном неизменяемом насыщении водой:

Тогда зависимость ОФП для нефти от насыщенности водой и газом можно рассчитать по формуле:

где К_нво - относительная проницаемость для нефти в системе нефть - вода при остаточном водонасыщении;

S_но - параметр остаточной нефти.

Поскольку количество остаточной нефти будет различным в зависимости от того, чем будет вытесняться нефть (водой или газом), то необходимо коррелировать величину S_но в зависимости от степени газонасыщения. В первом приближении можно воспользоваться следующим уравнением:

где - остаточное нефтенасьпцение, полученное соответственно для систем нефть-вода и нефть-газ.

При S_г = 0°С б= 1, при S_в = S_вo б= О; в связи с этим .

Таким образом, на основании экспериментальных данных по двухфазной фильтрации для систем нефть-вода и нефть-газ, используя соотношение (31) можно рассчитать относительную проницаемость для нефти при трехфазном насыщении.

3. Использование данных о фазовых проницаемостях нефти и газа

Как уже отмечалось, данные об ОФП находят применение при решении широкого круга нефтепромысловых задач (оценки кондиций переходных зон пластов, анализа разработки, расчета технологических схем и методов контроля разработки нефтяных пластов, прогнозирования характера притока при испытании скважин и обоснования кондиционных пределов петрофизических свойств коллекторов и др.). Остановимся на рассмотрении некоторых из них.

Данные об ОФП характеризуют объем порового пространства, обеспечивающий проницаемость. Они позволяют оценить величину динамической пористости, т.е. объем пор, в котором осуществляется фильтрация.

Актуальным является использование данных об ОФП для установления геофизических критериев продуктивного коллектора и прогнозирования характера притока из пластов.

На основании изучения образцов керна получают значения ОФП, отображающие конкретные свойства исследованных образцов. Если изучаемый пласт рассматривается как однородный, то необходимо произвести осреднение значений ОФП, полученных по керну.

Одним из приемов осреднения может служить следующий подход (Крейг Ф.Ф., 1974). Для получения средней кривой ОФП по семейству кривых определяют среднеарифметические значения насыщенности для одинаковых значений относительных проницаемостей и с учетом средних значений насыщенности остаточной водой и остаточной нефтью строят кривую ОФП для средней проницаемости пласта.

Часто в экспериментах не удается достичь значения остаточной водонасыщенности, соответствующей пластовому значению. Для корректировки экспериментальных данных ОФП служит способ, предложенный в работе Оуэнса и Арчера.

При этом считается, что ОФП для нефти достигает значения 1,0 при пластовом значении S_во. Значения ОФП для воды и остаточной нефтенасыщенности (S_но), полученные экспериментально, соответствуют пластовым значениям. Откорректированные кривые ОФП для пласта по форме подобны экспериментальны м.

Другой способ сравнения данных ОФП, полученных для различных литологических типов пород, предложен Р. Коллинзом (1964 г.). Согласно этому методу кривые ОФП строятся в нормированных координатах. Нормированные значения водонасыщенности определяются из выражения:

Соответствующие нормированные значения ОФП имеют вид:

где K_нво и K_вно - относительные проницаемости для нефти и воды соответственно при остаточной водо- и нефтенасыщении.

Тогда ОФП, полученные для образцов, обладающих подобной структурой порового пространства, в нормированных координатах будут описываться единой кривой.

На рис. 3 а) приведены зависимости ОФП от водонасыщенности для образцов песчаника из пластов АБ_2-3 Самотлорского месторождения. Положение кривых ОФП для нефти на графике определяется абсолютной проницаемостью образцов. Зависимости ОФП для воды характеризуются одной кривой.

Перестроив полученные кривые в нормированных координатах (рис. 15,6) можно отметить, что в этом случае экспериментальные точки, характеризующие ОФП различных образцов, аппроксимируются едиными кривыми как для нефти, так и для воды. Это свидетельствует о том, что структуры порового пространства исследованных образцов подобны.

