Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Обоснование петрофизических параметров низкопроницаемых пород-коллекторов с применением центрифугирования для подсчета балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Обоснование петрофизических параметров низкопроницаемых пород-коллекторов с применением центрифугирования для подсчета балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа"

Министерство науки, высшей школы и технической

политики России Пермский государственный технический университет

На правах рукописи

КОЧКИН ОЛЕГ ВЛАДИМИРОВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЦЕНТРИФУГИРОВАНИЯ ДЛЯ ПОДСЧЕТА БАЛАНСОВЫХ И ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА.

Специальность 04. 00. 12 -

Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Пермь -1993

Работа выполнена в Пермском государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности (ПермНИПИнефть).

Научный руководитель - доктор технических наук,

профессор Тульбович Б.И.

Официальные оппоненты - доктор геолого - минералогических наук, профессор,

чл.- корр. АЕН РФ Новоселицкиг В.М.(г.Пермь, Горный институт УрО РАН)

кандидат технических наук Берлин A.B. (г.Ижевск, УдмурггНИПИнефть)

Ведущая организация - Камскш научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин (КэмНШКИГС)

Защита диссертации состоится 1994 г. в /3

часов на заседании Специализировнного Совета К063.66.05 при Пермском государственном техническом университете по адресу: 614600, г.Пермь, ГСП-45, Комсомольский проспект, 29а.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ПГТУ Автореферат разослан " 7.у г.

Ученый секретарь специализированного Совета кандидат геолого-минералогических

наук, доцент Наборщиков В.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Новые условия развития нефтяной промышленности в нашей стране, связанные с введением в разработку большого числа мелких месторождения, большая часть которых представлена коллекторами с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), предполагают оперативный и достоверный анализ пород с низкими ФЕС, применение современных методов повышения нефтеотдачи на уже разрабатываемых месторождениях, а также значительное увеличение обьемов исследовательских работ. В частности, это касается обоснования петрофизических параметров пород-коллекторов для подсчета балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа., создания технология и реализации методов повышения нефтеотдачи. Эта задача может быть решена на основе разработки новых экспрессных методов изучения пород-коллекторов с использованием стандартного доступного и дешевого оборудования.

Цель работы. Повышение обоснованности и зкспрессности комплексного анализа петрофизических параметров пород-коллекторов с низкими коллекторскими свойствами на базе развития метода центрифугирования.

Основные задачи исследования:

- анализ и обобщение накопленного опыта применения метода центрифугирования для оценки структуры порового пространства, фильтрационных характеристик, коэффициентов остаточной водо- и неф-тенасыщенности, смэчивамости ;

- создание экспрессной методики определения относительных фазовых проницаемостей при совместной установившейся фильтрации нефти и воды ;

- разработка метода определения параметра смачиваемости для выделенного диапазона эквивалентных радиусов поровых каналов ;

- развитие метода центрифугирования с целью определения кондиционных значения коллекторских свойств пород-коллекторов при установившейся фильтрации углеводорода ;

- изучение структурных особенностей низкопроницаемых пород-коллекторов.

Научная новизна.

I. Впервые разработана экспрессная методика определения кривых относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды при ус-

тановившемся режиме фильтрации с использованием центрифугирования.

2. Разработан метод определения параметра смачиваемости для выделенного диапазона эквивалентных радиусов поровых каналов (СПК);

3. Обоснован расчет давления, под действием которого осуществляется фильтрация двух несмешивающихся жидкостей в центробежном поле.

4. Установлено влияние структурных особенностей порового пространства низкопроницаемых (менее 0.050 мкм2) терригенных и карбонатных пород-коллекторов на величину коэффициента вытеснения.

Практическая ценность.

Создан комплекс петрофизических исследований на основе метода центрифугирования со стробоскопом и компьютерной обработки получаемых данных для образцов диаметром 28-30 мм. Комплекс используется в институтах ПермНИПИнефть, ВНШнефть, ВНЙИГАЗ, ВНИГНИ и п/о "Арктикморнефтегазразведка".

Предложенный для реальных образцов пород - коллекторов метод, основанный на центрифугировании, позволяет определять относительные фазовые проницаемости , необходимые для проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений и создания технологий повышения нефтеотдачи. Указанный метод дополняет широко используемый ОСТ 39 - 235 - 89, повышает достоверность <в сравнении с рассчет-ным методом на основе кривых капиллярного давления и формул Бур-дайна) определения фильтрационных характеристик при совместной фильтрации нефти и воды.

Оценка кондиционных значений коллекторских свойств пород с использованием центрифугирования при сохранении необходимой точности позволяет повысить зкспрессяость определений и снизить себестоимость выполняемых работ в сравнении со стандартным методом.

Разработанный метод СПК оценки параметра смачиваемости (Сг) для выделенного диапазона пор позволяет осуществить дифференцированный подход при оценке смачиваемости реальных пористых сред.

Разработанные варианты кернодержателей могут быть реализованы в производственных и исследовательских лабораториях различных организаций отрасли с применением стандартного оборудования отечественного производства.

Предложенный метод оценки относительных фазовых проницаемо-стей пород-коллекторов опробован для конкретных условий Асюльско-

го, Мало-Усинского и Озерного месторождения, полученные данные использованы в технологических схемах разработки указанных месторождении.

Обьекты и методы исследования. В основу работы положены результаты исследований низкопроницаемых терригенных и карбонатных пород-коллекторов нефтяных месторождений Пермской области, а также отдельных месторождений Ульяновской области и Западной Сибири.

Наряду со стандартным Комплексом петрофизических исследований таких как, определение гранулометрического состава, коэффициентов открытой пористости, проницаемости по жидкости и по газу, вытеснения нефти водой и растворами химических веществ, остаточной нефте-насыщенности, а также удельного электрического сопротивления применялись следующие методики с использованием центрифугирования:

1. определение остаточной водонасыщенности;

2. получение кривой капиллярного давления;

3. измерение смачиваемости поверхности пород методом капиллярного впитывания и центрифугирования (КВЦ);

4. измерение смачиваемости методом USBM:

5. измерение смачиваемости методом СПК;

6. изучение коэффициента вытеснения нефти водой и химическими реагентами;

7. определение фззовых проницаемостеи по жидкости при однофазной установившейся фильтрации;

8. определение относительных фазовых проницаемостей при двухфазной установившейся фильтрации;

Использовались центрифуги отечественного ИЛС - 31, ОС - 8М, PC - 6 и зарубежного т - 23, К70Д, CRU - 5000 производства с различными типами роторов и стробоскопов.

