При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений чаще всего в породе присутствуют и движутся две и три фазы одновременно. В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости.

Исследования показывают, что эффективная и относительные проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей.

Зависимость относительной проницаемости песка для газа и жидкости от водонасыщенности (двухфазный поток) аналогична и для относительной проницаемости при движении нефти и воды (рис. 6).

Только левая кривая будет соответствовать изменению относительной проницаемости песков для нефти в зависимости от водонасыщенности пористой среды, а правая — для воды. Подобный же характер имеют кривые относительной проницаемости песков для нефти и газа. Рассматривая эти графики, можно сделать ряд выводов, которые необходимо учитывать при эксплуатации нефтяных месторождений. Так, например, если вода занимает несколько более 20% объема пор, то проницаемость породы для нефти резко снижается, в то время как движение воды в породе почти не наблюдается. При малой водонасыщенности породы водой почти вся она размещается на поверхности зерен, в тонких порах и в углах контакта между частицами. В таком состоянии вода прочно удерживается молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Поэтому при градиентах давлений большинства природных пластов вода при небольшой водонасыщенности остается неподвижной. Однако сечение проходных каналов сокращается, что ведет к уменьшению эффективной проницаемости породы для нефти. При увеличении содержания воды проницаемость для нефти падает и при водонасыщенности, равной около 80%, движение нефти прекращается. Из этого следует, что нужно беречь нефтяные пласты от преждевременного обводнения и прорыва вод к забоям нефтяных скважин.

При небольших количествах свободного газа, находящегося в поровом пространстве, сильно снижается проницаемость среды для нефти (рис. 6). Следовательно, в процессе эксплуатации нефтяных месторождений нежелательно выделение из нефти значительных количеств газа, так как это приводит к ухудшению условий фильтрации нефти к скважинам.

При изменении состава горных пород характер кривых относительных проницаемостей не меняется. Они лишь смещаются в соответствии с их свойствами в ту или иную сторону (рис. 7).

Изменение физико-химических свойств жидкостей и пористой среды отражается на движении нефти, воды и газа. В связи с этим при сохранении общего характера зависимости проницаемости пористой среды для жидкостей и газов от ее насыщенности нефтью, водой и газом относительное расположение кривых фазовых проницаемостей для систем с различными физико-химическими свойcтвами неодинаковое.

Закономерности изменения относительных и фазовых проницаемостей пористой среды для нефти, воды и газов в зависимости от физико-химических свойств системы могут быть установлены, исходя из тех изменений, которые при этом возникают в условиях движения фаз.

Следовательно, с увеличением подвижности смеси нефти и воды и уменьшением прилипаемости жидкостей к стенкам поровых каналов, а значит, с сокращением сопротивления пористой среды движению фаз растут относительные проницаемости среды для нефти и воды. Это обстоятельство позволяет установить характер зависимости относительных проницаемостей от физико-химических свойств системы.

Известно, например, что уменьшение поверхностного натяжения нефти на разделе с водой сопровождается снижением капиллярного давления и способствует отделению нефти от стенок поровых каналов, что приводит к уменьшению сопротивления среды при движении жидкостей и как следствие этого к росту относительных проницаемостей породы для жидкостей (рис. 8).

Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочной и жесткой водами. Поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с жесткими. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти и для щелочной воды.

При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит только от насыщенности (рис. 9)

Для пород малой проницаемости влияние соотношения вязкостей нефти и воды исследовано пока недостаточно. Мало изучена также зависимость относительных проницаемостей от других свойств пластовой системы и условий вытеснения, как проницаемость, состав жидкостей и пород, содержание остаточной воды, градиенты давлений и т. д. Вероятные же изменения относительных проницаемостей от этих факторов можно установить, исходя из особенностей, которые при этом возникают в процессе движения смесей нефти, воды и газа.

С уменьшением проницаемости, например, при одинаковом значении пористости повышается суммарная поверхность поровых каналов. Это означает, что вода, являющаяся чаще всего лучшей смачивающей поверхность породы фазой, чем нефть, начнет фильтроваться в пористой среде с пониженной проницаемостью при больших значениях водонасыщенности. Малопроницаемые породы меньше отдают нефть, так как подвижность ее и воды в этих породах невысока. Поэтому линии проницаемостей располагаются ниже, чем соответствующие кривые, полученные для пористых сред большой проницаемости.