Последнее обстоятельство позволяет использовать зависимости ОФП, построенные в нормированных координатах, для расчета ОФП образцов с абсолютной проницаемостью, отличных от исследованных и обладающих подобной структурой порового пространства.

Зависимости ОФП от насыщенности являются исходными данными при расчете технологических показателей разработки месторождений нефти и газа. В частности, при многофазной фильтрации необходимы ОФП для системы нефть - газ - вода либо ОФП для нефти и газа при остаточной водонасыщенности в комплексе с ОФП для нефти и воды в присутствии остаточного газа.

При использовании ОФП в гидродинамических расчетах показателей разработки необходимо учитывать неоднородность пласта.

Наиболее правильно определять ОФП для условий каждого пропластка (объекта разработки). Однако это требует больших затрат времени на экспериментальные работы и, кроме того, необходимого количества представительного керна из всех пропластков.

Заключение

Наиболее достоверные данные об ОФП коллекторов позволяет получить метод стационарной фильтрации с использованием естественных кернов пород, проведенный при пластовых условиях, поскольку в этом случае в процессе опыта имеется возможность контролировать все переменные, оказывающие влияние на фазовые проницаемости. Этот метод следует рассматривать как базовый по сравнению с другими. Однако определение ОФП по керну в условиях, моделирующих пластовые, требует создания сложных лабораторных установок, и, кроме того, это трудоемкий и длительный процесс.

Целесообразность использования того или иного метода определения ОФП диктуется необходимой точностью решения конкретной задачи.

На данный момент не разработано универсальной математической модели для расчета технологических показателей разработки. На различных стадиях изученности месторождения целесообразно применять математические модели, соответствующие уровню изученности и обеспечивающие необходимую точность. Так, на этапе проектирования разработки и на первых стадиях освоения месторождения, когда используются модели одномерной фильтрации, достаточную информацию о пласте несут ОФП, рассчитанные по результатам испытания скважин.

На разбуренных участках, когда имеется возможность создания достоверной геологической модели, для расчетов показателей разработки предпочтительнее использовать трехмерные модели фильтрации, особенно при сложном геологическом строении и сильной изменчивости свойств коллекторов. В этом случае для модельных расчетов должны применяться ОФП, измеренные на представительном керне, отображающем по возможности все литологические типы коллекторов.

Наименее изученным остается вопрос об относительных фазовых проницаемостях при фильтрации нефти, газа и воды. Это определяет направление дальнейших исследований в изучении фазовых проницаемостей коллекторов.

Список литературы

1. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Черноглазов В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. - М.: ВНИИОЭНГ, 1988.

2. Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Юрчак В.П., Иванова Л.Б. ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. - Москва, 1989.

3. А.с. 602827 СССР. Методика оценки смачиваемости горных пород по краевому углу смачивания.

4. Абасов М.Т., Таиров Н.Д., Алиева Ш.М. Влияние температуры на относительные фазовые проницаемости для нефти и газа // Азерб. нефт. хоз-во. - 1986. - №6.

5. Колмогоров В.Ф. Методика и аппаратура для определения относительных фазовых проницаемостей // Вопросы интенсификации разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. - Тюмень, 1986.

6. Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Покровский В.В. Методика экспрессного определения фазовых проницаемостей при установившемся совместном течении нефти и газа // Нефт. хоз-во. - 1984. - №11.

7. Кропотов О.Н., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Методика оценки характера насыщенности пластов и прогнозирования состава притока по данным каротажа // Геология нефти и газа. - 1983. - №2.

8. Оганджанянц В.Г., Балова Л.В., Баишев А.Б. Влияние соотношения физико-химических и гидродинамических сил на фазовые проницаемости полимиктовых пород - М., 1985.

9. Батурин Ю.Е. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений Западной Сибири, - М., 1983.

10. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. - Л.: Недра, 1985.

11. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1983.

Размещено на Allbest.ru