Процес визначення газовіддавальних властивостей порід-колекторів

Реферат: Винахід належить до газопромислової справи, зокрема до вивчення ємнісних і потенційно можливих газовіддавальних властивостей порід-колекторів, і може бути використаний при підрахунку загальних і балансових запасів газу в покладах з невисоким вмістом конденсату (до 3 250 г/м ). Процес визначення газовіддавальних властивостей порід-колекторів включає проведення капіляриметричних досліджень за допомогою центрифуги і вивчення деформаційних властивостей порового об'єму порід. Будують криві капілярного тиску для води і гасу, розраховують ефективну і динамічну пористості зразків керна, а коефіцієнт вилучення газу визначають як співвідношення динамічної пористості і ефективної пористості. У випадку неоднозначності отриманих результатів використовують додатково побудовані диференційні криві витіснення незмішувальних рідин. Використання даного винаходу дозволяє підвищити достовірність визначення баластових запасів газових родовищ. UA 108762 C2 (12) UA 108762 C2 UA 108762 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Винахід належить до газопромислової справи, зокрема до вивчення ємнісних і потенційно можливих газовіддавальних властивостей порід-колекторів, і може бути використаний при підрахунку загальних і балансових запасів газу в покладах з невисоким вмістом конденсату (до 3 250 г/м ), які передбачається розробляти на газовому режимі. В практичних цілях коефіцієнт вилучення газу з порід-колекторів, як правило, прогнозують за методами аналогії, кореляційних залежностей статистично оброблених геолого-промислових матеріалів родовищ, що перебувають у розробці, або за результатами газодинамічних розрахунків [1]. Недоліком таких методів є неоднозначність у визначенні балансових запасів газу. Найближчими за технічним виконанням є методи визначення залишкового водонасичення і структури нафтонасичення порід колекторів [2, 3], за якими залишкове водо- і гасонасичення визначають шляхом виконання капіляриметричних досліджень методом центрифугування флюїдонасичених зразків керна і побудови кривих капілярного тиску. Проте, такі методи не адаптовані для визначення газонасичених порід-колекторів, оскільки при цьому не обґрунтована область автомодельності процесу газовилучення, як основи визначення ефективної і динамічної пористості, які є складовими у прогнозуванні потенційно можливого, з фізичної точки зору, коефіцієнта вилучення газу. Задачею винаходу є підвищення достовірності визначення балансових запасів газових родовищ шляхом удосконалення процесу визначення газовіддавальних властивостей порідколекторів. Для вирішення поставленої задачі запропонований процес визначення газовіддавальних властивостей порід-колекторів, що включає проведення капіляриметричних досліджень за допомогою центрифуги і вивчення деформаційних властивостей порового об'єму порід, згідно з яким будують криві капілярного тиску для води і гасу, розраховують ефективну і динамічну пористості зразків керна, а коефіцієнт вилучення газу визначають як співвідношення динамічної пористості і ефективної пористості. У випадку неоднозначності отриманих результатів, використовують додатково побудовані диференційні криві витіснення незмішувальних рідин. Крім того, при недонасиченні пор зразків керна пластовою водою або очищеним гасом, за основу приймають відкриту пористість, отриману газоволюметричним методом з урахуванням ступеня недонасичення та внесенням відповідних коректив у ефективну і динамічну пористості. Для підвищення достовірності отриманих даних, на зразках керна додатково досліджують зміну відкритої пористості від ефективного тиску, експериментально визначають відносну зміну об'єму пор, яку враховують під час визначення відкритої ефективної і динамічної пористостей. Для диференційованої оцінки отриманого значення коефіцієнта вилучення газу залежно від ємнісних властивостей порід-колекторів за даними досліджень представницької колекції зразків керна будують залежність коефіцієнта вилучення газу від добутку відкритої пористості та коефіцієнта газонасичення, з якої, за даними геофізичних досліджень свердловин, визначають коефіцієнт вилучення газу для конкретного продуктивного пласта. На зразках порід, підготовлених згідно з існуючими вимогами і насичених пластовою водою, створюють водонасичення на кожному режимі центрифугування, фіксують поточні значення водонасичення Кв і тиску витіснення рn, за