Спосіб визначення змочуваності порід-колекторів

Винахід відноситься до галузі фізико-хімічних досліджень гірських порід і може бути використаний при обгрунтуванні під рахункових параметрів колекторів нафти і газу, проектуванні ефективних систем розробки родовищ вуглеводнів. В якості прототипа нами вибрано відомий спосіб визначення змочуваності гірських порід [1], який включає вимірювання тиску витиснення еталонної рідини з породи, визначення кута змочуваності для неекстрагованого і гідрофілізованого зразка. Основні недоліки прототипу слідуючі: необгрунтоване прийняття крайового кута змочуваності для гідрофілізованого зразка 45°C, суб'єктивний підхід при визначенні цього параметру, низька інформативність і достовірність визначення кута змочуваності. Задачею винаходу є визначення змочуваності поверхні порід в диференційному і інтегральному видах, а також підвищення достовірності і інформативності способу. Вказана задача досягається тим, що на зразках проекстрагованих в холодному розчиннику і висушених після їх насичення пластовою водою визначають пористість по воді і проводять капіляриметрію в групових капіляриметрах чи за допомогою центрифуги шляхом ступінчастого витиснення води з кожного зразка при різних перепадах тиску витиснення. При одержанні стабільного значення водонасичення зразки донасичують гасом і повторно проводять капіляриметрію шляхом ступінчастого витиснення гасу з кожного зразка при різних перепадах тиску. Потім зразки екстрагують в холодному розчиннику (спиртобензольній суміші) з метою мінімального впливу на початкові поверхневі властивості порід, відмивають їх від солей в дистильованій воді, висушують при 105°C до постійності маси і насичують гасом, визначають пористість по гасу і проводять капіляриметрію шляхом ступінчастого витиснення гасу з кожного зразка при різних перепадах тиску. В процесі витиснення води (гасу) на всіх етапах капіляриметричних досліджень фіксують поточні значення водо(гасо)-насичення і перепади тиску витиснення, за якими будують графіки залежності тиску витиснення від водонасичення (гасонасичення). Для співставлення одержані графіки приводять до єдиної точки відліку, задаються на них лініями одинакових тисків витиснення, при перетині яких з капіляриметричними кривими визначають поточні значення водо- та гасонасичення. По відносній величині відхилення поточних значень водонасичення від поточних значень гасонасичення при одинакових тисках витиснення визначають кут змочуваності порової поверхні зразка водою в диференційному виді. Для визначення кута змочуваності порової поверхні порід в інтегральному (загальному, об'ємному) виді задаються на капіляриметричній кривій лінією 50% насичення пор пластовою водою, при перетині якої з кривою одержують точку, через яку проводять лінію одинакових капілярних тисків, яка перетне решту капіляриметричних кривих. Відносна величина відхилення водонасичення від гасонасичення дає змогу оцінити кут змочуваності порової поверхні в інтегральному виді при 50% насиченні пор. Потім зразки групують в класи по змочуваності поверхні на гідрофільні, гідрофобні, з нейтральною і мікрогетерогенною змочуваністю, а також по фільтраційно-ємкісному параметру де - проникність, пористість, здійснюють їх екстракцію в холодному розчиннику, просушують при 105°C до постійності маси і насичують пластовою водою відповідної мінералізації і хімічного складу. З водонасичених зразків, відібраних по змочуваності і по комплексному параметру, складають модель пласта, поміщають її в кернотримач, створюють на модель пласта гідрообтиск, внутрішньопоровий тиск і температуру, ідентичні пластовим, і проводять витиснення води з моделі пласта витискаючим агентом до стабільного значення водонасичення. В процесі витиснення визначають об'єми витисненої води і профільтрованого агенту, будують графік залежності водонасичення моделі пласта від кратності її промивки витискаючим агентом. В залежності від типу флюїду, яким насичений колектор конкретного родовища, для нафтонасичених колекторів проводять витиснення води рекомбінованою пробою нафти, для газових колекторів - пробою газу, для газоконденсатних пробою газоконденсатної суміш і, попередньо приведеними до пластових термодинамічних