Full Text

Введение Движение жидкости в нефтяном пласте происходит по чрезвычайно сложной системе разветвленных поровых каналов разнообразных размеров. Поэтому при совместном течении двух несмешивающихся жидкостей, какими являются нефть и вода, возникает обширная, сильно искривленная поверхность раздела, на которой действуют поверхностные силы. Каждая из фаз движется по своей системе поровых каналов, сохраняя непрерывность, но иногда частица жидкости может перемещаться в канал, занятый другой фазой, - это происходит при больших значениях градиента давления [1]. Из теоретических исследований и из экспериментов на керне известен так называемый капиллярный концевой эффект, или, как его еще называют, эффект капиллярного защемления фаз. Его причиной является физическое требование непрерывности давлений в фазах как внутри пористой среды, так и на контакте двух участков пористой среды. Как следствие непрерывности давлений в фазах, непрерывной должна быть и величина капиллярного давления во всей области существования двух фаз. Данный эффект может наблюдаться на контакте двух участков пористой среды с разными капиллярными характеристиками. В таком случае насыщенность смачивающей фазы изменяется вблизи границы до значения, при котором достигается равенство значений капиллярного давления. Зона влияния концевого эффекта распространяется на всю длину составной модели и может существенно сказываться на результатах лабораторных исследований [2]. В данной статье мы попытались выявить капиллярные концевые эффекты при лабораторных исследованиях, установить значимость и проанализировать механизм их влияния на примере фильтрационных исследований в пластовых условиях, а именно определения фазовых проницаемостей. Фазовые проницаемости являются одной из важнейших характеристик процесса течения пластовых флюидов в породах коллекторов нефти и газа. Данные о фазовых проницаемостях необходимы при обосновании кондиционных пределов, петрофизических свойств пород, при промышленной оценке переходных нефтегазовых зон пластов, в газогидродинамических расчетах технологических показателей разработки, при выборе методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи, при анализе и контроле за разработкой залежей. Проведение исследований 1. Подбор и подготовка образцов для фильтрационных исследований. Для того чтобы выявить, а далее оценить и сравнить степень влияния капиллярных концевых эффектов в зависимости от литологии и разной степени неоднородности, был отобран керн для исследований из двух разных по литологическому составу пластов: турнейских (карбонатных) и визейских (терригенных) отложений. Образцы отбирались из двух скважин с высокими коллекторскими свойствами (табл. 1). Из отобранных были выпилены образцы размером 80´30 мм, ориентированные параллельно напластованию (рис. 1), после чего проведена подготовка образцов для фильтрационных исследований. Образцы керна были очищены от нефти и битумов спиртобензольной смесью путем экстракции в аппарате Сокслета и высушены в сушильном шкафу до постоянной массы. Далее были определены фильтрационно-емкостные характеристики образцов: Рис. 1. Выпиленные образцы Рис. 2. Фильтрационная установка ПИК-ОФП-2-1-4-СУ-70-40-АР-ЭС коэффициент абсолютной газопроницаемости и коэффициент открытой пористости образцов (табл. 2). Затем образцы насыщались моделью пластовой воды, которая представляла собой минерализованный раствор NaCl с концентрацией 234 г/л. Образцы взвешивались, и вычислялся их поровый объем. После определения ФЕС и подготовки образцы помещались в фильтрационную установку (рис. 2), в которой моделировались пластовые условия и проводились эксперименты. Исследования выполнялись при моделировании условий пласта с температурой 25 ºС и эффективного давления 5 МПа. Для исследований были использованы следующие флюиды: а) модель пластовой воды - использовалась для насыщения образцов и для определения коэффициента проницаемости по воде (Kпрв1); б) изовискозная модель нефти Павловского месторождения - применялась для создания начальной водонасыщенности и определения фазовой проницаемости по нефти (Kпрн); в) пресная вода - использовалась как агент вытеснения и для замера фазовой проницаемости по воде (Kпрв2). Остаточная водонасыщенность создавалась методом вытеснения в фильтрационной установке при пластовых условиях. Параметры флюидов приведены в табл. 3. 