При анализе полученных данных применялись методы математической статистики и програмирования на ЭВМ.

Обьем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, выводов и библиографии. Основная часть работа изложена на 162 страницах машинописного текста, иллюстрирована 35 рисунками и содержит 18 таблиц. Библиография включает 102 наименования отечественных и зарубежных авторов.

Работа выполнена в лаборатории физики пласта и нефтеотдачи института ПермНИПИнефггь под научным руководством доктора технических наук, профессора Б.И.Тульбовича, которому автор выражает иск-

ренную благодарность. Автор считает своим долгом выразеть глубокую признательность В.П.Митрофанову, А.Г.Ковалеву, А.М.Кузнецову, Г.П. Хижняку, а также благодарность сотрудникам лаборатории физики пласта и нефтеотдачи института ПермНИПИнефть за содействие в проведении исследований.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ.

Во введении приведена общая характеристика проблемы, обоснована актуальность темы диссертационной работы, определен круг задач, подлежащих исследованию, показана научная новизна и практическая ценность.

В первой главе проведен обзор современного состояния методик на базе центрифугирования и их применения для решения задзч физики нефтяного и газового пласта.

Метод центрифугирования в области петрофизических исследований рассмотрен в ряде научных работ отечественных и зарубежных ученых (Е. Амотт, У.Г. Андерсон, Р.Г. Бентсен, В.Р. Гудуилл, Е.С. Дональдсон, С.М. Махмуд, Т.Ш. Муллагалямов, И.Р. Куэят, Л.И. Орлов, М. Сабо, Р.Л. Слобод, Е.В. Спронсен, Б.И. Тульбович, Г. Хас-слер, М.Х. Хорнарпор, Р.Н. Хоффман, и др.)

Несмотря на ряд имеющихся проблем метод центрифугирования в настоящее время достаточно широко используется для определения таких характеристик как остаточная водонасыщенность, кривая капиллярного давления, смачиваемость, необходимых для решения целого ряда геолого-промысловых задач. Основным физическим явлением при реализации указанных методик, является процесс взаимного расслоения флюидов различной плотности, капиллярно-удерживаемых в поровом обьеме образца естественной горной порода-коллектора, под действием центробежного поля. В результате этого происходит замещение в пористой среде одного флюида на другой. В то же время, необходомо отметить, что стандартные методики, главным образом, базируются на фильтрации жидкостей в коллекторе. Поэтому современные требования получения таких важных параметров как остаточная нефтенасыщен-ность, коэффициент вытеснения, фазовые проницаемости выдвигают необходимость создания методик, моделирующих процесс стационарной фильтрации в центробежном поле.

Развитие метода центрифугирования для решения задач, связан-

ных с определением параметров, прямо иж косвенно зависящих от фильтрадаоннйх характеристик пород - коллекторов, шло по двум направлениям: моделирование неустановившегося процесса фильтрации, когда обьем профильтрованной жидкости не превышал порового объема исследуемого образца, и моделирование установившегося процесса фильтрации, когда обьем фильтрации составлял 3-5 поровых обьемов образца. В первом направлении создана методика, которая позволила исключить оператора из процесса сбора данных, передав ему контроль за данными, обработанными ЭВМ без модернизации системы подвески исследуемого обрззца. Развитие второго направления привело к созданию центрифужного кернодержателя с контейнером для фильтруемой жидкости над образцом и ловушкой под ним. При этом была обеспечена одномерная фильтрация по длине исследуемого образца, что явилось основным результатом второго направления. В обоих случаях наблюдается процесс перемещения или взаимного вытеснения жидкостей различной плотности в центробежном поле вдоль радиуса вращения. При этом интенсивность процесса определяется гидродинамическим сопротивлением исследуемого образца горной породы и центробежными силами, развиваемыми фильтрующимися флюидами.

В целом, метод центрифугирования характеризуется экспрессно-стью; относительной простотой выполняемых операций; высокой воспроизводимостью; низкой себестоимостью выполняемых работ; .универсальностью центрифужного оборудования, что позволяет наряду с указанными решать такие проблемы как экстрагирование исследуемых образцов, исследование процессов деэмульгирования, осаждения взвешенных частиц, подготовки нефтея и др.

Анализ литературных данных позволил определить наметившуюся тенденцию поиска возможности получения кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) путем моделирования процесса совместной фильтрации двух несмешивающихся жидкостей через образец в центробежном поле. Первые такие результаты были получены (Е. Спронсен, 1982) для случая неустановившейся фильтрации, когда суммарный обьем двух несмешивающихся жидкостей не превышал порового обьема исследуемого обрззца, а освободившийся обьем образца заполнялся третьей газовой фазой. Эта работа свидетельствует о стремлении получить на основе центрифугирования более достоверные данные ОФП по сравнению с использованием формул Бурдайна и кривых капиллярного давления (ККД). Практика получения ОФП показывает, что самый

надежный путь - это определение кривых ОФП с помощью эксперимента, моделируещего процесс совместного течения несмешивающихся флюидов в пористой среде реального образца при установившемся режиме фильтрации.

Глава завершается постановкой задач, в числе которых указывается на необходимость разработки новых экспрессных методик, позволяющих проводить комплексные петрофизические исследования терри-генных и карбонатных отложений газопроницаемостью менее 0.050 мкм2 в связи с резким ростом удельного веса низкопроницаемых коллекторов в общем объеме разрабатываемых месторождений.

Во второй главе рассмотрены вопросы, связанные с развитием метода центрифугирования с целью определения коэффициента проницаемости для однофазной фильтрации, вытеснения нефгги водой и химреагентами.

