Процес визначення структурних параметрів порід-колекторів

Процес визначення структурних параметрів порід-колекторів, що включає виконання капілярометричних досліджень шляхом побудови кривої капілярного тиску - залежності поточних значень водонасичення Кв від поточних значень тисків витіснення Dp методом центрифугування повністю водонасичених зразків, який відрізняється тим, що на зразках проводять ступінчасте витіснення води при наростаючих тисках витіснення, визначають об'єм води, який витіснився на кожному ступені тиску, за одержаними даними будують графік залежності водонасичення від тиску витіснення K в = f ( Dp), проводять дотичні лінії до початкової і Винахід відноситься до нафтопромислової геології, зокрема, до вивчення фільтраційноємнісних характеристик порід-колекторів і може бути використаний при підрахунку запасів нафти, газу, впровадженні методів підвищення нафтовіддачі пластів. Найближчий за технічним виконанням - метод визначення залишкового водонасичення порід прямими вимірами по керну у відцентрованому полі [1]. Коефіцієнт залишкового водонасичення в породі визначається перепадом тиску, який дає змогу подолати капілярний тиск, що утримує воду в порах різного розміру. Недоліком прототипу є те, що визначається лише об'єм нефільтруючих пор і не враховується їх змочуваність при розподілі за розмірами. При цьому об'єм фільтруючих пор детально не розбивається на складові: проточні і неоднорідні. Мета винаходу - більш повна характеристика властивостей порового простору, визначення на мікрорівні структурних параметрів за рахунок диференціації пор на проточні Ка, неоднорідні КΔρ і закриті Кз, параметра неоднорідності ефективного Ρ і загального ΡΣ. Завдання вирішується шляхом проведення капіляриметричних досліджень за допомогою центрифуги. Процес виконується таким чином. На зразках порід, насичених пластовою водою під вакуумом, моделюють водонасичення на кожному режимі центрифугування [2], на всіх ступенях фіксують поточні значення водонасичення і перепади тиску, за якими будують гра фік залежності водонасичення від тиску витіснення КB=f(Dp). Проводять дотичні лінії до початкової і кінцевої ділянок кривої залежності КB=f(Ap), в точках відхилення дотичних від кривих залежності опускаються перпендикуляри до осі абсцис, за якими знаходять значення Ка, КΔρ , Кз. Під проточними поровими каналами Ка слід розуміти частку порового об'єму порід-колекторів, зайнятих найбільш активними (динамічними) порами, з яких витіснення флюїдів відбувається без впливу капілярних сил. Неоднорідні порові канали КΔρ - це частка об' кінцевої ділянок кривої залежності K в = f ( Dp), в точках відхилення від них зазначеної залежності знімають з останньої показники об'ємів води, які витісняються із найбільш активних і неоднорідних порових каналів, та показники об'єму води, який не витісняється, і на підставі відношення цих об'ємів до загального об'єму пор визначають структурні параметри порід-колекторів із відношення: K a + K D p + K 3 1 де Ка - частка проточних пор, = , K D p - частка неоднорідних пор, К3 - частка закри (19) UA (11) 78350 (13) C2 тих пор. 3 78350 4 єму, яку займають порові канали, ефективність лишковою водою і становлять 0,39 від загального витіснення флюїдів з яких залежить від відношеноб'єму пор. Відповідно параметр неоднорідності ня гідродинамічних і капілярних сил та характеру ефективний становить 6,63, загальний 11,5. У визмочування поверхні. падку визначення структурних параметрів при наЗакриті пори К3 заповнені залишковою водою і сиченні породи гасом вони будуть де що іншими участі у фільтрації вуглеводнів не беруть. Слід (див. табл.1). Величина залишкового водонасивідзначити, що Ка+ Кдр+ Кз=1, а величина 1- К3 чення становитиме не 0,39, а 0,27, тобто коефіцівідповідає коефіцієнту нафтогазонасичення. єнт