Полный текст

Введение Поверхностные свойства горных пород являются важным параметром, оказывающим большое влияние на процессы вытеснения нефти водой [1, 2]. В реальных системах смачиваемость может находиться в диапазоне от сильно гидрофильной до сильно гидрофобной в зависимости от взаимодействия минерализованной воды и нефти с поверхностью породы [3, 4]. Если в породе не наблюдается преимущественной смачиваемости какой-либо из двух жидкостей, то говорят, что система имеет нейтральную смачиваемость. Некоторые компоненты нефти могут смачивать избранные участки поровой поверхности породы по всему пласту. Под избирательной смачиваемостью понимают пятнистую, неоднородную смачиваемость поверхности породы [5, 6]. Смачиваемость пластовых пород насыщающими их фазами - одна из основных характеристик, так как распределение фаз в поровом пространстве является функцией смачиваемости [7, 8]. Таким образом, характеристика смачиваемости является необходимым критерием оценки коллектора [9, 10]. Качественную характеристику смачиваемости исследуемого объекта можно получить с помощью кривых капиллярных давлений, капиллярной пропитки, кривых относительных проницаемостей, метода ядерного магнитного резонанса и т.д. [11, 12]. Количественные методы оценки смачиваемости можно разделить на прямые и косвенные. Прямые методы определения смачиваемости основаны на тщательном измерении краевых углов смачивания. Однако если на гладкой поверхности краевой угол смачивания фиксирован, то на шероховатой гетерогенной поверхности естественной горной породы создаются условия для изменения краевого угла в широких пределах. Шероховатость поверхности горной породы обусловливает возникновение большого числа метастабильных состояний капли с различными углами [11]. При использовании косвенных методов оценивают смачиваемость пород по специальным показателям. Метод Амотта основан на измерении количества флюидов, впитываемых образцом при различных условиях; метод Горного бюро США (USBM) основан на анализе площадей, ограничиваемых кривыми капиллярного давления, полученными методами центрифугирования образцов, существует также комбинированный метод Амотта-USBM [5, 13]. В России наиболее часто применяется метод капиллярного впитывания и вынужденного замещения по ОСТ 39-180-85 [14]. Перед началом лабораторных исследований проводится экстракция образцов керна для очищения порового пространства от нефти, битумов, воды и солей. Отраслевой стандарт по определению показателя смачиваемости также регламентирует проведение исследований экстрагированных образцов керна. При физико-гидродинамических исследованиях керна (коэффициент вытеснения нефти водой, относительные фазовые проницаемости) важно сохранить поверхностные свойства пород, соответствующие состоянию в естественном залегании in situ. Если в результате горячей экстракции произошло существенное изменение, необходимо проводить восстановление поверхностных свойств - «старение» керна. Задачей исследований было изучение влияния экстракции на поверхностные свойства сложнопостроенных карбонатных пород коллекторов и анализ информативности различных методов определения смачиваемости. Смачиваемость вычисляли двумя наиболее часто применяемыми методами: по ОСТ и по методу Амотта. Определение смачиваемости по ОСТ 39-180-85 и методу Амотта Метод ОСТ предусматривает определение параметра, выражающего интегральную характеристику смачиваемости пород по данным капиллярного впитывания в образец воды и керосина при атмосферных условиях и в гравитационном поле при центрифугировании. Метод Амотта также основан на самопроизвольном впитывании флюида керном и принудительном вытеснении нефти и воды из него. Испытания начинают при остаточной нефтенасыщенности. Следовательно, вначале необходимо путем принудительного вытеснения нефти водой создать остаточную нефтенасыщенность в образце. Показатель смачиваемости Амотта Iw выражается в виде относительного параметра: из отношения объемов нефти, вытесненных водой, вычитают отношение объемов воды, вытесненных нефтью. Показатель смачиваемости определяется по результатам капиллярного впитывания и принудительно вытеснения керосина водой при центрифугировании. Полученный параметр смачиваемости находится в диапазоне от 0 до 1,0 по ОСТ 39-180-85 и от -1,0 до 1,0 по методу Амотта (табл. 1). Исследования выполнены для карбонатных