Одним из основных требований проведения опыта является использование образцов естественных пород - коллекторов. При этом, как правило, изготавливаются цилиндрические образцы, ориентированные параллельно напластованию, что ограничивает длину получаемых цилиндров и осложняет соблюдение критериев подобия Д.А. Эфроса П4 и Пг-

Для расчета перепада давления, развиваемого массой фильтрующейся жидкости под действием центробежных сил, была предложена усовершенствованная формула. В результате подучено уравнение для расчета коэффициента проницаемости при однофазной фильтрации в

центробежном поле:

к = иУН_

п^р^ - + на? + --РТрл '

где к - коэффициент проницаемости, м2; ц - динамическая вязкость жидкости. Па*с; р - плотность жидкости, кг/и3; 0 -диаметр образца пористой среда, м; Н - высота образца, м; V - обьем профильтрованной жидкости (м3) через образец за время Д1 (сек); Л - средняя высота уровня жидкости (м) над образцом за время Л1; й -радиус вращения верхнего торца образца, м; п - число оборотов ротора центрифуги в единицу времени, об/сек. Как видно из формулы, для достижения процесса стабилизации в условиях центрифугирования важным условием является обеспечение минимального изменения высоты уровня жидкости (П) над исследуемым образцом при прокачке фиксируемого объема фильтруемой жидкости, что в свою очередь может быть достигнуто увеличением диаметра верхнего контейнера. С другой стороны

становится невозможной апроксимация свободной поверхности, образуемой фильтруемой жидкостью при центрифугировании, прямой линией и требуется получение аналитической зависимости й1от обьема жидкости (V), содержащейся в верхнем контейнере, для конкретного кернодер-жателя и ротора центрифуги. Автором получена математическая зависимость V от , учитывающая изменение кривизны свободной поверхности от количества вышедшей жидкости из рассматриваемой емкости:

V = - 2К0(|*У+ 2ПК0([?0+ И,) - | + 2Ь1Й0(4Й0+Ь1))+

^И^Тау^я,- /п*- * ф ,

где К0- радиус от оси вращения до нижней плоскости крышки, ¡?г-радиус емкости, Н - высота емкости, Ь - расстояние от крышки до поверхности жидкости по оси симметрии рассматриваемой емкости. В результате численного решения указанной зависимости дяя конкретаых условий получен полином третьего порядка й = ИУ) с коэффициентом детерминации - 0,99883.

Многочисленные эксперименты по определению коэффициента проницаемости методом центрифугирования показали, что не всегда удается работать в области установившейся фильтрации. Это происходит из-за того, что имеет место хотя и незначительное, но падение высоты уровня жидкости над исследуемым образцом в процессе всего опыта. В связи с этил предложена методика, позволяющая выделить области установившейся и неустановившейся фильтрации, а также исключить ошибки опыта, используя область линейной зависимости расхода от давления. Значение проницаемости образца рассчитывается как среднее не менее, чем по трем точкам из области линейной зависимости.

Разработаны две конструкции кернодержателеи, обеспечивающие однофазную фильтрацию для центрифуг ЦЛС - 31 и РС - 6М и образцов диаметром 26 мм и 28 - 30 мм соответственно. Кернодержатели позволяют вести прокачку жидкости не менее 10 обьемов пор, а также фильтрацию жидкостей в малых объемах в виде оторочек химреагента в обьеме 0,2 - 0,3 обьема пор.

В отличии от гравитационного- в центробежном поле сила, под-действием которой осуществлялась фильтрация, имеет линейный характер. Это явление носит название угловой дивергенции центрифужных сил. Результатом этого явления в случае не применения специальных средств является проникновение в пористую среду газовой фазы через выходной торец образца, поскольку центробежная сила всегда ориен-

тирована по радиусу и она не параллельна оси исследуемого образца во всех точках, лежащих вне оси. В свою очередь малейшее проникновение газовой фазы в поровое пространство может привести к значительному искажению получаемых результатов. Поэтому считается целесообразным включение в конструкцию кернодержателя специальной насадки, снимающей концевые эффекты, особенно для случая определения коэффициента проницаемости..

С помощью разработанного кернодержателя проведена серия сопоставительных опытов по определению коэффициента вытеснения в сравнении со стандартным методом для низкопроницаемых образцов Дорохо-вского и Уньвинского месторождений. Среднее относительное отклонение по результатам всех опытов составило 7.7%.

На основе методик определения коэффициентов проницаемости и вытеснения исследовано влияние химреагентов на указанные параметры. Было изучено влияние композиции на основе А ПАВ (2К2>, 1% раствора лигнооульфоната и 5% неонола для условий конкретных месторождений. Два первых химреагента вводились на первичной стадии в виде оторочек объемом 0.25 У^. Для случая 2Кг отмечен рост проницаемости по воде, для 1% лигносульфоната наблюдалось снижение проницаемости в среднем в 2.5 раза. Существенных изменений в величине коэффициента вытеснения не отмечено. Предварительно для выбора оптимальной концентрации лигносульфонатз была проведена серия опытов, в которых измерялась проницаемость по воде до фильтрации химреагента и после. Для рассмотрения были взяты концентрации 0.3%, 0.6%, 0.9%, 1.2%. По полученным данным было обнаружено интенсивное снижение проницаемости в диапазоне концентраций 0.9 - 1.2%. Для дальнейших исследований была принята концентрация 1%. Исследования 5% неонола на стадии доотмыва показали увеличение коэффициента вытеснения в .среднем на 7.2% и снижение проницаемости в 4.8 раза.

Третья глава посвящена обоснованию методических приемов и разработке метода экспрессного определения фильтрационных характеристик реальной пористой среды для двухфазного потока.

Основным способом разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, имеющим место на большинстве площадей, является заводнение, поэтому наибольшую актуальность представляет случая совместной фильтрации нефти и воды. Значительное увеличение числа разрабатываемых объектов, рост цен на оборудование и материалы требуют повышения экспрессности методов без снижения достоверности получа-

емых результатов и снижения себестоимости выполняемых работ. В связи с этим актуальной представляется разработанная методика экспрессного определения ОФИ при .установившейся фильтрации с применением центрифугирования, не требующая дорогостоящего оборудования.