2. Проведение исследований на образцах 80´30 мм. Фильтрационные испытания начинались с замера проницаемости по пластовой воде. Фильтрацию пластовой воды осуществляли пошагово, на 5 различных расходах, до стабилизации перепада давления, но не менее 3 поровых объемов. Далее на подготовленном образце проводили исследования по определению ОФП методом стационарной фильтрации, согласно ОСТ 39-235-89 создавая условия, максимально приближенные к пластовым. Проводилась закачка флюидов (нефть, вода) на разных режимах. На каждом режиме качали до стабилизации перепада, сопротивления и соотношения объемов закаченных и вышедших фаз [3]. В конце эксперимента проводили замер проницаемости по вытесняющему агенту на образце с остаточной нефтенасыщенностью (табл. 4). Таблица 1 Образцы керна для исследований Месторож-дение Номер образца Возраст Глубина, м Литологическое описание Г/проница-емость, 10-3мкм2 Порис-тость, % Павловское 22-448-14 C1t 1459,31 Известняк коричневый, нефтенасыщенный, высокопористый, с мелкими кавернами, образованными по орг. остаткам, крепкий 385,96 18,30 Павловское 8-599-15 C1tlт 1433,15 Песчаник темно-коричневый, интенсивно нефтенасыщенный, мелкозернистый, с единичными зернами средней размерности, высокопористый, крепкий 428,98 20,11 Таблица 2 Фильтрационно-емкостные характеристики образцов Номер образца Тип коллектора Длина L, cм Диаметр D, см Пористость, % Г/проницаемость, 10-3мкм2 Объем пор, см3 Остаточная водонасыщенность, д.ед. 22-448-14 Карбонатный 8,02 2,95 18,61 376,15 11,76 0,120 8-599-15 Терригенный 7,82 2,91 20,99 411,13 12,59 0,270 Таблица 3 Параметры флюидов Флюид Вязкость в пластовых условиях, мПа·с Плотность, г/см3 Температура, ºС Модель пластовой воды 1,56 1,146 25 Модель нефти Терригенный коллектор 3,38 0,828 25 Карбонатный коллектор 3,51 0,835 25 Пресная вода 1,00 1,00 25 Таблица 4 Замер проницаемости по вытесняющему агенту Тип коллектора Коэффициент проницаемости, 10-3мкм2 по газу по воде 234 г/л по нефти при ост. водонасыщенности по воде при ост. нефтенасыщенности Терригенный 411,13 340,76 82,49 11,51 Карбонатный 376,15 303,90 64,55 10,09 3. Переподготовка образцов. После проведения фильтрационных испытаний на керне 80´30 мм выполнена переподготовка данных образцов, включающая в себя следующие пункты: - экстрагирование (очистка породы от нефти и битумов); - распиливание керна 80´30 мм на три одинаковых образца; - определение фильтрационно-емкостных характеристик образцов. По окончанию переподготовки были сформированы составные модели (рис. 3). Результаты фильтрационно-емкостных свойств приведены в табл. 5. 4. Проведение исследований на составных моделях. Фильтрационные испытания проводились по аналогичной методике, согласно пункту 2. Результаты лабораторных испытаний приведены в табл. 6. Анализ результатов фильтрационных исследований Для сопоставления результатов проведения лабораторных исследований были сформированы таблицы, построены сравнительные графики и на их основании сделаны выводы о роли влияния концевых эффектов на фильтрационные характеристики горных пород. Капиллярный концевой эффект является результатом разрывов капилляров на выходе из образца, что приводит к накоплению одной фазы по отношению к другой и оказывает влияние на измерение перепада давления и насыщенности в эксперименте по определению фазовых проницаемостей. В табл. 7 приведены результаты опытов для сравнения ФЕС и насыщенностей образцов 80´30 мм и составных моделей после переподготовки. При сопоставлении насыщенностей необходимо отметить увеличение водонасыщенности и снижение нефтенасыщености для составных моделей. К примеру, для цельного образца карбонатного типа на режиме 50 % вода, 50 % нефть текущая водонасыщенность составляет Рис. 3. Модель составного образца после переподготовки 0,41 д.ед., а для составной модели - 0,56 д.