якими будують криву капілярного тиску (ККТ) залежність водонасичення від тиску витіснення Кв=f(p). До кінцевої ділянки ККТ проводять пряму лінію і з точки відхилення від неї ККТ опускають перпендикуляр до осі водонасичення, з якої знімають об'єм залишкового водонасичення і визначають його чисельну величину Кзв. Потім зразок, що містить залишкову воду, донасичують очищеним гасом і проводять ступінчасте витіснення гасу при наростаючих тисках витіснення р n. За отриманими даними про рn і гасонасичення Кг будують залежність гасонасичення від тиску витіснення Кг=f(p). До кінцевої ділянки останньої проводять пряму лінію і з точки відхилення від неї ККТ опускають перпендикуляр до осі гасонасичення і визначають залишкове гасонасичення К зг. У випадках коли, залежність Кв=f(p) не виходить на асимптоту до отриманого значення Кзг додають об'єм води (ΔКв) який знаходиться у зразку, як різницю Кв між останнім режимом центрифугування і точкою, з якої ККТ відхиляється від попередньо проведеної прямої лінії до кінцевої ділянки ККТ. Для однозначної оцінки об'ємів залишкового водо- і гасонасичення, які формують ефективну Кпе і динамічну Кпд пористість, додатково будують диференційні криві витіснення зазначених незмішуваних рідин - ΔКв/Δрn=f(pn/pmax) і - ΔКг/Δpn=f(pn/pmax), де ΔКв і ΔКг відповідно приріст водоі гасонасичення на кожному режимі центрифугування, а ртах - максимальне значення тиску витіснення, яке вдалося досягнути на останньому режимі центрифугування. Як правило, 1 UA 108762 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 стабілізація водо- і гасонасичення на диференційних кривих витіснення відбувається між четвертим і п'ятим режимом центрифугування. При цьому ефективну і динамічну пористість визначають з отриманих ККТ для води і гасу із співвідношень: Кпе = Кп(1 - Кзв); Кпд = Кп(1 - Кзв - Кзг), де Кп відкрита пористість, визначена за газоволюметричним методом. Контроль за повнотою насичення зразків здійснюють шляхом порівняння відкритої пористості, визначеної зазначеними незалежними методами. У випадку відхилень, за основу беруть відкриту пористість за газоволюметричним методом і до неї приводять всі експериментальні виміри шляхом введення поправок за недонасичення пор. Коефіцієнт вилучення газу βг визначають за співвідношенням динамічної пористості К пд до ефективної Кпе: βг = Кпд/ Кпе. Запропонований процес дозволяє як окремо, так і диференційовано, визначати коефіцієнт вилучення газу на зразках керна, що сприяє підвищенню вірогідності визначення потенційно можливого коефіцієнта газовилучення і, як наслідок, більш достовірного підрахунку видобувних (балансових) запасів газу. Для пояснення суті запропонованого процесу на фіг. 1 наведено криві капілярного тиску, на фіг. 2 - диференційні криві витіснення незмішуваних рідин, на фіг. 3 - залежність коефіцієнта вилучення газу від відкритої пористості (або добутку відкритої пористості К п на коефіцієнт газонасичення Кгаз). Процес виконується таким чином. За результатами капіляриметричних досліджень на зразку керна №1937 Вишнянського нафтогазового родовища Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину побудовані криві капілярного тиску (фіг. 1, де 1-Kв=f(p), 2-Kг=f(p)) і диференційні криві витіснення незмішуваних рідин для даного зразка (фіг. 2, де 1 -ΔKв/Δpn=f(pn/pmax), 2 - ΔКг/Δpn=f(рn/pmax). Процедура визначення коефіцієнта газовилучення виглядає наступним чином. Оскільки = значення відкритої пористості для зразка №1937 близькі між собою: Кпг=16,4 %, Кпв 16,4 % і Кпк=16,5 %, то отримаємо: Кпе=16,4 % (1-0,29)=11,64 %; Кпд= 16,4 % [(1-0,29-(0,07+0,127))]=8,41 %; βг=8,41/11,64=0,722. Тут ΔKв=0,127 - об'єм води (приріст Кв), який знаходиться у зразку, як різниця Кв між останнім (п'ятим) режимом центрифугування і точкою, з якої ККТ відхиляється від попередньо проведеної прямої лінії до кінцевої ділянки ККТ (див. фіг. 1). Для приведення результатів вимірів до пластових умов водонасичений зразок додатково вставляють в кернотримач фільтраційної установки, де на нього створюють ефективний тиск реф, який відповідає реальним гірничим умовам залягання порід-колекторів, як різниця між гірничим рг і пластовим рпл: реф=рг-рпл; . . рг=Н δп 10, де Н - глибина залягання покладу, δп - об'ємна густина порід. Для умов залягання порід Вишнянського родовища отримаємо: . . Реф = (1,44 2,3 10)-14=19,1 МПа. З отриманих досліджень визначають відносне зменшення об'єму пор ΔVп/Vп=0,036 при ефективному