В условиях реальных пластов при разработке месторождений возникают различные виды многофазных потоков:

· движение нефти и воды в нефтяных залежах;

· движение газированной нефти – потока нефти, воды и газа одновременно.

Характеры этих потоков изучены экспериментально. Результаты исследований обычно изображаются в виде графических зависимостей, диаграмм фазовых относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами.

Движение смеси нефти и воды проиллюстрируем на примере фильтрации нефти и воды через песок (рис. 1.20).

Анализируя приведённые зависимости можно сказать, что при содержании воды в несцементированном песке до 26–28 % относительная проницаемость для неё остается равной нулю. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной водонасыщенности, как неподвижной фазы, еще выше.

Рис. 1.20. Зависимость относительных проницаемостей песка для нефти (1) и воды (2) от насыщенности водой порового пространства

Остаточная вода не будет участвовать в фильтрации. За счёт действия капиллярных и молекулярно-поверх-ностных сил вода будет удерживаться в открытых субкапиллярных, но не эф-фективных для фильтрации порах и вести себя как неподвижная фаза. Вода будет удерживаться в тупиковых участках, в местах контактов зёрен породы, в виде неподвижных полимолекулярных плёнок, микрокапель на поверхности породы и других формах.

При возрастании водонасыщенности более 26–28 %, выше порогового значения для данной породы, вода начинает участвовать в фильтрации, и зависимости фазовых проницаемостей существенно изменятся.

При возрастании водонасыщенности до 40 % относительная про­ницаемость для нефти резко снижается, почти в два раза. При достиже­нии величины водонасыщенности песка около 80 % (рис. 1.20), относи­тельная фазовая проницаемость для нефти будет стремиться к нулю. Фильтрация нефти прекращается вообще, хотя в пласте нефть ещё имеется. Объясняется это тем, что за счёт поверхностно-молекулярных сил нефть удерживается на поверхности зёрен песка. Отсюда следует, что обводнение пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче. При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений необходимо при­менять меры для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения.

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 замедляется процесс освоения скважины. Водные фильтраты промывочных жидкостей имеют обычно гидрофильную природу, хорошо смачивают и прочно удерживаются породами пласта. Удаление их из ПЗП затруднено даже при повышенных депрессиях.

Движение смеси жидкости и газа на примере их фильтрации через песок, песчаник, пористые известняки, доломиты проиллюстрировано на рис. 1.21–1.22.

             а                                                               б

Рис. 1.21. Зависимость относительной проницаемости песка (а) и песчаника

            (б) для газа и жидкости от водонасыщенности

Анализ приведённых зависимостей отражает закономерности в движении жидкости и газа в различных типах коллекторов. При содержании в поровом пространстве до 22 % воды для песков, известняков, доломитов, а в песчаниках почти до 60 %, относительная проницаемость для жидкой фазы ( ) – воды равна нулю. Вода удерживается породой в неподвижном состоянии. Вода с увеличением её содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. То есть, при водонасыщенности до 60 % из пласта можно добывать чистый газ.

Рис. 1.22. Зависимости относительной проницаемости известняков и доломи-тов для газа и жидкости от водонасыщенности

При газонасыщенности песка и песчаника до 10–15 %, известняка до 25–30 % газ остается неподвижной фазой. Относительная проницаемость для него (k'_г) практически равна ну-лю. Но, наличие свободного газа в порах, по которым идёт фильтрация (например, газ выделившейся из неф-ти в пласте), отрицательно влияет на условия фильтрации нефти. Даже при небольших количествах свободного газа, находящегося в поровом пространстве, сильно снижается относительная проницаемость среды для нефти.

Относительные проницаемости для жидкой фазы при газонасыщенности пород до 10–15 % для песка и песчаника, а известняка и доломитов до 25–30 %, как правило, наивысшие. С ростом газонасыщенности относительные проницаемости для жидкой фазы закономерно снижаются. Пороговыми значениями по газонасыщенности считаются для известняков и доломитов до 22 %, для песков до 30 %, для песчаников до 60 %.

Движение смеси нефти, воды и газа проиллюстрировано ниже (рис. 1.23), где представлены результаты исследования одновременного содержания в пористой среде нефти, воды и газа в виде треугольной диаграммы. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение.

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз. Стороны, противолежащие вершинам, соответствуют нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потоков.

При водонасыщенности до 25 % нефте-, газонасыщенность пород максимальная (45–75 %), а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю. При увеличении водонасыщенности до 40 %, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2–2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80 % фильтрация флюидов в пласте стремится к нулю.