Изучение физических предпосылок для осуществления установившейся двухфазной фильтрации в центробежном поле было начато с простейшего варианта, когда одна из двух фаз, находящихся в поровом пространстве, фильтруется в присутствии другой остающейся неподвижной. На графике зависимости ОФН точки, представляющие такой случаи фильтрации, находятся на границе области совместного течения двух фаз и за ее пределами вплоть до полного исчезновения второй фазы. В исследованиях были использованы терригеяные и карбонатные коллектора различных месторождений с газопроницаемостью в пределах соответственно 0.0389 - 0.1920 мкм2 и 0.00806 - 0.0145 мкм2. Коэффициент проницаемости по жидкости определялся с помощью центрифугирования и стандартным методом на УШК - 1М для четырех значения

коэффициента водонасыщенности (К ): К = О; К = К ; К - I - К ;

в в в ов в он

Кв = I, где Кцв, К - коэффициенты остаточной водости и нефтенэ-

сыщенности. Среднее относительное отклонение по данным всех определения составило 6,1Я.

Далее был сконструирован и создан кернодержзтель, позволяющий фильтровать два несмешивающиеся жидкости разной плотности в центробежном поле. В результате исследовании порядок опыта свелся к выполнению следующих процедур. Торцы обрззцз тщательно пришлифовываются, для лучшего капиллярного контакта, а боковая поверхность герметизируется эпоксидной шпатлевкой. После насыщения образец закрепляется в специальном кернодержателе, причем сверху устанавливается высокопроницаемый смеситель, который находится в капиллярном контакте с исследуемым образцом. На смеситель помещается дозирующая прокладка, поджимаемая контейнером с двумя раздельными емкостями, содержащими нефггь и воду. Снизу кернодержателя закрепляется ловушка с двумя диаметрально противоположными прозрачными окнами. При необходимости в ловушку добавляется вещество снижающее межфззкое натяжение на границе нефть - вода для разрушения образующейся водонефгяной эмульсии. Процесс эмульгирования наблюдается как на выходе исследуемого образца, так и в процессе прохождения мелких капель воды через слоя собранной в ловушке нефти. Примене-

ние высокопрсницаемой насадки и специальной подставки под образцом позволяет значительно снизить влияние концевых эффектов. Измерение числа оборотов ротора центрифуги, а также накопленных обьемов воды и всей жидкости осуществляется с помощью стробоскопа без остановки центрифугирования. Опыт по оценке ОФП начинается с определения фазовой проницаемости при 100%-ном насыщении образца водой после достижения установившейся фильтрации при пластовой температуре. Затем через образец фильтруется нефть в обьеме не менее 8-10 объемов пор, что имитирует стадию формирования нефтяной залежи. При этом создается критическая водонасыщенность, которая, как известно (A.M. Кузнецов, 1989), превышает остаточную водонасыщенность на 10 - 15% абсолюггных. Производится замер критической водо-насьнценноети и фазовой проницаемости по нефти. Затем в образец осуществляется одновременная подача нефти и воды до достижения установившегося режима фильтрации. Соотношение фильтруемых фаз последовательно изменяется в сторону увеличения доли воды в совместном потоке до полного исчезновения нефти на выходе образца. Таким образом в образце формируется остаточная нефтенасыщенность и моделируется залежь на заключительной стадии разработки. По окончании опыта содержание воды и нефти в исследуемом образце определяется экстракцией в аппарате ЛП- 4(3акса).

Для расчета текущих значений водонасыщенности используется

аналитическая формула, куда входят значения насыщенности и фазовой

проницаемости в критических точках, а также измеренные значения

фазовой проницаемости го нефти и воде:

1-S —S к к S = s + —SS. (1--— + _■_>,

в ВО о /

d Nib о %но

где Кн, Кв- текущие значения ОФП для нефти и воды (при определен-номсоотношении их в потоке); Кнво- фазовая проницаемость для неф-типри критической водонасыщенности; Квно- фазовая проницаемость длянефти при остаточной нефгенасыщенности.

Достаточно сложной проблемой является расчет давления, под действием которого осуществляется одновременная фильтрация двух несмешивавдихся жидкостей в центробежном поле. Если рассмотреть закон Дарси без гидродинамической составляющей, приравняв ее к нулю, то в простейшем нвдз будем иметь:

V -|г PH9h ; VB= РвЗ* • Как видно из уравнений, при увеличении величины h до определенного

значения будет иметь место увеличение разности давлений, развиваемых кавдой из фаз в отдельности, выше значения капиллярного давления. С точки зрения гидродинамики этого быть не может, т.к. сразу после указанного превышения в рассматриваемом сечении образца произойдет взаимное перераспределение фильтрующихся фаз. Предложен подход, при котором считается, что эпюра давлений, развиваемых жидкостью с большей плотностью, "накладывается" на эпюру давлений, развиваемых второй жидкостью за разностью капиллярного давления. Тогда перепад давления, под действием которого осуществляется фильтрация, будет одинаковым для обеих фаз и рассчитывается для фазы с большей плотностью, т.е. в данном случае для воды. Расчеты и сопоставления с результатами, полученными согласно ОСТ 39 - 235 -89 показали лучшую сходимость с результатами, рассчитанными предложенным способом.

Для одних и тех же образцов и насыщающих флюидов получены кривые ОФП расчетным методом Бурдайна, по предложенному методу и по ОСТ 39 - 235 - 89. Показана хорошая сходимость предложенного и стандартного методов. Результаты для составного образца УФ-57 приведены на рис.1. По результатам всех яксперимеятэльных данных оценены воспроизводимость и в сравнении со стандартным точность предложенного метода, которые составили соответственно 4.5% и 14.3Ж.

Результата всех проведенных исследований указывают на применимость разработанной методики для получения кривых ОФП методом центрифугирования в установившемся процессе фильтрации.

В четвертой главе приведена разработанная экспресс методика определения нижних пределов коллекторских свойств пород с применением центрифугирования и полученные с ее помощью результаты.