тиску 19,1 МПа. Відносне зменшення об'єму пор необхідно врахувати для приведення попередньо отриманого коефіцієнта вилучення газу до пластових умов: . Кп(пл)=16,4 (1-0,036)=15,8 %; Кзв(пл)=29/(1-0,036)=30,0 %; Кзг(пл)=(0,07+0,127)/(1-0,036)=20,4 %; . Кпе(пл)=15,8 (1-0,3)=11,06 %; . Кпд(пл)=15,8 (1-0,3-0,204)=7,84 %; βг(пл)=7,84/11,06=0,708. Процедуру досліджень, описану вище здійснюють на представницькій колекції зразків керна (не менше 32 зразків, відібраних із різних свердловин) і за результатами досліджень, проведених на одиничних зразках керна будують осереднену залежність ефективної і динамічної пористості від відкритої, а на її основі - залежність коефіцієнта вилучення газу від відкритої пористості або добутку відкритої пористості К п на коефіцієнт газонасичення Кгаз (фіг. 3). Отримана залежність дозволяє диференційовано визначати коефіцієнт вилучення газу, 2 UA 108762 C2 5 залежно від ємнісних властивостей пласта і використовувати β г для вирішення конкретних прикладних завдань. З урахуванням показників розробки окремих продуктивних горизонтів Вишнянського родовища Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину, визначають коефіцієнт вилучення газу для конкретного продуктивного пласта. Отримані дані занесені у таблицю. Таблиця Продуктивний горизонт НД-1а (1-в) НД-3а (1-в) НД-6 (4-в) НД-8 (1-в) НД-11 (4-в) НД-12а (4-в) 10 15 Відкрита пористість Газонасичення Кп, % Кгаз, % 17,7 17,5 16,7 15,9 16,6 16,0 65 65 63 60 62 61 . Кп Кгаз, част. од. 0,115 0,114 0,105 0,095 0,103 0,098 Коефіцієнт вилучення газу βг част. од. 0,670 0,804 0,686 0,767 0,708 0,684 Джерела інформації: 1. ГСТУ 41-00032626-00-017-2000. Визначення коефіцієнтів вилучення газу і конденсату на різних стадіях геологічного вивчення надр.-Київ: Комітет України з питань геології та використання надр, 2000.-24с. 2. ГСТУ 41-00032626-00-025-2000. Визначення залишкового водонасичення гірських порід. Методика виконання вимірювань методом центрифугування зразків.-Київ: Мінекоресурсів України, 2001.-19с. 3. ГСТУ 41-31-2002. Визначення параметрів структури нафтонасичення порід-колекторів методом центрифугування зразків. - Київ: Мінекоресурсів України, 2002. - 20с. ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 20 25 30 35 40 45 1. Процес визначення газовіддавальних властивостей порід-колекторів, що включає виконання капіляриметричних досліджень шляхом побудови кривих капілярного тиску методом центрифугування флюїдонасичених зразків керна та визначення залишкового водо- і гасонасичення, додаткове донасичення зразків із залишковою водою очищеним гасом, проведення ступінчастого витіснення гасу при наростаючих тисках витіснення, визначення витіснених об'ємів води і гасу на кожному ступені тиску, побудову за одержаними даними кривих капілярного тиску, визначення залишкового водо- і гасонасичення, розрахунок ефективної і динамічної пористості зразків керна із отриманих кривих капілярного тиску для води і гасу, визначення коефіцієнта вилучення газу як співвідношення динамічної пористості і ефективної пористості, який відрізняється тим, що для визначення залишкового водо- і гасонасичення використовують додатково побудовані диференційні криві витіснення незмішувальних рідин для води і для гасу. 2. Процес за п. 1, який відрізняється тим, що при недонасиченні пор зразків керна пластовою водою або очищеним гасом, за основу у визначенні пористості приймають отриману газоволюметричним методом відкриту пористість з урахуванням ступеня недонасичення та внесенням відповідних коректив. 3. Процес за п. 1, який відрізняється тим, що для приведення отриманих даних до пластових умов на зразках додатково досліджують зміну відкритої пористості від ефективного тиску, експериментально визначають відносну зміну об'єму пор, яку враховують під час визначення відкритої, ефективної і динамічної пористостей. 4. Процес за п. 1, який відрізняється тим, що для диференційованої оцінки отриманого значення коефіцієнта вилучення газу залежно від ємнісних властивостей порід-колекторів за даними досліджень представницької колекції зразків керна будують залежність коефіцієнта вилучення газу від добутку відкритої пористості та коефіцієнта газонасичення, з якої, за даними геофізичних досліджень свердловин, визначають коефіцієнт вилучення газу для конкретного продуктивного пласта. 3 UA 108762 C2 4 UA 108762 C2 Комп’ютерна верстка І. Скворцова Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 5