ед. Этот факт подтверждает присутствие капиллярных концевых эффектов при проведении фильтрационных исследований. В начале исследований производились замеры абсолютной проницаемости по модели пластовой воды на цельных образцах 80´30 мм, затем их распиливали на три приблизительно равные по размеру образца и замеряли проницаемость на составной модели. Замеры выполнялись на различных расходах (рис. 4, 5). Сопоставляя результаты по графикам, видим, что абсолютная проницаемость составной модели ниже в сравнении с цельным образцом 80´30 мм. Также необходимо отметить, что для терригенного образца наблюдается незначительное снижение до 17 % по сравнению с карбонатным образцом, где снижение может достигать 40 %. Этот факт снижения проницаемости объясняется разрывом капилляров на выходе из образца, что приводит к накоплению одной фазы по отношению к другой и оказывает влияние на измерения перепада давления и насыщенности. Также необходимо отметить, что с увеличением скорости фильтрации флюида влияние капиллярных эффектов снижается. После проведения эксперимента по определению ОФП можно отметить, что фазовые проницаемости по составной модели ниже, чем на цельном образце, что также подтверждает влияние капиллярных концевых эффектов. При сравнении терригенного типа коллектора Таблица 5 Результаты фильтрационно-емкостных свойств Месторождение Тип коллектора № обр. L, cм D, см Kп, % Kпр по газу, 10-3 мкм2 Объем пор, см3 Остаточная водонасыщенность, д.ед. Павловское Терригенный a 2,46 2,91 21,0 504,9 3,41 0,28 b 2,30 2,91 21,02 486,0 3,21 c 2,60 2,91 21,05 458,7 3,58 Карбонатный a 2,82 2,94 18,02 396,5 3,30 0,14 b 2,33 2,95 18,53 476 2,82 c 2,43 2,95 18,06 383,3 2,91 Таблица 6 Результаты лабораторных испытаний Тип коллектора Коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2 по газу по воде 234 г/л по нефти при ост. водонасыщенности по воде при ост. нефтенасыщенности Терригенный 483,20 315,69 53,87 10,23 Карбонатный 418,60 255,43 21,25 3,67 Таблица 7 Результаты опытов Тип коллектора L, cм D, см Kп, % Kпр по газу, 10-3 мкм2 Объем пор, см3 Остаточная водонасыщенность, д.ед. Остаточная нефтенасыщенность, д.ед. Терригенный (цельный) 7,82 2,91 20,99 411,13 12,59 0,27 0,35 Терригенный (составной) 7,34 2,91 21,02 483,2 10,2 0,28 0,31 Карбонатный (цельный) 8,02 2,95 18,61 376,15 11,76 0,12 0,40 Карбонатный (составной) 7,58 2,95 18,61 418,6 9 0,14 0,28 а б Рис. 4. Графики зависимости коэффициента абсолютной проницаемости и перепада давления от расхода: а - для терригенного образца; б - для карбонатного образца а б Рис. 5. Графики ОФП и зависимость обводненности от вытесненного объема: а - для терригенного образца; б - для карбонатного образца на цельном и составном образце наблюдаются незначительные отклонения относительных проницаемостей и обводненностей (рис. 5, а). Для карбонатного типа отклонения более выражены: на составном образце текущая водонасыщенность выше, а нефтенасыщенность ниже на каждом этапе эксперимента в сравнении с цельным образцом (рис. 5, б). Заключение Анализ результатов проведенных исследований подтвердил проявление капиллярных концевых эффектов, возникающих на торцах отдельных образцов составной модели, а именно: · при сопоставлении насыщенностей отмечено увеличение водонасыщенности и снижение нефтенасыщености для составных моделей; · при сопоставлении проницаемостей отмечено снижение проницаемости для составных образцов. Также отмечено, что с увеличением скорости фильтрации флюида влияние капиллярных эффектов снижается. В процессе лабораторных экспериментов по определению относительных фазовых проницаемостей на графиках заметны отклонения проницаемостей и текущих насыщенностей флюидами относительно цельного и составного образцов. Наибольшие отличия выражены на карбонатных образцах. Это также подтверждает влияние капиллярных разрывов на концах образца на течение и удержание флюида. Если это влияние или дефект концевого эффекта значительны, то результаты лабораторных исследований неверны, что может привести к серьезным ошибкам при прогнозировании работы пласта. В последующем требуется учитывать проявление капиллярных концевых эффектов при проведении фильтрационных исследований.

About the authors

Ivan S. Putilov

Author for correspondence.
Email: ivan.putilov@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614015, Russian Federation

Doctor in Engineering, Deputy Director of the Branch for Scientific Work in the Field of Geology

Denis B. Chizhov

Email: denis.chizhov@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614015, Russian Federation

Head of the Department for Special Research of Core and Reservoir Fluids

Evgeniy A. Kochergin

Email: evgenij.kochergin@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614015, Russian Federation

1st category Engineer at the Department of Physical and Hydrodynamic Research

References

Statistics

Views

Abstract - 208

PDF (Russian) - 203

PDF (English) - 92

Refbacks

• There are currently no refbacks.