РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.031.011.433 © И.В. Шпуров, А.В. Тудвачев, 2015
Обоснование граничного значения проницаемости коллекторов при их дифференциации на классы с высоким и низким фильтрационными потенциалами
И.В. Шпуров, к.г-м.н. (ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых»), А.В. Тудвачев
(Санкт-Петербургский гос. университет)
Адрес для связи: ShpurovIV@gkz-rf.ru, tudvachev@dhspb.ru
Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, нефть, низкопроницаемые коллекторы, нелинейная фильтрация, пористая среда.
В отечественных и зарубежных работах по физике пласта, гидрогеологии, инженерной геологии и почвоведению, в том числе в работах [1-9], были описаны случаи нарушения линейного закона фильтрации Дарси и наличия начального (предельного) градиента давления сдвига, после которого начинается фильтрация жидкости при течении ньютоновских жидкостей в пористой среде низкой проницаемости. Лабораторные опыты показывают, что имеют место два критических или начальных градиента давления: (dp/dx)+, при котором начинается движение нефти по самым большим по-ровым каналам и трещинам (рис. 1, зоны III, II6); (dp/dx)++, при котором фильтрацией охватываются все основные поры пласта (см. рис. 1, зоны IIa, I). Существование второго градиента давления для коллекторов Широтного Приобья Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, равного около 0,01 МПа/м, подтверждается современными исследованиями [1] (рис. 2), но только для образцов проницаемостью для газа не менее 5-10-3 мкм2. В низкопроницаемых коллекторах, по данным авторов, значение второго градиента давления может достигать 0,08 МПа/м и более.
Лабораторными опытами, описанными в работе [2], установлено отклонение от закона Дарси при фильтрации жидкости в низкопроницаемых коллекторах проницаемостью для газа 1-10-3 мкм2. Авторы работы [2] выделяют четыре зоны (см. рис. 1). По мнению авторов настоящей статьи достаточно выделить три зоны: первая - III, II6; вторая - IIa; третья - I, что обосновано влиянием комплексов различных физико-химических процессов, происходящих при фильтрации. В первой зоне III, II6 (нелинейной фильтрации) при невысоких
Justification of the boundary values of permeability reservoirs in their differentiation into classes with high and low filtration potential
I.V. Shpurov (State Reserves Commission under Ministry of Natural Resources of the Russia Federation, RF, Moscow), A.V Tudvachev
(Saint-Petersburg State University, RF, Saint Petersburg) E-mail: ShpurovIV@gkz-rf.ru, tudvachev@dhspb.ru
Key words: hard-to-recover reserves, oil, low permeability, nonlinear flow, porous media.
Problem of the use of low permeable fields is not new In Russia, the first experience took place in 80th, on the case study of the Jurassic fields. Since that time, the means of oilfields development were improved, new methods and technologies, such as multistage fracking in horizontal wells, appeared. Nevertheless, the problem is still actual at present. Complexity of the development of such fields is caused by low groundwater velocity rates and necessity of the creation of high pressure gradients. In the present paper, results of the authors' research on the filtration in low-permeable terrigenous reservoirs are described; review of the current world achievements on the problem is presented. As a result, it was stated that there is a deviation from the Darcy's law in case of filtration in low-permeable reservoirs. It is caused by the high capillary pressures, intermolecular forces, and the influence of the rock tension. Basing on the numerous domestic and foreign investigations, it is stated that the rocks with gas permeability of 0,004 |jm2 should be related to low-potential reservoirs.
grad p
Рис. 1. Зависимость скорости фильтрации V от градиента давления grаdp (черная штриховая линия - линейный закон Дарси (2))
градиентах давления весьма существенно влияние сил межмолекулярного взаимодействия в системе жидкость - порода и жидкость - жидкость, а также капиллярных сил.
Вторая зона 11а - область линейной фильтрации, в которой градиенты давления преодолевают силы межмолекулярного взаимодействия и капиллярные. Третья зона I - область, где преодолены указанные силы. Величину сдвига кривой на рис. 1 в сторону больших значений градиентов давлений можно объяснить влиянием изменения напряженного состояния горных пород при проведении эксперимента, что следует из работы [10].
Опытами, описанными в работе [3], которые были проведены на низкопроницаемых образцах кернов При-
Рис. 2. Результаты лабораторного определения эффективных начальных градиентов давления для образцов различной проницаемости для газа по данным работы (3):
1,2, 3 - фильтрация соответственно воды, нефти при наличии остаточной воды и воды при наличии остаточной нефти
обского месторождения по определению градиента давления gradp при задаваемых значениях расхода жидкости ^ от 0,01 до 0,0001 см3/мин (всего 11 режимов фильтрации, начиная с большего расхода), установлено, что практически во всех случаях наблюдается отклонение от линейного закона фильтрации при снижении градиента давления закачки ниже критического значения. Из рис. 2 видно, что при низких значениях проницаемости для газа образцов песчаников (4-10-3 мкм2 и менее) эффективные начальные градиенты давления имеют высокие значения при наличии второй остаточной фазы в поровом пространстве. Предположительно, в таких коллекторах в случае фильтрации нефтяной фазы при наличии остаточной воды последняя занимает мелкие поры и удерживается капиллярными и межмолекулярными силами, блокируя поры, по которым в дальнейшем будет происходить фильтрация нефти. Для прорыва нефти необходимо достижение эффективных начальных градиентов давления.