отложений верхнего девона одного из месторождений Тимано-Печорской провинции. Результаты изучения петрофизических свойств и показателя смачиваемости представлены на рис. 1. Таблица 1 Характеристика поверхности и диапазон значений показателя смачиваемости Диапазон значений показателя смачиваемости М Характеристика поверхности пород По ОСТ 39-180-85 0,0…0,2 Гидрофобная 0,2…0,4 Преимущественно гидрофобная 0,4…0,6 Промежуточной смачиваемости 0,6…0,8 Преимущественно гидрофильная 0,8…1,0 Гидрофильная По методу Амотта -1,0…-0,6 Гидрофобная -0,6…-0,2 Преимущественно гидрофобная -0,2…0,2 Промежуточной смачиваемости 0,2…0,4 Преимущественно гидрофильная 0,4…1,0 Гидрофильная Коллекторские характеристики рассматриваемой толщи весьма неоднородны: наряду с высокопористыми и кавернозными породами в разрезе имеются низкопористые и трещиноватые разности. Выполнено изучение фильтрационно-емкостных свойств образцов стандартного размера и полноразмерного керна. В целом отложения изученного разреза могут быть отнесены к разноемкому коллектору сложного типа, в нем чередуются поровые, трещинно-поровые, порово-трещинные и порово-каверновые, осложненные трещиноватостью, типы коллекторов. Показатель смачиваемости пород определяли дважды: у образцов с естественной насыщенностью (до экстракции) и у экстрагированных образцов. Сильная неоднородность смачиваемости по глубине может быть охарактеризована как гетерогенная (избирательная). В целом внутренняя поверхность породы состоит из многих минералов с различными поверхностными химическими и адсорбционными свойствами, которые могут приводить к вариациям смачиваемости. При избирательной (гетерогенной) смачиваемости компоненты нефти сильно адсорбируются в определенных участках породы, так что часть породы является сильногидрофобной, а другая часть - сильногидрофильной [5]. По результатам литолого-петрографических исследований установлено, что карбонатная толща данного возраста формировалась в условиях мелководного шельфа. Разрез представлен микробиальными известняками с комковато-зернистой микроструктурой, участками с интракластами и фенестральными полостями. Породы стилолитизированы, доломитизированы, сульфатизированы, нефте- и газонасыщены. Цвет пород светло-серый, серый, в зонах нефтенасыщения темно-коричневый. Породы пористые, кавернозно-пористые, участками трещиноватые. Известняки значительно доломитизированы, участками переходят во вторичные доломиты замещения. В табл. 2 приведены литологические типы пород, которые были выделены в результате микроскопических исследований. Таблица 2 Параметр смачиваемости по литологическим типам пород Литологический тип Экстракция керна Значения смачиваемости минимум максимум среднее Известняк микробиальный До 0,07 0,90 0,31 После 0,03 0,95 0,42 Известняк микробиальный доломитистый и доломитовый До 0,08 0,96 0,31 После 0,11 0,97 0,43 Доломит вторичный по микробиальному известняку До 0,08 0,87 0,27 После 0,08 0,68 0,33 На рис. 2 представлены фотографии шлифов. На рис. 2, а - известняк микробиальный с кальцибионтами, сульфатизированный (10-12 %), нефтенасыщенный, пористый (~5 %). Поры выщелачивания внутри- и межформенные, открытые частично залеченные ангидритом и/или новообразованным кальцитом. Поры изолированные и сообщающиеся. Аутигенные: кристаллы ангидрита рассеяны по породе, заполняют частично поры, а также концентрируются в виде пятен округлой формы. На рис. 2, б - известняк микробиальный с кальцибионтами, пористо-кавернозный (до 10 %), насыщенный черным тяжелым окисленным битумом, который заполняет поры и каверны частично или полностью, обусловливая текстуру породы. Поры и каверны выщелачивания внутри- и межформенные. Их форма удлиненная, изометричная, чаще неправильная. Пустоты сообщающиеся и изолированные. Размер до 2,75 мм. Аутигенные: ангидрит (ед.). На рис. 3 представлено сопоставление показателя смачиваемости до и после экстракции в зависимости от литологического типа пород. Результаты исследований показали, что после экстракции гидрофильность пород возрастает, однако экстракция не привела к полному переходу гидрофобизованных нефтью пород в гидро фильные. Как видно по графику, часть образцов перешла в зону преимущественно гидрофобных и промежуточной смачиваемости, часть образцов сохранила свои гидрофобные свойства. Сопоставление результатов определения смачиваемости В табл. 3 