Процес визначення фільтраційних властивостей порід-колекторів

Реферат: Процес визначення фільтраційних властивостей порід-колекторів включає послідовне насичення зразків порід пластовою водою і гасом та проведення капіляриметричних досліджень в поверхневих умовах з побудовою відповідних кривих капілярного тиску (ККТ). Зразки порід попередньо спресовують під ефективним тиском залягання порід у спеціальні циліндричні контейнери. UA 86033 U (12) UA 86033 U UA 86033 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Корисна модель належить до нафтогазопромислової геології і фізики пласта, зокрема до вивчення фільтраційних властивостей на зразках сипучих порід і пробах шламу, відібраних під час буріння свердловин і проведення газокаротажних досліджень, коли у розрізі не можливо відібрати консолідований керн. На сьогоднішній день взагалі відсутній метод визначення фільтраційних параметрів на пробах шламу. Відомі теоретичні основи методики визначення проникності для порід-колекторів з неоднорідним розподілом пор за розмірами шляхом побудови капілярної моделі зі змінною звивистістю (Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. - Л.: Недра, 1985) Для рідини (вода, гас), якою насичений зразок, проникність можна вирахувати із кривої капілярного тиску (ККТ), як: S dS , (1)  пр    O 2 p k де S - насиченість пор водою, Рк - капілярний тиск. Однак, застосування такої методики не є достатньо обґрунтованим експериментально і не знайшло належного практичного застосування. Як правило, у процесі витіснення рідини, якою насичена порода, за отриманими ККТ можна виділити три характерні ділянки: початкова-вода міститься у над капілярних порових каналах, які мають радіус 10-100 мкм і більше. Рідина з них витісняється під дією гравітаційних сил і володіє найбільш низьким рівнем молекулярно-поверхневої взаємодії з порами, які мають здебільшого нейтральну змочуваність для полярно протилежних рідин. При подальшому нарощуванні тиску витіснення Ρ (капілярного тиску Р к) рідина, яка перебуває у плівковому стані, вилучається із капілярних порових каналів радіусом, як правило, 1-10 мкм. У відцентровому полі процес її вилучення залежить від прикладеного тиску витіснення. Гідродинамічно рідина у плівковому стані може витіснятися лише після блокування надкапілярних пор, які мають найкращі фільтраційні властивості. І, нарешті, рідина, яка перебуває в порах радіусом менше 1 мкм не витісняється, оскільки знаходиться в абсорбованому стані. Тиск у цьому класі порових каналів, а отже і пластовий тиск, гідродинамічно не передається. Диференціація ККТ на зазначені ділянки є теоретичною основою для визначення проникності порід за тою чи іншою рідиною. Тому прототипом даного процесу можуть частково слугувати методики досліджень, викладені в нормативних документах [ГСТУ 41-00032626-00025-2000. Визначення залишкового водонасичення гірських порід. Методика виконання вимірювань методом центрифугування зразків. - Київ: Мінекоресурсів України, 2001. - 19 с, ГСТУ 41-31-2002. Визначення параметрів структури нафтонасичення порід-колекторів методом центрифугування зразків. - Київ: Мінекоресурсів України, 2002. - 20с] Задачею корисної моделі є створення процесу визначення ефективної (фазової) проникності порід за незмішуваними рідинами за конкретних значень флюїдонасичення сипучих порід і проб шламу, відібраних у процесі буріння свердловин з метою підвищення інформативності петрофізичних досліджень, необхідних для підрахунку запасів вуглеводнів і розробки родовищ. Поставлена задача вирішується шляхом послідовного проведення капіляриметричних досліджень на штучно спресованих під ефективним тиском пробах зразків, послідовно насичених різними флюїдами (пластова вода, гас). Крім того, для доведення результатів досліджень до пластових умов можливе введенням відповідного поправкового коефіцієнта, а з однойменних ККТ для незмішуваних рідин додатково визначають об'єми витіснених рідин за конкретний проміжок часу, а проникність розраховують на ділянці лінійного закону фільтрації за відомою формулою. Для пояснення суті запропонованого процесу на кресленні наведені типові залежності витіснення незмішуваних рідин по воді (1) і гасу (2), де Ρ - тиск витіснення, Кв - коефіцієнт водонасичення, Кг - коефіцієнт гасонасичення. Процес виконується таким чином. Відібрана проба сипучої породи або шламу готується до досліджень згідно стандартних вимог. Висушена проба засипається у металеві або пластикові контейнери з перфорованим дном. За допомогою гідравлічного пресу проба шламу спресовується шляхом створення на неї ефективного тиску, що відповідає пластовим умовам залягання порід. Пробу насичують моделлю пластової води, зважують разом із контейнером І визначають відкриту пористість з урахування маси контейнерів у повітрі і пластовій воді. Подальша процедура досліджень 1 UA 86033 U 5 10 15 20 25 30 проходить згідно ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. Аналогічно пробу насичують гасом, зважують, визначають відкриту пористість. Завершують дослідження побудовою ККТ для води і гасу при залишковому водонасичені порід. Як приклад, на кресленні показані ККТ для зразка доломіту із вмістом алевро-середньодрібнопсамітової теригенної фракції із нижньопермських відкладів свердловини 222 Гнідинцівського нафтового родовища Дніпровсько-Донецької западини, відібраного в інтервалі 1863-1867м. Отримані в поверхневих умовах ККТ для води і гасу приводять до пластових умов шляхом введення до отриманих значень флюїдонасичення відповідного поправкового коефіцієнта. У випадку відсутності прямих вимірів пористості в поверхневих і пластових умовах, поправкові коефіцієнти для порід-колекторів різних нафтогазоносних провінцій України знаходять із ГСТУ 41-00032626-00025-2000. Визначення залишкового водонасичення гірських порід. Методика виконання вимірювань методом центрифугування зразків.