В работе [11] по данным капилляриметрии образцов керна горизонта Ю1 месторождений Пермяковской группы показано, что темпы выработки разнопроницае-мых сред зависят от механизма вытеснения нефти водой. В крупных порах фронтальное вытеснение нефти осуществляется под действием гидродинамического градиента и гравитационных сил, в низкопроницаемых - в режиме «капиллярной пропитки» и фильтрации нефти по высокопроницаемым прослоям, зачасто представленным трещинами техногенного генезиса в зонах разуплотнения коллектора. Дальнейшие исследования методом капилляриметрии, проведенные на образцах керна месторождений-аналогов, также подтвердили значительное влияние капиллярного давления на механизм движения флюидов, способствующего вытеснению при режиме пропитки и препятствующего фронтальному вытеснению нефти. Полученные результаты показали, что породы проницаемостью менее 4-10-3 мкм2 практически не вовлекаются в разработку при фронтальном вытеснении нефти водой, и для фильтрации пластового флюида в коллекторах данного типа необходимо создать градиенты давления не менее 40 МПа/м, что практически неосуществимо.
Рис. 3. Зависимости фазовых проницаемостей для нефти при наличии в порах остаточной воды от абсолютной проницаемости для газа
Также были проведены исследования пород горизонтов БС, ЮС1, ЮС2, ЮС3 и ачимовских отложений по определению зависимости фазовой проницаемости для нефти при наличии остаточной воды и для воды при наличии остаточной нефти (рис. 3). Анализ зависимости фазовой проницаемости от абсолютной показал, что в образцах с абсолютной проницаемостью менее 4-10-3 мкм2 значительно снижается фазовая проницаемость для жидкости. Эта закономерность характерна для продуктивных отложений различного возраста. Данные выводы подтверждаются также результатами промышленной разработки юрских отложений. Степень выработки продуктивных пластов верхне- и средне-нижнеюрского нефтегазоносных комплексов приведена в таблице.
Нефтегазоносный комплекс кпр.г, 10-3 мкм2 Отбор от начальных извлекаемых запасов (категории АВС1), %
Верхнеюрский >4 37,9
<4 18,9
Средне-нижнеюрский >4 29,5
<4 9,7
Таким образом, граничное значение абсолютной проницаемости пластов для юрских и нижнемеловых коллекторов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции составляет 4-10-3мкм2. К коллекторам с низким фильтрационным потенциалом (НФП) необходимо относить породы проницаемостью для газа менее 4-10-3 мкм2 (НФП), с высоким фильтрационным потенциалом (ВФП) -более 4-10-3 мкм2.
Одним из важнейших факторов, определяющих характер многофазной фильтрации в низкопроницаемых коллекторах является наличие в них воды. Изучение фильтрации воды в низкопористой среде с малой проницаемостью, высокой остаточной водонасыщен-ностью и наличием глинистого цемента показало, что фильтрация в низкопроницаемых коллекторах также подчиняется законоам фильтрации неньютоновских жидкостей (В.В. Девликамов, 1968 г.). Содержание в породе глинистых минералов существенно влияет на фильтрацию воды. Это объясняется тем, что на их поверхности сорбируются молекулы воды, и толщина сорбированного слоя может быть значительно шире поро-вого канала (А.Е. Гуревич, 1980). Кроме свободного состояния жидкости (в основном воды), в пористой среде также выделяются:
а) адсорбционные слои молекул на поверхности пор толщиной h от долей монослоя до нескольких монослоев;
б) смачивающие пленки с h > 0,8-1 нм, к которым применимо понятие жидкого состояния и «расклинивающего» давления.
В первом случае существуют короткодействующие силы межмолекулярной связи, во втором - применима теория дальнодействующих поверхностных сил: смачивающие пленки можно рассматривать как часть утончившейся жидкой фазы, граничащей с одной стороны с твердой подложкой. В смачивающих пленках воды, кроме молекулярных сил, действуют электростатические и структурные силы.
В тонких порах радиусом r < 0,1 мкм, где перекрываются поля поверхностных сил, мениск не является поверхностью с постоянной кривизной. Это не позволяет применять уравнение Лапласа в виде
r = 2 acosö/^,
где а - поверхностное натяжение; 0 - краевой угол смачивания;^к - капиллярное давление.
Из отмеченного следует, что в низкопроницаемых коллекторах на фильтрацию жидкостей существенно влияет как капиллярное давление, так и силы межмоле
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.