Относительная фазовая проницаемость: методы определения

[Liza]

Относительная фазовая проницаемость - это один из ключевых параметров, который определяет, насколько хорошо различные жидкости (нефть, вода, газ) могут фильтроваться через пористую среду пласта одновременно. Понимание этого показателя критически важно для прогнозирования продуктивности скважин и эффективности разработки месторождений.

В практической геологии и нефтегазовом деле без точных данных об относительной фазовой проницаемости невозможно корректно моделировать процессы многофазной фильтрации. Это напрямую влияет на объемы добычи, сроки разработки и экономические показатели проекта. Поэтому методы её определения постоянно совершенствуются и применяются на практике.

Два основных подхода к определению

В лабораторной практике используются два принципиально разных метода определения относительной фазовой проницаемости: стационарной фильтрации и нестационарной фильтрации. Выбор между ними зависит от целей исследования, типа пород и доступного оборудования.

Метод стационарной фильтрации предполагает, что вы прокачиваете через образец керна смесь жидкостей (обычно нефть и воду) в различных пропорциях. При этом система достигает устойчивого состояния, когда параметры потока не меняются со временем. Это требует больше времени - особенно для низкопроницаемых пород, где эксперимент может длиться несколько суток. Зато результаты отличаются стабильностью и надежностью.

Метод нестационарной фильтрации, напротив, работает с динамическими процессами. Вы вытесняете одну жидкость другой и в каждый момент времени измеряете перепад давления и текущую насыщенность. Этот подход значительно быстрее, особенно в зарубежных лабораториях, где есть автоматизированные установки с программным обеспечением для обработки данных.

Ключевые различия:

• Время проведения - стационарный метод может требовать 3+ суток для низкопроницаемых образцов, нестационарный работает намного быстрее
• Оборудование - стационарный метод проще в организации, нестационарный требует специальных датчиков и ПО
• Интерпретация результатов - нестационарный метод сложнее в обработке данных, требует применения теории Баклея-Леверетта
• Распространённость - в России чаще используют стационарный, за границей популярнее нестационарный

Подготовка образца и начальные условия

Должного результата не получить без правильной подготовки керна. Это первый и очень важный этап, от которого зависит корректность всех последующих измерений.

В зарубежных лабораториях принято начинать с сухого образца, который насыщают моделью пластовой воды - обычно это раствор поваренной соли. После этого образец помещают в кернодержатель установки и прокачивают через него нефть (или другой несмачивающий флюид) до тех пор, пока из образца перестанет выходить вода. Таким способом создается начальная нефтеводонасыщенность, которая соответствует условиям в пласте.

Далее образец загружают в гидростатический кернодержатель, где на него воздействуют боковым давлением для имитации литостатических условий. Устанавливается начальное порвое давление путем прокачивания лабораторной нефти через систему при повышенной температуре. Все это делается для того, чтобы лабораторные условия максимально приблизились к реальным условиям в пласте.

Основные этапы подготовки:

1. Насыщение образца модельной пластовой водой (раствор NaCl)
2. Вытеснение воды нефтью до остаточной водонасыщенности
3. Размещение образца в гидростатический кернодержатель
4. Применение бокового напряжения для имитации горного давления
5. Установление начального порового давления прокачкой нефти при повышенной температуре
6. Проверка достижения стабильного состояния системы

Процесс измерения и регистрация данных

Когда образец готов, начинается собственно эксперимент по определению относительной фазовой проницаемости. На этом этапе точность и внимательность к деталям являются решающими факторами.

При стационарном методе лабораторная нефть прокачивается через образец с постоянной скоростью. Одновременно собираются произведённые объемы воды и нефти, контролируется перепад давления и время. Процесс продолжается до достижения очень высокой обрезки нефти - обычно 99,95% или выше. Это гарантирует, что вытеснение одного флюида другим прошло максимально полно и результаты надежны.

При нестационарном методе вода (или газ) нагнетается в образец, насыщенный нефтью до остаточной водонасыщенности. В каждый момент времени регистрируются перепад давления и текущая нефтенасыщенность. Обработка этих данных проводится с использованием аналитического решения обратной задачи фильтрации на основе теории Баклея-Леверетта, а затем результаты верифицируются численным решением прямой задачи.