умов по тиску і температурі. Витиснення води нафтою (газом, газоконденсатною сумішшю) проводять до одержання стабільного значення водонасичення. Потім нафту (газ, газоконденсатну суміш) витисняють з моделі пласта в залежності від режиму розробки покладу конкретного родовища водою при постійній швидкості її прокачки (в випадку існування водонапірного режиму чи застосування заводнення), чи шляхом стравлення порової енергії моделі пласта (в випадку розробки покладу в режимі виснаження). В процесі витиснення нафти (газу, газоконденсатної суміші) з моделі пласта вимірюють об'єми витисненого і профільтрованого флюїдів, по яким будують графіки залежності нафтонасичення (газонасичення, газоконденсатонасичення) моделі пласта від кратності промивки витискаючим агентом. Потім проводять холодну екстракцію моделі пласта ацетоном до повного вимивання з неї води, нафти (газу чи газоконденсатної суміші), прогрівають (висушують) її, після чого прокачують через неї нафту, газ чи газоконденсатну суміш в кількості не менше 3 - х порових об'ємів моделі, попередньо створивши в моделі термодинамічні умови по температурі і тиску, ідентичні пластовим. Після насичення моделі флюїдом, що контролюється постійністю вимірів проникності, в залежності від режиму витиснення проводять витиснення нафти (газу, газоконденсатної суміші) або водою або шляхом стравлення пластової (порової) енергії моделі до одержання стабільного значення флюїдонасичення. За даними експерименту будують графіки залежності нафтонасичення (газонасичення, газоконденсатонасичення) моделі пласта від кратності промивки її порового об'єму витискаючим агентом. Всі графіки витиснення приводять до єдиної точки відліку, задаються на них лініями одинакових кратностей промивки, при перетині яких з кривими витиснення знімають поточні значення водо-нафточи газоконденсатонасичення і по відносній величині відхилення поточних значень водонасичення від поточних значень нафто-газочи газоконденсатонасичення визначають кут змочуваності поверхні моделі в диференційному виді при умовах, ідентичних пластовим. Задаються на графіку залежності водонасичення моделі від кратності промивки її витискаючим агентом лінією 50% водонасичення, яку проводять до перетину з вищезгаданим графіком. З точки перетину опускають перпендикуляр до осі кратностей промивки, при перетині якого з іншими кривими витиснення визначають значення нафто-газочи газоконденсатонасичення. По відносній величині відхилення водонасичення моделі пласта від нафто-газо- чи конденсатонасичення при 50% насиченні пор визначають кут змочуваності в інтегральному виді. На фіг.1 приведена принципова схема капіляриметричної установки; на фіг.2 принципова схема фільтраційної установки, за допомогою яких здійснюється реалізація запропонованого способу. На фіг.3, 4 і в табл.1, 2, 3 представлені результати визначення змочуваності порід, що підтверджують можливість здійснення винаходу. Капіляриметрична установка (фіг.1) містить корпус 1 кернотримача, куди вставляють зразки насичених порід 2 разом з гумовими манжетами та напівпроникними мембранами (на фіг.1 не зображені). Ефективний тиск в корпусі 1 кернотримача створюється підводом трансформаторного масла від пресу (на рис. не зображений). Підводячий канал 3 служить для подачі витискаючого агенту (газ, вода, гас, нафта) через розподіляючий маніфольд 4. Для фіксації тиску витиснення у кожному зразку служать зразкові манометри 5, а об'єм витіснення Із них флюїдів вимірюється за допомогою мікробюреток 6. Фільтраційна установка (фіг.2) призначена для вивчення процесів витіснення на моделях при термобаричних умовах, що імітують природні. Модель пласта 1 разом з секційною гумовою манжетою 2 розміщають в кернотримачі 3. Гідрообтиск в кернотримачі З створюється за допомогою пресів заводської установки "УИПК1М"-4. Витискаючі агенти подають через поршневі розділювачі (на фіг.2 не зображені). Зразкові манометри 5, 6 служать для вимірів тиску витіснення в моделі пласта 1. Інтенсивність відбору флюїдів з неї регулюється вентилем 7, а їх об'єми вимірюються в бюретці 8. Спосіб виконується слідуючим чином. Після проведення підготовчих операцій на зразках (екстракція, висушування, насичення водою, визначення