нафтогазонасичення з врахуванням характеру Даний процес дає змогу визначити параметр змочування ефективних пор становитиме не 0,61, неоднорідності ефективний Ρ (відношення частки а 0,73. Це необхідно враховувати при побудові петрофізичних залежностей параметра пористості об'єму пор неоднорідних до проточних Р=К Dр/Ка) і від коефіцієнта пористості і параметра насичення параметр неоднорідності загальний для породи ΡΣ=( Кдр+Кз)/Ка . від коефіцієнта водонасичення, оскільки недотримання такої умови призводить до спотворення В таблиці 1 представлені структурні параметтаких підрахункових параметрів як відкрита порисри зразків порід св. 6, 18 Рудівського родовища з тість, і коефіцієнт нафтогазонасичення. різною змочуваністю при насиченні порового просДаний процес дозволяє точніше визначити котору незмішуваними рідинами. На Фіг.1 показані параметри порового середовища при насиченні ефіцієнт водонасичення та диференційовано оцінити розподіл структурних параметрів порового зразка водою 1 і гасом 2, на Фіг.2 - порометрична простору колекторів, що сприяє підвищенню дохарактеристика при насиченні зразка водою 1 і стовірності визначення вищезазначених параметгасом 2. Як видно з фігур і таблиці 1, зразок 40784 рів. гідрофільний, крайовий кут змочування (q) змінюБібліографічні дані ється від 73 до 88 градусів. Явище гідрофільності 1. Бортницкая В.М., Ципенюк Т.М. Методичеспростежується в усьому діапазоні насичення, але кие рекомендации по обоснованию кондиционных найбільш яскраво у порових каналах радіусом мепараметров терригенных коллекторов по керну. нше 1мкм, де поровий об'єм недонасичується на Львов: УкрНИГРИ, 1985. - 35с. 6-8% гасом порівняно з водою (див. рис. 2). Сту2. ГСТУ 41-00032626-00-025-2000. Коефіцієнт пінь насичення зразка водою порівняно з гасом залишкового водонасичення гірських порід. Метостановить 0,912, а не 1,0. дика виконання вимірювань методом центрифугуРозподіл порових каналів за складовими стрування зразків. - Київ: Мінекоресурсів України, 2001. ктури їх порового простору виглядає таким чином: - 19с. проточні порові канали займають 0,08 частки одиниці, на неоднорідні пори при насиченні зразка водою припадає 0,53, закриті пори заповнені заТаблиця 1 Структурні параметри порід різної змочуваності при насиченні поров ого простору не змішув аними рідинами Лабора- Родов ище, Інтерв ал Газо проПористість Залишков е Диферент- Характер змоторний № сверд- в ідбору, никність за Клі- по в оді в умо- по гасу в умов одоційний кут змо- чув аності номер лов ини м нкенбергом в ах в ах насичення в чув ання, гразразка К ∞пр, 10-15м 2 пов ерхне- плас- Пов ерх- Плас- пов ерхнев их дуси θn в их тових нев их тових умовах К зв в в г г Кп К п.пл Кп К п.пл 40784 Рудів ське, 6 58850,012 0,036 0,031 0,040 0,034 0,39 73-88 ГФЛ 5897 40785 “ “ 0,01 0,036 0,031 0,048 0,041 0,248 80-129 МГЗ 40751 58730,003 0,034 0,029 0,039 0,033 0,88 88-89 НЗ “ 5885 40217 Рудів ське, 58080,0052 0,051 0,045 0,057 0,050 0,48 114-143 ГФБ 18 5817 Закінчення таблиці 1 ЛабораПараметри поров их каналів торний Пори по в оді Пори по гасу Параметр неоднорідності номер проточні неоднорідні закриті проточні неоднорідні закриті ефектив ний Ρ загальний РS зразка Ка Кз К Га К Dр К г Dр К Гз по в оді по гасу по в оді по гасу 40784 40785 40751 40217 0,08 0,08 0,06 0,32 0,53 0,69 0,06 0,20 0,39 0,23 0,88 0,48 0,38 0,09 0,10 0,25 0,35 0,56 0,10 0,21 0,27 0,35 0,8 0,54 6,63 8,63 1,0 0,63 0,92 6,22 1,0 0,84 11,50 11,50 15,67 2,13 1,63 10,1 9,0 3,0 Відношення Кг а Ка Кг р D К Dр Кг з Кз 4,8 1,1 1,7 0,8 0,7 0,8 1,7 1,1 0,7 1,5 0,9 1,1 *ГФЛ - гідрофільна змочуваність, МГЗ - мікрогетерогенна змочуваність, НЗ - нейтральна змочув аність, ГФБ - гідрофобна змочуваність. 5 Комп’ютерна в ерстка Л. Купенко 78350 6 Підписне Тираж 26 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601