Какие фильтрационно емкостные свойства

На процесс фильтрации оказывают влияние свойства, как коллектора, так и движущейся по нему жидкости. Общепринято характеризовать однородный изотропный пласт толщиной , пористостью , проницаемостью сжимаемостью , водонасыщенностью .

В свою очередь, пластовая жидкость, заполняющая поры коллектора, характеризуется плотностью , вязкостью , сжимаемостью , и напряжением сдвига . С учетом условий залеганий и эксплуатации месторождения, перечисленные выше характеристики, сами могут быть функциями давления и температуры.

Перечисленные выше фильтрационные параметры пласта и жидкости представлены, рис.4.1, где показаны общеупотребительные комбинации между ними, характеризующие среду в целом и определяемые непосредственно гидродинамическими методами исследований.

Вначале рассмотрим комплексные параметры, далее – отдельные их составляющие.

Коэффициент гидропроводности

Величина коэффициента гидропроводности пласта определяет фильтрационно-емкостные свойства пласта и вычисляется по формуле:

, (4.1)

здесь – коэффициент гидропроводности, мкм2×см/мПа×с.

Коэффициент определяется непосредственно при исследовании скважин методом снятия кривой восстановления или падения давления. По величине этого параметра можно сравнивать характеристики различных продуктивных пластов. Чем выше гидропроводность, тем при прочих равных условиях будут более высокие дебиты.

Иногда для проведения некоторых расчетов вычисляют производные от коэффициента гидропроводности:

– коэффициент подвижности , мкм2/мПа×с

– коэффициент проводимости , мкм2×см.

Коэффициент пьезопроводности

Коэффициент пьезопроводности пласта характеризует его способность к передаче возмущений (изменений давления) по пласту, вызываемых изменениями режима эксплуатации скважин.

Чем больше величина , тем быстрее передается импульс давления по пласту от возмущающей скважины к реагирующей. Для однородного пласта величина определяется расчетным путем из выражения:

1. Для нефтяных залежей

, (4.2)

2. Для газовых залежей

, (4.3)

где – коэффициенты сжимаемости жидкости и пласта, 1/МПа;

– эффективная пористость, д.е.;

– вязкость жидкости и газов при пластовом давлении, мПа·с;

– пластовое давление, МПа.

Порядок величины для реальных пластов, насыщенных только жидкостью, изменяется в широком диапазоне (от 10-2 до 10м2/с). Для газовых пластов из-за большой сжимаемости газов эта величина примерно на порядок меньше. Коэффициент пьезопроводности определяется непосредственно при проведении гидропрослушивания между скважинами.

Коэффициент относительной пьезопроводности.

Определяется отношением вида , по результатам исследования скважин методом восстановления давления. Входящий в этот компонент параметр это приведенный радиус скважиныхарактеризует степень вскрытия пласта и состояние призабойной зоны скважины. Определив по результатам гидропрослушивания или, например, расчетным методом, можно оценить приведенный радиус скважины .

Коэффициент емкости пласта

Коэффициент емкости пласта на единицу площади вычисляется по формуле:

, (4.4).

Коэффициент продуктивности

Коэффициент продуктивности определяет добывные возможности скважины при снижении забойного давления на 1 МПа. Согласно уравнению Дюпюи для радиального притока жидкости коэффициент продуктивности скважины:

, (4.5)

где – коэффициент продуктивности, м3/сут·МПа.

Коэффициент продуктивности – комплексный параметр, имеющий физическую размерность, общую с размерностью гидропроводности , включает в себя дополнительное влияние геометрических размеров скважины , дренируемый радиус пласта , то есть большое количество факторов, влияющих на производительность скважины. Вышеизложенное подтверждает, что гидродинамические методы исследований, в основном, определяют только комбинации параметров и не дают прямых методов их определения.

Если возникает необходимость выделить какой-либо отдельный параметр из комплекса, например, проницаемость из гидропроводности или продуктивности, необходимо иметь дополнительные сведения, характеризующие емкостные, коллекторские и упругие свойства пласта, а также физико-химические и термодинамические свойства жидкостей и газов, насыщающих пласт.

Пористость

Емкостные свойства характеризуются так называемой пористостью (коэффициентом пористости). Различают абсолютную и эффективную пористость.

Абсолютной пористостью называется отношение суммарного объема пор к полному объему породы :

, (4.6)

здесь – абсолютная пористость.

Отношение объема открытых пор к объему всей породы называется открытой (эффективной) пористостью :

. (4.7)

При решении многих задач разработки нефтяных и газовых месторождений используется характеристика, называемая динамическойпористостью коллектора . Эта величина определяется как отношение объема пор породы , по которым жидкость или газ способны двигаться, к объему всей породы :

. (4.8)

Динамическая пористость определяется удельным объемом пор, которые осваиваются текущей жидкостью: нефтью и следующей за ней водой. Динамическая пористость может быть много меньше открытой, вследствие чего скорость движения меченых частиц достигает 5‑6 км/сут, а каналы жидкости образуют ручейки, разбивающие поровое пространство на нефтенасыщенные “островки”, блоки, из которых нефть постепенно попадает в ручейки под действием капиллярных сил.

Проницаемость

Под проницаемостью понимается способность коллектора пропускать жидкость или газ. Различают понятияабсолютной, фазовой и относительной проницаемости.

Абсолютная проницаемость определяет фильтрационную характеристику пористой среды и остается постоянной независимо от движения по пласту воды, нефти и газа. Абсолютная проницаемость определяется в основном в лабораторных условиях по керну (газо- или воздухопроницаемость).