пористості по воді) водонасичені зразки 2 вставляють в корпус 1 кернотримача капіляриметричної установки (фіг.1), де створюють на них ефективний тиск шляхом підводу трансформаторного масла від пресу (на фіг.1 не зображений). Мікробюретки 6 вакуумують, заповнюють водою і витримують в часі. Після стабілізації нульового рівня води в кожній мікробюретці 6 по підводячому каналу 3 через розподіляючий маніфольд 4 до кожного зразка 2 окремо подають витискаючий агент (наприклад газ, гас чи нафту) при перепаді тиску (в даному випадку газ - азот). Перепад тиску фіксують на зразкових манометрах - 5, а об'єм витисненої води із кожного зразка 2 в мікробюретках 6. Після стабілізації об'єму витісненої води задаються перепадом тиску (тиском витіснення) і знову вимірюють об'єм води, витісненої з кожного зразка 2. Потім задаються тиском витіснення і вимірюють об'єм витісненої води в мікробюретках 6. За даними вимірів будують графік залежності тиску витіснення від водонасичення (фіг.3аг, шифр кривих "вода"). Після одержання стабільного значення залишкового водонасичення кожен зразок 2 донасичують гасом шляхом підводу його через канал 3 через маніфольд 4, профільтрувавши при цьому не менше 4 - х порових об'ємів зразка (кратність промивки). При такій кратності промивки, що встановлено нами експериментально, поровий об'єм зразка повністю дозаповнюється гасом. Потім гас із кожного зразка 2 витісняють газом (азотом) при ступінчатих перепадах тиску (тисках витіснення) Об'єм витісненого гасу вимірюють в мікробюретках 6 (див. фіг.1). За даними вимірів будують графік залежності тиску витіснення від гасонасичення (див. фіг.3а-г, шифр кривої "суміш"). Потім водонасичені зразки 2 (фіг.1) виймають з корпусу 1 кернотримача капіляриметричної установки, екстрагують їх в холодному розчиннику, відмивають від солей в дистильованій воді, висушують, насичують гасом, визначають пористість по гасу, повторно поміщають в корпус 1 кернотримача капіляриметричної установки і проводять ступінчасте витіснення гасу із зразків при тисках витіснення до одержання стабільного значення гасонасичення За даними експерименту будують графік залежності тиску витіснення від гасонасичення (див. фіг.3а-г, крива під шифром "гас"). Приводять графіки до єдиної (спільної) точки відліку, задаються на них лініями одинакових тисків витіснення, які проходять через точки (див. фіг.3а-г, точки позначені номерами 1 - 6), при перетині яких з капіляриметричними кривими, зокрема визначають (крива під шифром "гас" на рис.3а-г), поточні (приведені) значення гасонасичення Кут змочуваності порової поверхні кожного зразка визначають по відносній величині відхилення водонасичення від гасонасичення (див. фіг.3а-г, точки 1 - 6, кут змочуваності визначається в диференційному виді). Потім задаються на одержаних капіляриметричних кривих лінією 50% насичення (відповідає пор проводять паралельно осі водою (гасом) (її при перетині якої з кривою знімають точку (див. фіг.3а). Через точку проводять лінію паралельно осі (на фіг.3а зображена пунктиром), при перетині її із залежністю знімають значення (точка на фіг.3а). По відносній величині відхилення від визначають кут змочуваності в інтегральному виді. З метою прискорення проведення досліджень вода і гас із зразків порід можуть витіснятись не на капіляриметричній установці, зображеній на фіг.1, а за допомогою лабораторної центрифуги. Тоді при цьому різко зростає продуктивність праці і оперативність визначення змочуваності порід. Після цього досліджені зразки за характером поверхневих взаємодій групують у класи: При цьому також враховують І фільтоаційноємкісний параметр де проникність, - пористість, в частках од., - кут змочуваності, градуси. Потім згруповані зразки екстрагують в холодному розчиннику, просушують і насичують пластовою водою. З водонасичених зразків формують модель пласта 1, поміщають її разом з секційною гумовою манжетою 2 в кернотримач 3 фільтраційної установки (див. фіг.2). На модель пласта 1 створюють термодинамічні умови по тиску І температурі ідентичні пластовим і гідрообтиск створюють за допомогою установки "УИПК-1М"-4, а температуру - нагрівальним елементом, вмонтованим в кернотримач 3 (на фіг.2 не зображений). За допомогою комунікацій