РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276 © А.М. Свалов, 2015
Анализ проблем построения кривых капиллярного давления при моделировании пластовых процессов
А.М. Свалов, д.т.н. (ИПНГ РАН)
Analysing problems of capillary pressure curves Адрес для связи sva|ov@ipng.ru definition at modelling of formation processes
A.M. Svalov (Oil and Gas Research Institute of RAS, RF, Moscow)
E-mail: svalov@ipng.ru
Key words: capillary pressure, assessment of geological stores, modelling of formation processes.
The author analyzes the problems of authentic definition of curves of capillary pressure in rocks by the capillarimeter and by the method of centrifuga-tion. Possible paths of the decision of these problems are shown.
Ключевые слова: капиллярное давление, оценка геологических запасов, моделирование пластовых процессов.
Кривые капиллярного давления, т.е. зависимости его в породах-коллекторах нефти и газа от насыщенности породы смачивающей фазой, необходимы как для достоверной оценки геологических запасов углеводородов, так и для моделирования фильтрационных процессов в продуктивных пластах при их разработке. Существует различие между капиллярными кривыми, соответствующими дренированию и пропитке породы (процессам внедрения в пористую среду несмачи-вающей фазы, увеличения ее насыщенности и процессам увеличения насыщенности пористой среды смачивающей фазой). Целью исследований, результаты которых представлены в данной статье, являются определение условий реализации этих двух видов капиллярных кривых при разработке пластов и анализ проблем их построения по экспериментальным данным.
Типичный вид кривых капиллярного давления р() ^ - водонасыщенность), характерных для образцов гидрофильных горных пород, представлен на рис. 1 [1-3]. Из него видно, что кривая пропитки 2 имеет ветвь, находящуюся в области отрицательных значений капиллярного давления. С физической точки зрения это объясняется тем, что в гидрофильной горной породе существует некоторая связная часть гидрофобизированных пор и для проникновения в нее воды необходимо приложить определенное давление. Из факта существования этой гидрофобизированной части порового объема породы следует, что в начальной стадии дренирования правая часть кривой 1 должна отражать процесс впитывания несмачивающей фазы (нефти) в эту часть порового объема и, строго говоря, должна иметь вид, схематично изображенный на рис. 1 пунктирной линией. Однако из-за
Рис. 1. Типичный вид кривых дренирования (1) и пропитки (2):
51тип' ^ск - соответственно минимальная и максимальная водонасыщенность; Дрс - минимальное пороговое значение давления в несмачивающей фазе в процессе дренирования
малой доли гидрофобизированного объема и для упрощения процедуры экспериментального определения кривой дренирования этой стадией обычно пренебрегают.
Практическое значение достоверного построения кривых рс^) обусловлено главным образом тем, что они определяют размеры и структуру переходной зоны между водо- и нефтенасыщенными частями пласта, в которых распределение насыщенности управляется балансом гравитационных и капиллярных сил, причем в реальных пластовых условиях это распределение может соответствовать кривой как пропитки 2, так и дренирования 1.
Для оценки запасов углеводородов в переходной зоне продуктивного пласта до начала его разработки традиционно используется кривая дренирования 1. С физической точки зрения это следует из механизма формирования залежи в изначально гидрофильной породе, согласно которому накапливающаяся в верхней части пласта нефть проникает в водонасыщенную часть, вытесняя воду. Вместе с тем очевидно, что в условиях формирования залежи в геологических масштабах времени процесс накопления нефти в ловушке, как и любой природный процесс, неизбежно сопровождается возмущениями различного рода, изменяющими условия развития этого процесса. Таким образом, необходимо учитывать, что при формировании залежи продвижение нефти в водо-насыщенную часть пласта будет периодически прерываться и заменяться на процесс подъема (возможно малого) уровня пластовой воды, при котором распределение насыщенности в переходной зоне должно соответствовать кривой пропитки 2.
Тем не менее представляется, что установившееся состояние переходной зоны залежи наиболее целесообразно описывать с помощью кривой дренирования 1. Действительно, различие кривых дренирования и пропитки обусловлено тем, что в процессе пропитки образуются несвязанные между собой микрообъемы остаточной нефти, локализующиеся в крупных порах в виде капель практически шаровидной формы [1], которые фактически не влияют на формирование поверхностей раздела (менисков) между водной и нефтяной фазами. Другими словами, такие остаточные микрообъемы нефти не влияют на капиллярное давление, но определяют интегральную величину нефтенасыщенности в поровом объеме породы. Это означает, что фактически капиллярное давление в процессе пропитки породы определяется объемом только некоторой связной части нефтяной фазы, что объясняет тот факт, что кривая пропитки 2 всегда располагается ниже кривой дренирования 1 (см. рис. 1).