Первым пределом принято считать так называемый "абсолютный" предел, характеризующий такие петрофизические значения пористых сред, при которых вместе с остаточной водой в поровом обьеме содержится только неподвижная нефть. Вторым или физическим пределом коллекторских свойств называют тот, начиная с которого фазовая проницаемость для нефти становится отличной от нуля. Третий кондиционный предел используется для выделения промышленных коллекторов, разработка которых возможна и целесообразна при существующих технологии и условиях воздействия на пласты.

Существует большое количество лабораторных методов определе-

Кривые относительных фазовых проиицаемостея для составного образца

УФ - 57.

Примечание: I - ОСТ 39-235-89 (фильтрация); 2 - выполнено во ВНИГНИ (ККД); 3 - выполнено в ПермНИПИнефть (ККД); 4 - центрифуга

(фильтрация).

Рисунок I.

ния нижних пределов коллекторских свойств. Среди множества методов наиболее информативной считается группа методов, основанных на изучении фэзовых проницземестей и позволяющих учесть особенности наиболее широко применяемой технологии разработки нефтяных месторождений, связанной с искусственным заводнением. Одна из тзких методик основана нз построении зависимости фазовой проницаемости исследуемых образцов по углеводородной жидкости в присутсвии остаточной водонасыщенности от проницаемости по газу. Указанная зависимость содержит два характерных учэстка. Первый участок зависимости расположен, в большинстве случаев, очень низко над осью аб-цисс, имеет незначительный наклон и характеризует неколлектор. Второй участок, соответсвующий области значении пород-коллекторов расположен, как правило,под значительным уклоном к оси зс-цисс. Точка пересечения этих двух участков соответствует нижнепредельному значению коллекторских свойств. Практика раооты по указанной методике показала, что определение зависимости нэ первом участке требует значительных временных и материальных затрат (порядка 7и. 80%) в сравнении со вторым участком. что связано в первую очередь с низкими коллектсрскими свойствами исследуемых образцов. С другой стороны, сложившиеся условия требуют повышения производительности и снижения затрат без потерь в точности получаемых результатов. Поэтому большую актуальность имеет разработанная экспрессная методика определения нижних пределов коллекторских свойств с применением центрифугирования.

Для проведения опыта подбираются образцы с коллекторскими свойствами ззведомо превышающими искомое предельное значение. Боковая поверхность образца герметизируется эпоксидной шпатлевкой, и образце создается остаточная водонасышенность, при этом остальная часть перового пространства заполнена углеводородной жидкостью. Образец помещается в специальный кернодержатель, отличительными особенностями которого являются увеличенная высота столба фильтруемой жидкости над образцом и .уменьшенный обьем ловушки. Диаметр верхней части контейнера для исследуемой жидкости также выполняется максимальным. Достаточно непродолжительный опыт работы с указанным типом кернодержэтеля позволяет оператору производить одновременно замеры фаговой проницаемости ерззу для четырех образцов. Использование стробоскопа обеспечивает непрерывность проведения эксперимента. Исследования начинаются с образцов, имеющих большую

проницаемость, в результате по полученным данным строится зависимость фазовой проницаемости по углеводородной жидкости от проняла емости по газу. Значение газопроницаемости, соответсв.ующее точке пересечения указанной зависимости с осью абцисс, считается нижним пределом коллекторских свойств для данного обьекта. Проведение опыта по указанной методике позволяет сократить время получения результатов не менее чем в 4 раза. Экспрессность достигается за счет исключения необходимости исследования образцов с коллектор-скими свойствами ниже предельных и возможностью обеспечить фильтрацию сразу на четырех образцах.

Предложенная методика была апробирована на семи подсчетных объектах Курбатовского месторождения в том числе пласты КВ, В3 4, Бш, Тл, Бб, Мл, X. Результаты показали хорошую сходимость со стандартным методом, средняя относительная ошибка по объектам составила соответственно 3%, 1.8%, 2%, 3.7%, 6.1%, 13.5%, 6.3%. Результаты проведенных исследований нашли применение при составлении проекта кондиций Курбатовского месторождения, который находится на рассмотрении всероссийской государственной комиссии по запасам полезных ископаемых.

В пятой главе представлены результата лабораторных определений смачиваемости методами, использующими центрифугирование.

Существует большое количество различных методов определения этой важнейшей характеристики, отражающей природу взаимодействия поверхности горной породы с насыщающими ее флюидами. Применяемые метода делятся на количественные и качественные, наибольшее значение среди которых имеют первые, позволяющие не только охарактеризовать коллектор, но и оценить целесообразность того или иного воздействия на пласт.

Для случая реальных горных пород, поверхность которых имеет сложный минеральный состав, смачиваемость носит интегральный характер, отражающий количественный и качественный состав слагающих зерен. Поэтому наибольший практический интерес представляют методы, изучающие смачиваемость горных пород непосредственно внутри реальной пористой среды. К числу таких методов относятся метод капиллярного впитывания и центрифугирование (КВЦ), а также недавно разработанный и применяемый за зубежом метод 16ВМ. Первый метод имеет достаточно давнюю практику в лабораториях физики нефтяного пласта. В связи с этим большой интерес представляет сопоставление

результатов этого метола с данными, полученными с помощью нового метода именуемого USBM, среди преимуществ которого определяется способность дифференцировать образцы с нейтральной и смешанной смачиваемостью.

Для получения показателя смачиваемости W по методу USBM необходимо образец, насыщенный 4-х нормальным раствором NaCl, поместить в керосин, а затем в центробежное поле и достичь значений Рк не менее 0,7 МПа. В последствии образец помещается в 4 -х нормальный раствор NaCl и определяется кривая капиллярного давления впитывания до Рк = 0,7 МПа , ограничивающая площадь к, над осью водо-пасыщенности. На следующем этапе образец, насыщенный остаточной водой и керосином, а динамический обьем которого заполнен водной фазоп, центрифугируется в керосине и определяется кривая капиллярного давления дренирования, ограничивающая площадь At над осью водонасышенности. Величина Рк равная или незначительно превышающая значение 0,7 МИэ была выбрана из следующих соображений. Считается, что при достижении указанной величины в исследование вовлекается та доля пор, которая оказывает определяющее влияние на процесс разработки месторождения. Смачиваемость остальной части пористой среды не может повлиять на параметр W. Параметр смачиваемости рассчитывается как:

Ai

W = log .