представлены результаты определения показателя смачиваемости по методу Амотта и ОСТ у образцов с естественной насыщенностью (до экстракции) и у экстрагированных образцов. На рис. 4 приведены результаты сопоставления результатов по ОСТ 39-180-85 и методике Амотта в зависимости от глубины залегания образцов. По отраслевому стандарту поверхностные свойства породы характеризуются гидрофобной и частично нейтральной и гидрофильной смачиваемостью у образцов с естественной насыщенностью и экстрагированных образцов. По методике Амотта поверхностные свойства характеризуются нейтральной и частично гидрофобной и гидрофильной смачиваемостью у образцов с естественной насыщенностью. У экстрагированных образцов - нейтральной и гидрофильной смачиваемостью. Таблица 3 Результаты определения показателя смачиваемости по методу Амотта и ОСТ 39-180-85 № п/п Kпрг, мД Kп, % Глубина, м Объем вытесненной воды Смачи-ваемость кероси-ном Объем вытесненного керосина Смачи-ваемость водой по ОСТ Характе-ристика поверх-ности по ОСТ Смачи-вае-мость по методу Амотта Характе-ристика поверх-ности по Амотту капил-лярная пропитка центри-фугиро-вание капил-лярная пропитка центри-фугиро-вание 21-51-14 31,80 10,27 3686,88 0,089 1,635 0,054 0,485 0,950 0,511 нейтр 0,457 пр.г/фил 21-147-14 210,70 13,00 3718,65 0,193 2,121 0,091 0,445 1,834 0,243 пр.г/фоб 0,152 нейтр 21-177-14 10,01 2,01 3727,95 0,054 0,177 0,303 0,176 0,185 0,951 г/фил 0,648 г/фил 21-270-14 186,04 9,60 3757,63 0,178 1,417 0,126 0,468 1,210 0,387 пр.г/фоб 0,261 пр.г/фил Примечание: Kпрг - коэффициент проницаемости по газу; Kп - коэффициент пористости; нейтр - нейтральная; пр.г/фоб - преимущественно гидрофобная; пр.г/фил - преимущественно гидрофильная; г/фил - гидрофильная. Эти результаты обусловлены тем, что отраслевой стандарт учитывает объемы только вытесненного керосина водой, методика Амотта - разность объемов вытесненного керосина водой и вытесненной воды керосином. Таким образом, наиболее объективной и информативной является методика Амотта. Метод учитывает объемы вытесненной жидкости на всех этапах исследования. Это особенно характерно для образцов с избирательной смачиваемостью, где более мелкие поры заняты водой и матрица породы является гидрофильной, а в более крупных порах гидрофобной, и по всему керну по этим более крупным порам тянутся непрерывные «волокна» нефти. В таких образцах вытеснение нефти происходит даже при очень низкой нефтенасыщенности [1]. Заключение 1. Карбонатные породы изученного разреза обладают сложной структурой пустотного пространства и сложным составом минерального скелета. Породы стилолитизированы, доломитизированы, сульфатизированы, нефте- и газонасыщены. 2. Поверхностные свойства пород коллекторов изученного разреза отличаются высокой степенью неоднородности. Сильная неоднородность смачиваемости по глубине может быть охарактеризована как гетерогенная (избирательная) смачиваемость. 3. Экстракция оказывает частичное филизующее влияние на поверхностные свойства пород, однако она не приводит к изменению смачиваемости гидрофобной на гидрофильную. Значения образцов остаются в пределах значений одной группы характеристики поверхностных свойств или переходят в следующую, что является незначительным изменением. 4. Различие в показателях смачиваемости, определенных по ОСТ и методу Амотта, отмечено для образцов, обладающих избирательной смачиваемостью.

Об авторах

Ирина Павловна Гурбатова

Автор, ответственный за переписку.
Email: IrinaGurbatova@pnn.lukoil.com
614000, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

кандидат технических наук, заместитель начальника центра исследований керна и пластовых флюидов

Сергей Викторович Мелехин

Email: Sergej.Melehin@pnn.lukoil.com
614000, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

начальник отдела физико-гидродинамических исследований

Денис Борисович Чижов

Email: Denis.Chizhov@pnn.lukoil.com
614000, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

заведующий лабораторией физико-гидродинамических исследований

Юлия Владимировна Файрузова

Email: Yulija.Fairuzova@pnn.lukoil.com
614000, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

инженер 2-й категории отдела физико-гидродинамических исследований

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 258

PDF (Russian) - 358

PDF (English) - 49

Ссылки

• Ссылки не определены.