Экспериментально изучали также и трехфазный поток в пористой среде при наличии в ней нефти, воды и газа одновременно. Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трехфазное движение. Результаты этих опытов обычно изображают в виде треугольных диаграмм (рис. 10). На этом графике нанесены кривые, соединяющие точки с одинаковым содержанием (на данной диаграмме 5%) соответствующей компоненты смеси в потоке. Кривая 1 соединяет точки, в которых содержание воды в потоке равно 5%; кривая 2 — с содержанием в потоке 5% нефти и кривая 3 — с содержанием в потоке 5% газа. Вершины треугольника отвечают 100% -ному насыщению породы одной из фаз; стороны треугольника, противолежащие соответствующим вершинам, — нулевому насыщению этой фазой. Кривые линии, проведенные на основании экспериментальных данных, ограничивают на диаграмме возможные области одно-, двух- и трехфазного потоков. Так, при газонасыщенности среды меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке практически будет одна вода. Область существования трехфазного потока (заштрихованная часть) лежит в пределах насыщенности песка: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом от 14 до 30%. Эти пределы получены для несцементированных песков; для других пород они будут несколько другими.

Диаграммы фазовых проницаемостей находят очень широкое применение в промысловой практике, когда необходимо определить соотношение нефти, воды и газа в потоке в зависимости от насыщенности порового пространства пластовыми жидкостями (при проектировании разработки нефтяных месторождений, выборе методов воздействия на пласты истощенных месторождений с целью увеличения отбора нефти из них и т. д.).

9) Лабораторные методы определения проницаемости пород

Для определения абсолютной проницаемости горных пород существуют разнообразные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы — все они содержат одни и те же основные элементы: кернодержатель, позволяющий фильтровать жидкости и газы через пористую среду, приборы для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеры и приспособления, создающие и поддерживающие постоянный расход жидкости или газа через образец породы. Разница между ними заключается в том, что одни из них служат для измерения проницаемости при больших давлениях, другие при малых, а третьи при вакууме. Одни приборы предназначены для определения проницаемости по воздуху, другие по жидкости. Поэтому приборы и отдельные их узлы имеют соответственно различное конструктивное оформление (рис. 11 и 12).

При определении проницаемости породы для жидкости весь прибор вакуумируют, чтобы удалить воздух из жидкости и из керна. После этого кернодержатель заполняют жидкостью из напорной емкости. Фильтрация жидкости через керн осуществляется под давлением, создаваемым в напорной емкости 2 (рис. 11) при помощи баллона 3. При достижении установившейся фильтрации снимают отсчеты давлений по манометрам 4 и 5 и определяют расход жидкости. Полученные данные подставляют в формуле (1.9).

При определении газопроницаемости воздух (или газ), освобожденный от водяных паров в хлоркальциевой трубке 1 (рис. 12), пропускают через образец, помещенный в кернодержатель 4. Объем прошедшего воздуха учитывается газовыми часами или другим расходомером, а время фильтрации — секундомером.

На практике оказывается, что проницаемость для жидкости обычно почти всегда меньше, чем для газа. Лишь при высокой проницаемости пород значения ее примерно одинаковы для жидкости и газа. Уменьшение проницаемости одной и той же породы для жидкости по сравнению с проницаемостью для газа происходит вследствие разбухания глинистых частиц и адсорбции жидкости при фильтрации нефти и воды через породы. (В последующих разделах мы увидим, что толщина адсорбционных слоев нефти может достигать величин, сравнимых с размерами поровых каналов малопроницаемой породы.) Поэтому абсолютную проницаемость пород принято определять воздухом или газом. Состав газа на проницаемость пород влияет только при высоком вакууме (при так называемом кнудсеновском режиме течения газа, когда столкновения молекул друг с другом крайне редки по сравнению с ударами о стенки пор, т. е. когда газ настолько разрежен, что средняя длина пробега молекул сравнима с диаметром поровых каналов). В этих условиях проницаемость пород зависит от среднего давления, молекулярной массы газа и температуры и тем выше, чем меньше молекулярная масса и давление.

В практических условиях проницаемость горных пород не зависит от состава газа. Проницаемости пород для нефти и воды пресной или пластовой обычно определяют при специальных исследованиях. При этом всегда необходимо указывать, какой жидкостью определялась проницаемость породы и каковы ее физические свойства в условиях опыта.

Разница проницаемости одной и той же породы для воздуха, воды и нефти может достигать значительной величины. В табл. 4 приведены значения проницаемости некоторых илистых песков для воздуха, соленой и пресной воды.

Экспериментальные установки для изучения относительной проницаемости среды более сложны, так как при этом необходимо моделировать многофазный поток, регистрировать насыщенность порового пространства различными фазами и регистрировать расход нескольких фаз. Установки для исследования многофазного потока обычно состоят из следующих основных частей.

Таблица 4