-Київ: Мінекоресурсів України, 2001. До початкової ділянки ККТ (див. креслення, крива 1) проводять пряму лінію і розраховують ефективну проникність по воді у наступній послідовності. В точці відхилення ККТ від прямої лінії визначають об'єм витісненої води - коефіцієнт водонасичення Кв за конкретного максимального тиску Ρ і часу центрифугування зразка tв. У даному випадку з ККТ для води (крива 1 штриховою лінією зображено ККТ, приведену до пластових умов) отримуємо: Кв=53 %, tв=1000 c, отже витрата рідини за певний проміжок часу: Qв = Vв/tв, де Vв - об'єм витісненої води: 3 3 3 Vв = Vпор▪(1-Кв) = 4,3 cм ▪(1-0,53) = 4,3 cм ▪0,47=2,02 cм . 3 Отже, Qв = 2,02/1000=0,00202 см /с. Звідси ефективну проникність по воді знайдемо з формули: Q      1000 ,  прв  F   де  - в'язкість флюїду;  - довжина спресованої проби шламу; F - площа торця проби; Р - перепад тиску. 35 40 45 50 0,002202 см3 / с  1сПз  3см  1000 6,06  11 мД. , 5,42 6,78 см  0,8 атм Аналогічно розраховуємо ефективну проникність по гасу Кпр.г (див. креслення, крива 2 штриховою лінією зображено ККТ, приведену до пластових умов) за конкретного насичення пор залишковою водою і гасонасичення: 3 3 Об'єм витісненого гасу становитиме: 4,3 см (1-0,27-0,21)=2,236 см . Витрата гасу Qr= Vr/tг = 3 2,236 cм /900 c = 0,00248 cм/c, а проникність буде такою:  прв   прв  2  0,00248 см3 / с  13 сПз  3 см  1000 ,  4,8 мД , 6,78 см2  0,3 атм а експериментально отримане значення - 6,8 мД. Таким чином, проникність визначають лише на ділянці витіснення вільних флюїдів (вода, гас), причому підбирається лише ділянка з рівномірною швидкістю витіснення, на якій справедливий лінійний закон фільтрації Дарсі. Для визначення абсолютної газопроникності можна скористатись співвідношеннями між ефективною (фазовою) проникністю для гексану при залишковому водонасиченні порід і абсолютною газопроникністю К, експериментально виміряною на зразках порід-колекторів різних нафтогазоносних регіонів України. Для досліджуваного нами зразка отримаємо: Кг = 4,8/0,65 = 7,4 мД. Якщо врахувати ступінь насичення пор водою 53 % і 21 % та співвідношення об'ємів ефективних пор (1-0,21)/(1-0,53) = 0,79/0,47= 1,68, то для всього діапазону розподілу ефективних пор за розмірами з ККТ отримаємо: Кг = 7,4-1,68=12,4 мД, що є близьким до виміряного експериментально значення абсолютної газопроникності (11 мД) на зразку стандартних розмірів (діаметром 3 см і довжиною 3 см) згідно вимог ГОСТ 26450.2-85. (Породы горные. Метод определения коэффициента 2 UA 86033 U 5 10 абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. М.: Изд-во стандартов, 1985). Запропонований процес пройшов апробацію на зразках стандартних розмірів (близько 70 вимірів) і дозволяє перейти на сипучі породи та проби шламу, оскільки вона обґрунтована теоретично та експериментально. Альтернативного способу визначення фільтраційних властивостей подібних порід на сьогодні не існує. Даний процес дозволяє визначити фільтраційну здатність порід-колекторів відносно незмішуваних рідин або газу на сипучих породах і пробах шламу, відібраних у процесі буріння свердловин, якщо відсутній керн консолідованих порід з конкретних інтервалів. Отримана при цьому інформація дозволяє оперативно приймати заходи по випробовуванню свердловин на продуктивність або визначення доцільності впровадження методів інтенсифікації припливів вуглеводнів, оскільки промислову цінність колектора визначає його проникність. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 15 20 25 1. Процес визначення фільтраційних властивостей порід-колекторів, що включає послідовне насичення зразків порід пластовою водою і гасом та проведення капіляриметричних досліджень в поверхневих умовах з побудовою відповідних кривих капілярного тиску (ККТ), який відрізняється тим, що зразки порід попередньо спресовують під ефективним тиском залягання порід у спеціальні циліндричні контейнери. 2. Процес за п. 1, який відрізняється тим, що отримані ККТ у поверхневих умовах приводять до пластових умов введенням відповідного поправкового коефіцієнта до насичення пор незмішуваними рідинами. 3. Процес за п. 1, який відрізняється тим, що з одноіменних ККТ для незмішуваних рідин додатково визначають об'єми витіснених рідин за конкретний проміжок часу, а проникність розраховують на ділянці лінійного закону фільтрації за відомою формулою. Комп’ютерна верстка В. Мацело Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 3