Закон Дарси, которому подчиняется фильтрация флюидов в пористой среде, основывается на допущении, что в пласте присутствует только один флюид и что он полностью насыщает породу. Однако в природе поровое пространство коллектора содержит в различных количествах газ, нефть и воду, причем каждый из этих флюидов препятствует течению других. Если флюид насыщает породу не полностью, как это обычно и наблюдается в естественных условиях, то способность породы проводить его в присутствии других флюидов называется эффективной проницаемостью породы для данного флюида [14]. Эффективная проницаемость для воздуха, газа, нефти и воды обозначается соответственно как ka, kg, kо и kw ¹. Установлено, что каждое данное значение насыщенности2 пласта любым из перечисленных флюидов имеет постоянную зависимость от эффективной проницаемости; если один из этих параметров меняется, пропорционально ему изменяется и другой. Однако эта зависимость различна для разных пород и должна быть определена экспериментальным путем. На нее оказывают влияние, очевидно, такие факторы, как разбухание глинистых частиц, наличие адсорбционных пленок, гидрофобных и гидрофильных поверхностей, присутствие в пласте других несмешивающихся флюидов и давление газа.
|
|
Отношение между эффективной проницаемостью для данного флюида при частичной насыщенности и проницаемостью при 100%-ной насыщенности (абсолютная проницаемость) называется относительной проницаемостью [15]. Она обозначается как kg/k, kо/k и kw/k (или как соответственно для газа, нефти и воды и колеблется от нуля при низкой насыщенности до 1,0 при 100%-ном насыщении. Иными словами, относительная проницаемость - это отношение количества какого-либо флюида, которое фильтруется через породу при определенной степени насыщения и в присутствии других флюидов, к тому его количеству, которое могло бы профильтроваться при том же градиенте давления и наличии тех же флюидов в случае 100%-ной насыщенности. Поскольку поровое пространство всех природных резервуаров заполнено газом, нефтью и водой в различных пропорциях, относительная проницаемость породы-коллектора для одного из этих флюидов зависит от количества (насыщения) и природы других присутствующих в пласте флюидов. При исследованиях коллекторских свойств пород фактически всегда необходимо пользоваться относительной проницаемостью, а не проницаемостью для какого-либо отдельно взятого флюида. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом, пока, наконец, при полном насыщении не будет достигнуто максимальное значение k.
|
|
Относительную проницаемость следует определять экспериментально для каждой породы при различных комбинациях насыщения ее отдельными флюидами. В процессе эксплуатации залежи эти соотношения непрерывно меняются. На фиг. 4-5 и 4-6 [16] показаны типичные графики изменения относительной проницаемости, в основных чертах отражающие характер этого явления. Из фиг. 4-5 видно, что порода непроницаема для нефти, пока ее нефтенасыщенность не станет равной 30% или превысит эту цифру.
¹Предлагается (API RP № 27, р. 4) стандартизировать символизацию записи эффективной проницаемости. Так, k0 (60, 13) должно означать эффективную проницаемость среды для нефти (в миллидарси или дарси) при ее нефтенасыщенности, равной 60%, водонасыщенности. равной 13%, и газонасыщенности, составляющей 27%. Концентрация газа устанавливается по разности между 100%-ной насыщенностью среды и суммарной концентрацией воды и нефти. Тогда kw (50, 40) означает эффективную проницаемость среды для воды при 50%-ной нефтенасыщенности, 40%-ной водонасыщенности, 10%-ной газонасыщенности.
²Насыщенность определяется отношением объема флюида в породе к общему объему пор.
Причина такого явления заключается в том, что нефть сначала преимущественно смачивает поверхности минеральных частиц породы; она прилипает к ним, заполняя при этом наиболее мелкие пустоты (см. также стр. 416-421, где рассматривается смачиваемость пород, капиллярное давление). В этот период, когда относительная газопроницаемость породы колеблется в пределах 1,0-0,63, газ
Фиг. 4-5. Типичная зависимость относительной проницаемости от изменений насыщенности пород газом и нефтью.
перемещается свободно. Другими словами, пока нефтенасыщенность породы не достигнет 30 %, а ее газонасыщенность колеблется между 100 и 70 %, только газ может проходить через породу. В точке пересечения кривых
Фиг. 4-6. Типичная зависимость относительной проницаемости от изменений насыщенности пород водой и нефтью.
относительная проницаемость одинакова для газа и нефти, и оба эти флюида фильтруются через породу в равной степени хорошо. Выше этой точки нефтенасыщенность достигает 100 %, и относительная проницаемость породы для нефти возрастает до 1,0 (величина, отражающая к породы). При этом газонасыщенность породы снижается до нуля.
Диаграмма, приведенная на фиг. 4-6, отличается от только что описанной тем, что смачивающей жидкостью здесь является не нефть, а вода. Во всех пустотах породы всегда содержится некоторое количество остаточной воды; однако, как следует из диаграммы, вода не начинает просачиваться сквозь породу, пока водонасыщенность не превысит 20%. При низкой водонасыщенности вода находится в породе в связанном или «погребенном» состоянии, при этом она преимущественно смачивает поверхности минеральных частиц породы и заполняет более мелкие поры (о связанной и погребенной воде см. на стр. 149-153: глава 5, классификация вод нефтяных месторождений, А.Ф.). По мере возрастания водонасыщенности от 5 до 20 % нефтенасыщенность породы снижается от 95 до 80 %. Вплоть до этого момента порода пропускает только нефть и совершенно непроницаема для воды. В точке пересечения кривых при 56 %-ной водо- и 44 %-ной нефтенасыщенности относительная проницаемость породы равнозначна для обеих жидкостей, и обе они одинаково хорошо проходят через породу. Когда водонасыщенность превосходит этот уровень, вода начинает фильтроваться более свободно, а нефтенасыщенность постепенно снижается; примерно при 10 %-ной нефтенасыщенности нефть прекращает движение, иначе говоря, порода в этом случае становится непроницаемой для нефти и через нее может фильтроваться только вода.
Соотношения, отраженные на приведенных диаграммах (фиг. 4-5 и 4-6), широко используются при решении задач, связанных с движением флюидов в проницаемых породах. Вероятно, наиболее важным аспектом их применения в геологии нефти и газа является вывод о том, что для начала движения в породе несмачивающего флюида необходима, по крайней мере, 5- 10 %-ная насыщенность, а для смачивающих жидкостей она должна составлять не менее 20-40 %. Это означает, что для нефти и газа (как несмачивающих флюидов) должно быть достигнуто насыщение порового пространства минимум в 5-10 %, прежде чем они смогут начать перемещаться в водонасыщенной породе и скапливаться в залежи (при условии, конечно, что эти закономерности, установленные лабораторным путем и на протяжении времени существования залежей нефти и газа, можно экстраполировать на процессы, длительность которых исчисляется геологическим временем). Кроме того, приведенные диаграммы позволяют сделать вывод, что в каждой нефтяной залежи породы характеризуются остаточной нефтенасыщенностью, равной 5-10 %, и это количество нефти нельзя извлечь обычными методами эксплуатации. Эти вопросы будут рассмотрены более подробно ниже, при описании процессов миграции и аккумуляции углеводородов (глава 12).
|
|