При этом важно отметить, что, как утверждается в работе [3], несвязанные между собой капли нефти, локализованные в порах породы, термодинамически неустойчивы, т.е. не могут существовать неограниченно долгое время, в конечном счете растворяясь в окружающей воде. С физической точки зрения механизм проявления термодинамической неустойчивости изолированных капель остаточной нефти может быть объяснен следующим образом [1]. При возмущениях, уменьшающих размер капли, снижается как поверхностная энергия, расходуемая на формирование поверхности раздела между водной и нефтяной фазами, так и интегральная внутренняя энергия нефти внутри капли. Таким образом, каждое уменьшение размеров капли сопровождается процессом необратимого рассеивания ее энергии в окружающей среде, т.е. результирующей реакцией системы капля нефти - водная среда на различные возмущения является последовательное уменьшение размера капли.
Реакция на возмущение остаточных микрообъемов смачивающей фазы (их термодинамическая устойчивость) будет совершенно иной. Из баланса сил поверхностного натяжения в зоне контакта поверхности раздела водной и нефтяной фаз со скелетом породы следует
[1], что поверхностное натяжение на поверхности контакта несмачивающей фазы (нефти) со скелетом породы выше, чем поверхностное натяжение на поверхности контакта воды (смачивающей фазы) и этой породы. Кроме того, в отличие от микрокапли нефти, локализованной внутри поры и практически не имеющей поверхностей контакта со скелетом породы, изолированный объем воды имеет развитую поверхность контакта с породой. Следовательно, уменьшение размеров остаточного микрообъема воды, локализованного в сужениях по-рового пространства породы, сопровождается, с одной стороны, снижением интегральной внутренней энергии этого микрообъема, с другой - дополнительными затратами на увеличение поверхностной энергии из-за увеличения поверхности контакта нефти со скелетом породы. Таким образом, при развитой внутренней поверхности порового пространства, характерной для горных пород, для системы вода - нефть - порода процесс неограниченного уменьшения размеров остаточных микрообъемов смачивающей фазы будет являться энергетически невыгодным, т.е. некоторый оптимальный с энергетической точки зрения объем остаточной воды в гидрофильной породе в отличие от капель остаточной нефти может находиться в породе неограниченно долгое время.
Из отмеченного следует, что при геологических масштабах времени, достаточных для проявления и развития процессов термодинамической неустойчивости, остаточные микрообъемы нефти, обусловливающие различие кривых дренирования и пропитки, исчезают и характер распределения насыщенностей водной и нефтяной фаз в переходной зоне продуктивного пласта по-прежнему соответствует кривой дренирования 1 (см. рис. 1), что и обосновывает использование ее для описания переходной зоны до начала разработки продуктивного пласта.
Очевидно, что с началом разработки, характеризующимся тенденцией к снижению пластового давления и подъему уровня подошвенной воды, происходят переформирование переходной зоны, изменение ее размеров и структуры, поскольку распределение водо-, нефтена-сыщенности и капиллярного давления в ней, изначально соответствующее кривой дренирования, должно неизбежно трансформироваться в распределение, соответствующее кривой пропитки. В частности, как следует из рис. 1, амплитуда изменения капиллярного давления кривой пропитки, определяющая размер переходной зоны, значительно превышает амплитуду давления кривой дренирования, что должно увеличивать высоту переходной зоны (рис. 2). Таким образом, с началом разработки практически сразу включается механизм переформирования исходного распределения насыщенности: возрастает толщина переходной зоны и соответственно уменьшается толщина зоны нефтенасыщенной (см. рис. 2). Таким образом, достоверное построение кривых капиллярного давления как для оценки исходных запасов углеводородов, так и для более точного моделирования пластовых процессов при разработке залежи имеет большое значение.
В настоящее время наиболее распространенными способами экспериментального получения таких кривых
Рис. 2. Схема переформирования структуры залежи с началом ее разработки (размер переходной зоны соответствует кривой дренирования (а) и кривой капиллярной пропитки (б)):
1, 2, 3 - соответственно водонасыщенная, переходная и нефтена-сыщенная часть залежи
являются методы центрифугирования и капилляримет-рии. Проблемы применения метода центрифугирования и возможные пути их решения описаны в работе [4], в данной статье остановимся на проблемах экспериментального определения капиллярного давления при помощи капилляриметров. Важно отметить, что при применении метода центрифугирования невозможно экспериментально получить положительную часть кривой пропитки [1, 2]. Это связано с тем, что капиллярная пропитка образца породы смачивающей жидкостью происходит самопроизвольно и в действительности
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.