2

Значение параметра W около -I говорит о фобности исследуемого образца, при W около О можно говорить о нейтральной смачиваемости. Значение W близкое к I или превышающее его соответсвует области преимущественной фильности.

Развитие метода USBM заключалось в том, что автором был разработан специальный кернодержатель, позволяющий, в частности, определять кривую капиллярного давления впитывания, когда исследуемый образец, насыщенный остаточной водой и керосином, помещается в водную фазу.

Для проведения опытов были взяты образцы различных месторождений как из водной, так и из нефтяной зоны.-После первой серии измерений часть образцов с различной смачиваемостью прокаливалась втечение Зч. при температуре 300°, а другая - была обработана сильным фобизатором, и затем был проведен повторный замер. Из эксперимента сделан вывод о высокой информативности метода USBM, а также о том, что результаты по методам USBM и КВЦ вполне сопоставимы.

- хв -

Разработан новый метод определения смачиваемости СПК, позволявший оценить смачиваемость выделенного диапазона пор и ответить на вопрос в порах какого радиуса и в каком количестве содержится остаточная нефть. Последнее особенно актуально с точки зрения повышения нефтеотдачи. Предложен параметр смачиваемости Сг:

* 2

Г Р (г)йг

г. д

2

Г Р <г)с!г

г- Э

' 1

где г-' (г), К (г)- функции дифференциального распределения радиусов пор соответственно для динамического и эффективного порового пространства; г , г, - граничные значения выделенного диапазона пор. Параметр смачиваемости 0_ изменяется в пределах от О до I, причем значение и .указывает на абсолютную фобность, а I - на абсолютную фильность поверхности.

По результатам сопоставительных опытов согласно трем методам КВЦ, 1БВМ и СПК установлено, что при реализации метода СПК необходимо учитывать конкретные условия процесса разработки. В частности, для случая поршневого вытеснения, ККД впитывания и дренирования необходимо получать методом фильтрации. Также сделан вывод о сохранении природной смачиваемости зерен, слагающих породу, в области мелких пор. Отмечена более тесная корреляционная связь между параметрами смачиваемости * и с по сравнению с пзрметрами М и Сг.

Шестая глава посвящена исследованию влияния структурных особенностей низкопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторов на нефтеотдачу.

Ввод в разработку все большего числа мелких обьектов с низкими коллекторскими свойствами требует исследования низкопроницаемых пород коллекторов с привлечением всех имеющихся средств. В связи с этим проведено комплексное изучение низкопроницаемых (менее 0.050 мкм2) терригенных ,и .карбонатных коллекторов. Терригенные породы относились к яснополянским отложениям, среди которых были выделены четыре структурные группы. Карбонатные породы представлены Верейскими, башкирскими и турнейскими отложениями Дороховского месторождения.

Изучаемая выборка терригенных низкопроницаемых коллекторов

(всего 54 образца) была разделена на четыре группы: песчаники але-вритистые (П/Ас), песчаники алевритовые (П/Ав), алевролиты песчаные (А/Пн) и алевролиты песчанистые (А/Пс) согласно классификации Л.Б. Рухина. Для исследования низкопроницаемых пород был использован широки комплексов методов, позволяющих оценить важнейшие пе-трофизические свойства. Средние значения параметров приведены в табл.1, где они расположены сверху вниз в порядке уменьшения песчаной и увеличения алевритовой фракций. При анализе микроструктуры исследуемых образцов базовым служил метод центрифугирования, с помощью которого были получены ККД, нормированные дифференциальные и интегральные функции распределения эквивалентных радиусов поро-вых каналов, а также коэффициент Траска, характеризующий регулярность структуры порового пространства.

В результате проведенных исследований, а также данных макро -и микроописания установлено, что изученные терригенные низкопроницаемые породы по составу, структурно - текстурным особенностям и вторичным изменениям является неоднородными. Коллекторские свойства ухудшаются от песчаников алевритистых к алевролитам песчанистым, о чем свидетельствует, в частности, уменьшение комплексного

параметра г К/Кп, отражающего фильтрационно - емкостные свойства пород. Диапазоны изменения эквивалентных радиусов поровых каналов по данным центрифугирования у выделенных групп также закономерно уменьшаются к алевролитам песчанистым и, в целом, эти диапазоны сужаются с уменьшением проницаемости рассматриваемых образцов. Дифференциальные и интегральные кривые распределения радиусов пор по размерам показывзют постепенное увеличение доли мелких каналов и уменьшение максимальных радиусов при замене песчаной фракции на алевролиговую. Это, в итоге нашло отражение в средних значениях эквивалентных радиусов поровых каналов.

Коэффициент вытеснения (0) был определен методом приближенного лабораторного моделирования на составных моделях для песчаников алевролитовых и алевритистых, средние газопроницаемости моделей составили соответственно 0.0415 и 0.0432 мкм2. В первом случае получена величина р=0.52, во втором 0.50 при вязкости нефти 9 мПа*с. В этих же опытах после полной обводненности выходящей из модели жидкости была осуществлена закачка композиции, состоящей из анионоактивных ПАВ и полиакриламида (ПАА). Результаты по двум изучаемым моделям оказались различными: коэффициент вытеснения песча-

Таблица I.

Петрофизические характеристики низкопроницаемых терригенных пород.

Тип породы Пористость, Проницаемость, Остаточная водона-сьпцен., К ов Д.ед. Параметр Диапазон измененения радиусов поровых каналов, мкм Средний радиус поровых каналов, мкм Коэфф. неодно родао-сти. Т ед. Доля застойных зон. а Д.ед. Козфф. вытеснения.

К п д.ед. Кпрг 10% мкм Центри фуга Смеси мое вытес нение 0 Д.ед.