Что измеряется:

• Дифференциальное давление (перепад давления на образце)
• Объемы произведённой нефти и воды
• Время прокачивания
• Температура системы
• Пористость и абсолютная проницаемость образца
• Текущая насыщенность флюидов на каждом этапе

Особенности трёхфазного течения

Практика показывает, что в реальных пластах одновременно присутствуют три фазы: нефть, газ и вода. Однако экспериментальное определение относительной фазовой проницаемости при трёхфазном течении сопряжено с огромными трудностями.

Из-за этой сложности в лабораториях обычно работают с двухфазными системами: нефть-вода при нулевой проницаемости для газа, и нефть-газ с нулевой проницаемостью для воды. Полученные данные затем используют в расчётных моделях для прогнозирования поведения при трёхфазном течении. Для повышения точности таких расчётов иногда дополнительно определяют остаточную нефтенасыщенность при вытеснении нефти водогазовой смесью разного состава.

Результаты экспериментов при трёхфазном течении обычно представляют графически на треугольной диаграмме в виде линий постоянных значений относительной фазовой проницаемости - так называемых изопермах. Область трёхфазного течения ограничена изопермами, соответствующими нулевым значениям проницаемости для нефти, газа и воды.

Практический подход к трёхфазным системам:

• Проводят двухфазные эксперименты: нефть + вода, нефть + газ, вода + газ
• Фиксируют остаточные и критические насыщенности для каждой пары флюидов
• Используют эмпирические корреляции для пересчета в трёхфазные условия
• Дополняют расчеты данными о вытеснении нефти водогазовыми смесями
• Проверяют согласованность результатов с аналогичными месторождениями

Современные методики ускорения исследований

Традиционные методы требуют много времени и могут растянуться на недели, если нужно получить полную кривую относительной фазовой проницаемости при разных насыщенностях. Разработаны способы значительно сократить время экспериментов.

Одна из современных методик основана на наблюдении, что кривые относительной фазовой проницаемости линеаризируются в приведённых координатах насыщенности и проницаемости. Это позволяет достаточно точно восстановить всю кривую, проведя всего несколько ключевых измерений вместо полного набора из десяти и более точек. Анализ экспериментов показывает, что когда рост насыщенности вытесняющего флюида незначителен, проницаемость меняется предсказуемо.

Другой подход использует метод центрифугирования в термобарических условиях. Центрифуга позволяет намного быстрее достичь равновесия между флюидами, так как искусственно увеличивает капиллярное давление. Это сокращает время эксперимента с суток до часов. Одновременно можно определить и кривые капиллярного давления, что особенно ценно для комплексного изучения пород.

Преимущества ускоренных методик:

• Снижение времени с 3+ суток до нескольких часов
• Возможность исследовать больше образцов за один цикл работ
• Получение данных на более широком диапазоне насыщенности
• Одновременное определение связанных параметров (капиллярное давление)
• Снижение затрат на лабораторные работы
• Возможность быстро принимать решения на ранних стадиях разработки

Значение точной информации для разработки

Почему вообще все эти детали и сложности важны? Потому что ошибка в определении относительной фазовой проницаемости может привести к совершенно неправильным выводам о потенциале месторождения.

Если вы недооцените проницаемость для воды, то прогноз по обводнению добываемой нефти будет завышен - вы ожидаете, что вода придет позже, чем произойдет на самом деле. И наоборот, переоценка может привести к слишком пессимистичным прогнозам. Аналогично обстоит дело с газом при газолифтных операциях. Неточные данные влияют на проектирование системы разработки, выбор интервалов перфорации, размещение скважин, график работы объекта.

Поэтому крупные нефтегазовые компании инвестируют в развитие методологии определения этого параметра, внедряют автоматизацию и численные методы обработки данных. Результаты исследований постоянно верифицируют, сравнивают с натурными данными и совершенствуют подходы. Это позволяет минимизировать риски и принимать обоснованные технико-хозяйственные решения на всех этапах жизненного цикла месторождения.