установки "УИПК-1М"-4 проводять витіснення води з моделі 1 витискаючим агентом (гасом, газом, нафтою, газоконденсатною сумішшю та ін.) до одержання стабільного значення водонасичення. В процесі витіснення вимірюють тиск витіснення (перепад тиску) на манометрах 5, 6 розхід флюїдів регулюють вентилем 7, а їх об'єм - вимірюють в бюретці 8, газову фазу вимірюють лічильником газовим барабанного типу (на фіг.2 не зображений). При цьому в залежності від того, яким флюїдом насичений пласт, для нафтових колекторів витискаючим агентом служить рекомбінована проба пластової нафти, для газових колекторів - проба пластового газу, для газоконденсатних - проба газоконденсатної суміші, попередньо приведених до пластових термодинамічних умов по тиску і температурі. За одержаними даними будують графік залежності водонасичення від кратності промивки пор (фіг.4, крива під шифром "вода"). Потім проводять холодну екстракцію моделі пласта 1 ацетоном до повного вимивання з неї флюїдів, після чого прокачують через неї нафту (газ чи газоконденсатну суміш) за допомогою установки "УИПК-1М"-4 (див. фіг.2), попередньо створивши в моделі пласта 1 термодинамічні умови, ідентичні пластовим. Після стабілізації розходу нафти (газу чи газоконденсатної суміші) заміряють проникність моделі 11 проводять витіснення вуглеводнів, наприклад, нафти водою, вимірюють об'єми витіснених флюїдів у бюретці 8 (див. фіг.2). За даними витіснення будують графік залежності нафтонасичсння (газонасичення чи газоконденсатонасичення) від кратності промивки порового об'єму моделі пласта водою (див. фіг.4, крива під шифром "нафта"). Одержані графіки приводять до єдиної (спільної) точки відліку, задаються на них лініями одинакових кратностей промивки, які проводять паралельно осі водонафтонасичення при перетині яких з графіками і визначають поточні значення водоі нафтонасичення (точки 1 - 5 на фіг.4). По відносній величині відхилення водонасичення моделі пласта від нафтонасичення (газонасичення чи газоконденсатонасичення) визначають кут змочуваності порової поверхні моделі пласта в диференційному виді. Потім задаються на графіку лінією 50% насичення пор моделі пласта, яку проводять паралельно осі кратностей промивки, при перетині якої з кривою з точки перетину (див. фіг.4, точка 2') проводять лінію паралельно осі при перетині її з кривою знімають значення нафтонасичення (див. фіг.4, крива під шифром "нафта", точка По відносній величині відхилення водонасичення моделі пласта при від нафтонасичення (газонасичення чи газоконденсатонасичення) при одинаковій кратності промивки визначають змочуваність порової поверхні пласта в інтегральному виді. У залежності від того, яким типом флюїду насичений колектор, режиму в покладі та режиму його розробки, наприклад, для водонапірного режиму, а також при заводненні, витіснення вуглеводнів (нафти, газу чи газоконденсатної суміші) проводять водою, або шляхом стравлення пластової енергії моделі пласта у випадку розробки покладу в режимі виснаження. В табл.1, 2, 3 представлені результати визначення змочуваності порід в інтегральному і диференційному видах на одному з газоконденсатних родовищ ДніпровськоДонецької западини, одержані при застосуванні способу, що заявляється. Досліджені зразки згруповані в класи по змочуваності поверхні на гідрофільні, гідрофобні, з нейтральною та мікрогетерогенною змочуваністю. Визначення змочуваності поверхні порідколекторів має принципове значення при вирішенні прикладних задач нафтогазопромислової геології, пов'язаних зокрема з вивченням їх водонасичення, розподілом флюїдів в пористому середовищі, дослідженням процесів фільтрації і витиснення в пластових системах. При проведенні петрофізичних досліджень спосіб дає змогу зробити відбраковку зразків з водонасичених горизонтів, що сприяє в кінцевому етапі підвищенню достовірності визначення параметрів порід-колекторів. Техніко-економічна ефективність запропонованого способу, який дає змогу кількісно оцінити змочуваність порід як в диференційному, так і в інтегральному видах, сприятиме підвищенню ефективності геологорозвідувальних робіт на нафту і газ, максимальному вилученню вуглеводнів з надр за рахунок проектування раціональних систем розробки родовищ.