Песчаники алевритистые (П/Ас) 0.125 38.4 0.212 1.70 0.20-73.0 10.8 3.9 5.54 0.292 0.50

Песчаники алевролитовые (П/Ав) 0.140 33.0 0.253 1.56 0.20-48.7 9.1 3.7 4.90 0.281 0.52

Алевролиты песчаные (А/Пн) 0.151 30.6 0. 300 1.36 0.20-42.9 6.1 3.3 4.41 0.280 0.49

Алевролиты песчанистые (А/Пс) 0.157 17.0 0.418 0.96 0.16-36.5 5.0 2.4 3.9 0.3С6 -

ников алевритовых не изменился, а для песчаников алевригистых -возрос до 0.55. Причина этого заключается в том, что песчаники алевритистые имеют более неоднороное строение порового пространства как по диапазону изменения средних радиусов, так и по значению коэффициента 1 в сравнении с песчаниками алевритовыми. Применение раствора ПАВ в этом случае способствует улучшению охвата вытеснением и повышает его коэффициент. Дополнительный опыт по эффективности анионактивного ПАВ отдельно и в составе с ПАА был проведен на модели, состоящей из алевролитов песчаных со средней проницаемостью 0.0399 мкм2. Результаты эксперимента показали, что применяемый отдельно анионактивный ПАВ в значительной мере адсорбируется за счет сравнительно высокой удельной поверхности алевролитов песчаных, а эффективность композиции ПАВ + ПАА обуславливается коагулирующим влиянием ПАА в отношении молекул ПАВ и сохранением вследствие этого высоких нефтевытесняющих свойств анионактив-ных ПАВ.

Результаты свидетельствуют о том, что вещественный состав определяет развитие структуры порового пространства низкопроницаемых коллекторов и оказывает существенное влияние на физико - химическое состояние системы порода - коллектор, что следует учитывать при решении вопросов нефтеотдачи и применения реагентов, повышающих степень нефтеизвлечения.

Карбонатные породы, представленные тремя пластами, а именно верейсккм, башкирским и турнейским, Дороховского месторождения, были подвергнуты вышеуказанному комплексу исследований (см. табл.2). При оценке основных параметров микроструктуры базовым служил метод центрифугирования. Отличительными особенностями было то, что указанные параметры оценивались как для эффективного, так и динамического объемов исследуемых образцов, а также получение дифференциальных и интегральных функций распределения обьемов даровых каналов (см. табл.3).

Рассматриваемые карбонатные разностные выборки, несмотря на сопоставимость коллекторских свойств (см. таблицу 2), имеют различные коэффициенты вытеснения (з), степень смачиваемости и структуру порового пространства, которые порой не всегда логично взаимо-связанны друг с другом. Определенная стройность в соотношению! различных параметров и изменении коэффициента вытеснения обнаруживается при попарном сопоставлении особенностей структуры этих

Таблица 2.

Сопоставление низкопроницаемых карбонатных коллекторов различных продуктивных отложений

Дороховского месторождения.

Отложения Пористость, К п Д.ед. Прони цае- мость ю-3 мкм2 Коэфф. вытеснения, Р д.ед. Смачиваемость, М Д.ед. Остаточная во-донасьпценность, Д.ед. Пористость, д.ед. Нефтенасыщен-ность, д.ед. Застойные зоны а , Д.ед.

0.17МПа О.бМПа Эффективная Динамическая, Эффективная Динамическая.

Башкирские (С2Ъ> 0.125 167 0.563 0.66 0.260 0.151 0.092 0.052 0.74 0.417 0.334

Турнейские (С1Ь) 0.120 160 0.660 0.22 0.207 0.129 0.095 0.063 0.79 0.523 0.311

Верейские <ВА> 0.142 170 0.638 0.25 0.301 0.231 0.099 0.063 0.70 0.446 0.293

Таблица 3.

Основные характеристики микроструктуры, определенные методом центрифугирования.

Отложения Диапазоны радиусов, мкм Средние радиусы, мкм Средние радиусы по методу Микронеоднородность поро-вого пространства

по 1'(г) по Г(У) смеси- мого выпзс. эл.сопротивлений по Г (Г) по ИУ)

эффективных дина-мичес. эффе-ктив. динз-мичес. эффективных дина-мичес. эффективных дина-мичес. эффективных дина-мичес.

Башкирские <С2Ь> 0.838.4 6.438.4 5.9 14.0 10.6 16.3 11.2 13.4 1.4 2.2 3.7 4.3

Турнеаские (Си) 0.628.6 4.828.6 6.3 11.2 9.4 13.1 10.0 12.0 2.0 3.0 4.0 4.6

Верейские <В.В4> 0.524.8 3.724.8 5.1 11.2 8.3 11.9 9.2 10.4 2.1 3.4 4.6 5.2

групп - турнеаских отложений с башкирскими и верейских с турнея-скими.

У турнейскоя группы образцов в срвавнении с башкирской, несмотря на мелкие поровые каналы и фобность поверхности, регулярная микроструктура дарового пространства, меньший обьем застойных зон и значительная степень нефтенасыденности явились определяющими факторами наибольшего коэффициента вытеснения. Детальный сравнительный анализ верейских и турнеаских образцов, проведенный по аналогии с башкиро - турнейскими позволяет также достаточно обоснованно трактовать кажущуюся противоречивость их основных параметров.

Проведенные исследования убедительно свидетельствуют о том, что пористость и проницаемость пород не всегда дзют полную информацию о коэффициенте вытеснения. В связи с этим необходима дифференцированная оценка основных параметров пластов и их петрофизиче-ских особенностей на микроструктурном уровне.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ.

1. Разработан комплекс методов для исследования пород-коллекторов нефтяных и нефтегазовых месторождений с применением центрифугирования.

2. Разработана методика экспрессного определения кривых относительных фазовых проницаемостей для нефти и вода при совместной установившейся их фильтрации с использованием центрифуги и стробо-тахометра. Создан кернодержатель, обеспечивающий фильтрацию двух несмешивающихся жидкостей различной плотности в центробежном поле.

3. Разработан метод определения параметра смачиваемости для выделенного диапазона эквивалентных радиусов поровых каналов (СПК);

4. Обоснован расчет давления, развиваемого фильтруемой жидкостью в центробежном поле, рассмотрен подход к расчету давлений при совместной фильтрации двух несмешивающихся жидкостей с различной плотностью.