Фазовой (эффективной) проницаемостью называется проницаемость пласта для данной фазы при движении в порах многофазных смесей (смеси нефти, воды и газа или нефти и воды) .

Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью данной фазы:

. (4.9)

Проницаемость, определяемая по данным гидродинамических исследований, является в основном фазовой. Она определяется расчетным путем по коэффициенту гидропроводности пласта , полученной путем обработки результатов исследований методом неустановившихся режимов фильтрации:

, (4.10)

или по методу установившихся отборов:

, (4.11)

где h – коэффициент продуктивности скважины;

m – вязкость нефти, (воды или смеси воды и нефти);

– работающая толщина пласта;

– объемный коэффициент нефти (смеси);

– функция, зависящая от системы разработки, геометрических размеров скважины и качества вскрытия пласта.



Ёмкостно-фильтрационные свойства пород. Основными физическими параметрами, которые определяют ёмкостно-фильтрационные свойства (ЁФС) коллекторов, являются пористость, проницаемость и водонасыщеность.

Пористость горных пород. Пористость породы – это её свойство, которое определяет ёмкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную. В практике используются также различные коэффициенты пористости.

Общая (абсолютная, полная, физическая) пористость – это суммарный объем всех пор, каверн и трещин. Коэффициентом общей пористости кп соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот vп к общему объему породы v:

кп = vп / v.

Открытая пористость – это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы.

Эффективная (динамическая, полезная) пористость. Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость – это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи. Неэффективными являются изолированные и сообщающиеся субкапиллярные поры.

Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.

Пористость осадочных пород меняется в широких пределах. В несцементированных песках общая пористость достигает 45 %, а открытая – 40 %, у глин пористость лежит в пределах 45-50 %. Нижний предел пористости у нефтеносных песчаников обычно составляет 6-8 %. При меньшем значении они теряют коллекторские свойства.

Проницаемость горных пород. Если пористость обусловливает ёмкостные свойства коллектора, то проницаемость – его пропускную способность и, следовательно – коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Различие этих параметров характеризует такой пример. Пористость глин может превышать пористость песков, однако глины практически лишены проницаемости, поскольку их пористость образована тонкими субкапиллярными порами. Вследствие этого они не могут пропускать и отдавать содержащиеся в них флюиды.

Для оценки проницаемости горных пород используют линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

,

где υ – скорость линейной фильтрации, м/с;

Q – объемный расход жидкости в единицу времени, м3/с;

F – площадь фильтрации, м2;

η – динамическая вязкость жидкости, 1 Па·с;

Δр – перепад давления, Па;

L – длина участка фильтрации (пористой среды), м.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости:

.

В Международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности:

[L] = м; [F] = м2; [Q] = м3/с; [р] =Па; [η] = Па·с.

Следовательно,

.

При L = 1 м; F = 1 м2; Q = 1 м3/с; р =1 Па и η = 1 Па·с получим значение коэффициента пропорциональности k = 1 м2.

Таким образом в Международной системе СИ за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость пористой среды, в которой при фильтрации через её образец площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с.

Коэффициент проницаемости k имеет размерность площади (м2). Его физический смысл характеризует общую площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

Обычно коэффициент проницаемости выражают в микрометрах, 1 мкм2 = 10-12 м2.

В нефтегазопромысловой практике часто используется внесистемная единица – дарси (Д), 1 Д равен 1,02·10-12 м2 =1,02 мкм2 (1Д ≈ 1 мкм2).

Проницаемость пород-коллекторов нефти и газа меняется в широких пределах от 0,005 до 3,0 мкм2. Наиболее часто она лежит в интервале от 0,05 до 0,5 мкм2.У нефтеносных песчаников она находится в диапазоне от 0,05 до 3 мкм2, а у трещиноватых известняков – от 0,005 до 0,02 мкм2.

Проницаемость зависит, прежде всего, от структуры порового пространства: от размера и конфигурации пор, величины зерен, от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород и других факторов. По характеру проницаемость делится на межзерновую и трещинную.

Различают следующие виды проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная (общая, физическая) проницаемость характеризует физические свойства породы и определяется экспериментально объемным расходом газа или не взаимодействующей с минеральным скелетом однородной жидкости, при условии полного насыщения открытого порового пространства горной породы данным газом или жидкостью.

Эффективная (фазовая) проницаемость. Обычно пустотное пространство содержит двух- или трёхфазную систему: нефть – вода, газ – вода, газ – нефть, газ – нефть – вода. Каждый из этих флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Следовательно, фазовая проницаемость отражает способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других. Поэтому она всегда меньше абсолютной проницаемости.

Фазовая проницаемость зависит от их физико-химических свойств отдельных флюидов, температуры, давления и количественного соотношения разных флюидов. Поэтому с уменьшением количества нефти в залежи, при её разработке, фазовая проницаемость нефти падает.

Фазовая проницаемость выражается в тех же единицах, что и абсолютная (м2, или Д) или в долях единицы абсолютной проницаемости.

Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной и выражается безразмерной величиной меньше единицы.

Водонасыщенность. При формировании залежи часть воды остаётся в пустотном пространстве коллектора. Эта вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в залежи, называется остаточной водой.

Количество остаточной воды в залежах зависит от ФЁС пород: чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов, тем её больше.

Таким образом, водонасыщенность или коэффициент водонасыщенности характеризует содержание пластовой воды в коллекторе. Коэффициент водонасыщенности kв измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых водой Vв, к общему объему пор породы Vп:

kв = Vв / Vп.

Знание коэффициента водонасыщенности необходимо для определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности горных пород, которые определяют геологические запасы нефти и газа в залежах.