Рис. 1.23. Области распространения одно- , двух- и трёхфазного потоков, в которых содержится: 1 – 5 % воды; 2 – 5 % нефти; 3 – 5 % газа

При газонасыщенности меньше 10 % и нефтенасыщенности меньше 23 % в потоке будет практически одна вода. При газонасыщен­ности меньше 10 % движение газа не будет происходить. При содержа­нии в породе газа свыше 33–35 % фильтроваться будет один газ.

    При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть.

    Области, в которых существуют двухфазные потоки (газ–вода, газ–нефть, вода–нефть), представлены как промежуточные (заштрихо­ванные), примыкают к сторонам треугольника.

    Область существования трёхфазного потока (совместного движе­ния в потоке всех трёх систем) выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 33 %.

Удельная поверхность

Под удельной поверхностью (S_уд) горных пород понимают суммарную поверхность всех её зёрен (S) в единице объёма породы (V) или суммарную свободную поверхность частиц в единице объёма, м²/м³:

 S_уд = S/V.                                         (1.45)

Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы, более обобщенно, чем гранулометрический состав. В отличие от гранулометрического состава величина удельной поверхности выражается одним численным значением, а не функцией распределения фракций. Тем не менее, от величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной, связанной воды и нефти. Соотношение водо-, нефтенасыщенности, степень проявления молекулярно-поверхностных и капиллярных сил при движении пластовых жидкостей в пористой среде и фильтрационная способность зависят, с одной стороны, от физико-химических свойств жидкости, а с другой, от гранулометрического состава, структуры порового пространства, коэффициента пористости пласта и удельной поверхности.

Если пористая среда, через которую идёт фильтрация жидкости, крупнозернистая с относительно небольшой удельной поверхностью, роль молекул жидкости, адсорбированных на поверхности зёрен и защемлённых в углах их контакта невелика. Число молекул жидкости, связанных с породой, соизмеримо мало с числом молекул жидкости, которые движутся в порах породы.

Если пористая среда, через которую происходит фильтрация жид­кости, тонкозернистая и имеет большую удельную поверхность (на­пример, глины), то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится соизмеримым с числом молекул жидкости, перемещаю­щихся в объёме порового пространства. В этом случае молекулярно-по­верхностные силы начинают играть значительную роль.

С увеличением дисперсности, уменьшением диаметра зёрен и коэффициента пористости удельная поверхность породы возрас­тает: S_уд↑ → f(D↑, d_з↓, m↓).

Наибольшую удельную поверхность имеют глины. Чем больше мелких частиц пород в гранулярных коллекторах, а следовательно, и мелких пор, тем больше их удельная поверхность.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленные значения, составляет огромные величины: от 40000 до 230000 м²/м³. Это связано с тем, что отдельные зёрна породы имеют небольшой размер и достаточно плотно упакованы. Исходя из условий, что частицы имеют сферическую форму и, принимая их размер, считается, что удельная поверхность однородной породы составляет для:

· псаммитов менее 95000 м²/м³;

· алевритов 95000–230000 м²/м³;

· пелитов более 230000 м²/м³.

Породы с удельной поверхностью более 230000 м²/м³: глины, глинистые пески, глинистые сланцы и др. являются слабопроницаемыми.

Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов, в силу их неоднородности, очень сложно. Удельная поверхность неоднородной породы, когда ни одна из указанных фракций не достигает 50 %, колеблется в пределах 90000–210000 м²/м³.

Для сравнительных количественных оценок коллекторов было введено понятие "фиктивный грунт". Под фиктивным грунтом понимается коллектор, сложенный частицами шарообразной формы при квадратной или ромбической укладке (рис. 1.9).

В 1 м³ породы такой структуры полная поверхность шаров составит площадь (S) и удельную поверхность, соответственно можно оценить по выражению (1.46):

S_уд = 6·(1–m)/d,                        (1.46)

где S_уд – удельная поверхность, м²/м³;

m – пористость, дол. ед.;

d – диаметр, м.

В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Обычно оценивают удельную поверхность пород по различным эмпирическим соотношениям, функционально зависящим от величин пористости (m) и проницаемости (k_пр), например, по одному из вариантов формул Козени:

                   (1.47)

           Или по соотношению, предложенному К. Г. Оркиным:

                                    (1.48)

    где с – поправочный коэффициент.

Физический смысл поправочного коэффициента (с) заключается в учёте отклонения формы частиц от шарообразной. Для реальных коллекторов величина его зависит от величины эффективного диаметра частиц (d_эф, рис. 1.7).