5. Установлена принципиальная возможность и выполнена оценка кондиционных значений коллекторских свойств пород методом центрифугирования, обеспечивающим фильтрацию углеводородной жидкости, для семи объектов Курбатовского месторождения. Получено согласие

результатов по нижним пределам коллекторских свойств по предложенному и стандартному методам.

6. Сопоставлены кривые относительных фазовых проницаемостей, полученные с одной стороны предложенным методом, а с другой с расчетным методом Бурдайна и по ОСТ 39 - 235 - 89. Показана хорошая сходимость и зкспрессность предложенного метода в сравнении со стандартным методом. Получены кривые относительных фазовых проницаемостей для конкретных условий Асюльского, Мало - Усинского и Озерного месторождений.

?. Разработан кернодержэтель для определения ККД впитывания и проведено сопоставление двух методик определения смачиваемости USBM и КВЦ.

8. Усовершенствован кернодержатель и методика определения коэффициентов проницаемости по жидкости и вытеснения нефти водой ихимреагентами.

Пути практической реализации подученных выводов и результа-ШЬ. Разработанные метод определения кривых относительных фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды в пористых средах и метод определения смачиваемости могут быть использованы при подготовке исходных данных для проектирования разработки нефтяных месторождений, а также для создания технологий и реализации методов повышения нефтеотдачи.

Разработанные конструкции кернодержзтелей могут быть реализо-ззяы на стадии оперативных исследования в лабораториях физики пласта и в ряде случаев восполнить недостаток сложного и дорогостоящего оборудования.

Разработанные методические подходы при реализации метода центрифугирования были использованы при создании комплекса петрофизи-ческих исследований на базе стандартных центрифуги РС-6 и стробоскопа 2ТСт, внедренного в ПермНИПИнефть, ВНИИнефть, ВНШГАЗ, ВНЙГНИ и п/о "Арктиморнефтегазразведка".

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на:

- научно - технической конфереции ПШ ( Пермь, 1987 г.);

- научно - технической конфереции ППИ ( Пермь, 1989 г.);

- всесоюзной научно - технической конфереции ( пос. Крйс-ный Курган, 1989 г.).

- 24 -ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

В диссертации защищаются следующие положения:

- экспрессная методика определения относительных фазовых про-ницэемостег при установившейся совместной фильтрации нефти и вода на базе метода центрифугирования;

- метод определения параметра смачиваемости (Сг) для выделенного диапазона пор;

- оптимальные варианты конструкций., кернодержателей при реализации метода центрифугирования;

- усовершенствованная формула расчета давления, развиваемого фильтруемой жидкостью, в центробежном поле;

- результаты определения нижних пределов коллекторских свойств пород с применением центрифугирования, полученные для условий конкретного месторождения.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих рзботах:

1. Кочкин 0.В..Митрофанов В.П..Тульбович Б.И. .Хижняк Г.П. Комплексное исследование низкопроницаемых терригенных пород в связи с задачами повышения нефтеотдачи // Ускорение научно - технического прогресса при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений: Тез. докл. Пермь. - 1987. - С.81-82.

2. Кочкин О-В..Митрофанов В.П..Тульбович Б.И.,Хижняк Г.П. Анализ стр.уктурых групп низкопроницаемых терригенных пород в связи с применением химических реагентов // Проблемы освоения трудноиз-влекэемых запасов нефти Пермского Приуралья. Москва. - 1988. -С.38-41.

3. Кочкин 0.В..Хижняк Г.П. Определение коэффициентов проницаемости и вытеснения методом центрифугирования // Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений: Тез. докл. Пермь. - 1989. - С.69.

4. Кочкин О.В..Соснинэ Е.А.,Хижняк Г.П. Применение центрифугирования для определения проницаемости // "Роль молодежи в решении конкретных научно - технических проблем нефтегазового комплекса страны": Тез. докл. Москва. - 1989. - С.196.

5. Митрофанов В.П..Хижняк Г.П..Кочкин О.В. Дифференцированная

оценка коэффициента вытеснения низкопроницаемых карбонатных коллекторов // Дифференциация запзсов и ресурсов нефти. Сб.науч. тр. ИГиРГИ. М. - 1992. - С.179-185.

6. Митрофанов В.П. Дульбович Б.И..Кочкин О.В. .Хижняк Г.II. Особенности петрофизических свойств гидрофобных пород // Геология нефти и газа. - 1992.- «1С.25-28.

8. Митрофанов В.П. Дульбович Б.И..Кочкин 0.В. .Хижняк Г.Г1. Влияние гидрофобности пород на их петрофизические свойства // Проблемы повышения эффективности разработки подсчета запасов и извлечения углеводородов в Пермском Прикамье: Сб. научн. тр./ ПермНИПИ-нефть.-Пермь,1991.-С.I93-205.

9. Кочкин 0.В..Хижняк Г.П. Расчет давления вытеснения три фильтрации жидкости через образец в методе центрифугирования // Проблемы повышения эффективности разработки подсчета запасов и извлечения углеводородов в Пермском Прикамье: Сб. научн.тр./ Перм-НИШнефть. -Пермь. 1991. -С. 206-212.

10. Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Тульбович Б.И., Кочкин О.В., Петерсилье В.И. Сопоставление значений относительных фазовых псо-ницаемостей, определенных различными методами. //Сб. научн. тр./ ВНИИнефТЬ.- 1993, Вып. 117.- Ч. 2.- С. 42-48.

11. A.c. I65641О СССР. М.Кл.5С 01 N15/08. Кернодержатель /З.Р. Борсуцкии, О.В. Кочкин, Г.II. Хижняк, Опубл. 15.06.91. Бюл. X2Z

12. Патент РФ по заявке на изобретение .№92-008458/25 от 26. 11.92г. "Устройство для определения фазовой проницаемости жидкости в образцах керна горных пород методом центрифугирования", авторы: О.В. Кочкин, Б.И. Тульбович., решение о выдаче патента от 08.12.93г.

Соискатель •"<■- Кочкин О В.

Сдано в печать 1СД.94. Формат 60x84/16. Объем 1,75 п.л. Тираж ЮС. Заказ 1330.

Ротапринт Пермского государственного технического университета