РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.031.011.431.3 © В.А. Кузьмин, 2015
Определение остаточной водонасыщенности пород лабораторными методами
В.А. Кузьмин, к.г.-м.н. (ИПНГ РАН)
Адрес для связи: kuzminva@mail.ru
Measuring of rocks residual water saturation by laboratory methods
V.A. Kuzmin (Oil and Gas Research Institute of RAS, RF, Moscow) E-mail: kuzminva@mail.ru
Ключевые слова: карбонатные породы, коэффициент остаточной водонасыщенности, метод полупроницаемой мембраны, метод центрифугирования, поровое пространство, центрифуга.
Key words: carbonate rock, residual water saturation, semipermeable membrane method, centrifugation method, pore volume, centrifuge.
Petrophysic laboratory methods were developed several decades ago. Up-to-date micro-level investigations have shown that methods of rocks residual water saturation measuring are first not enough theoretically founded, secondly in need of advances for accuracy enhancement. In this article a new samples centrifugation method is proposed for residual water saturation measuring. The method is founded on changing of sample position relative to centrifugal force direction during centrifugation. This allows to displace free water out of complicated configuration pores and as a result to raise residual water saturation measuring accuracy significantly.
В настоящее время в России наиболее распространен объемный метод подсчета запасов углеводородов. Начальные геологические запасы рассчитываются по формуле
у = Ун-«-^ С1)
где - объем залежи; Кп - средний коэффициент открытой пористости; Кн - средний коэффициент нефтена-сыщенности (газонасыщенности Кг); 0 - коэффициент, который учитывает усадку нефти при дегазировании.
При известном объеме насыщенных углеводородами пластов начальные геологические запасы вычисляются с помощью двух усредненных коэффициентов: Кп и остаточной водонасыщенности Кв о. Их определение по различным пластам месторождения требует проведения большого комплекса петрофизических исследований, результаты которых в дальнейшем являются основной информацией для интерпретации геофизических данных при оценке запасов месторождений (построения геологической модели месторождения). В связи с этим актуально дальнейшее совершенствование лабораторных методов определения петрофизиче-ских параметров и, в частности, коэффициента остаточной водонасыщенности породы. Целью данной работы является разработка более эффективного модифицированного метода центрифугирования образцов пород для решения указанных проблем.
Общие положения
Исследования, проведенные для карбонатных пород различных месторождений с помощью электронного микроскопа, показали чрезвычайную сложность геометрии порового пространства на микроуровне. Были получены микроструктурные параметры порового простран-
ства, которые позволили сделать вывод о неопределенности значений остаточной водонасыщенности, полученных методами, которые основаны на однонаправленном вытеснении воды, насыщающей поры образца. Отчасти это связано с механизмом формирования углеводородных месторождений в ходе различных по физической природе миграционных процессов (В.А.Соколов, 1956 г.). По направлению миграция углеводородов подразделяется на первичную из глинистых пластов в коллекторы, латеральную и вертикальную. В настоящее время имеются теории, согласно которым нефтяные месторождения могут формироваться за счет генерации углеводородов в карбонатных породах [1, 2]. В этом случае углеводороды могут накапливаться за счет диффузионных процессов, вытесняя воду из пор и поровых каналов в различных направлениях. Следовательно, процессы формирования остаточной воды в пласте, строго говоря, не могут быть точно смоделированы путем насыщения образца жидкостью и ее однонаправленного вытеснения, так как это приводит к неполному вытеснению свободной воды и некоторому завышению количества остаточной воды в породах-коллекторах со сложной структурой порового пространства (глинистые и карбонатные породы).
Легко показать, что при однонаправленном вытеснении воды из порового пространства породы из части по-ровых каналов теоретически не может быть вытеснена вода, например, из поперечных каналов-перемычек между двумя поровыми однонаправленными фильтрующими каналами, вдоль которых вытесняется жидкость (рис. 1). Как видно из рис. 1, капиллярное давление с двух сторон в этих каналах-перемычках уравновешено, что препятствует вытеснению из них жидкости. Особое влияние, очевидно, может оказывать микроструктурная анизотропия пласта, недавно обнаруженная для карбонатных пластов [3].
Рис. 1. Схема защемления свободной воды при однонаправленном капиллярном вытеснении (метод полупроницаемой мембраны)
Рис. 2. Микростроение и поровое пространство известняка в растровом электронном микроскопе (нижнепермские отложения Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения) (увеличение 1000)
Рис. 3. Катодолюминесцентное электронно-микроскопическое изображение порового пространства органогенного известняка (белые поры) (увеличение 100)
Детально формы поровых каналов были изучены авторами в растровом электронном микроскопе в обычном и катодолюминесцентном режимах по методике [4]. На рис. 2 и 3 показаны примеры конфигурации поровых каналов в органогенном известняке, из которых видны сложность и крайняя неоднородность порового пространства на микроуровне.
Методика исследований
Методы определения открытой пористости достаточно хорошо разработаны и широко используются для петрофизических исследований. Оценка открытой пористости весовым способом сухого и насыщенного жидкостью образцов достаточно строго научно обоснована и стандартизирована. Наиболее распространен метод определения коэффициента открытой пористости на основании ГОСТ 26450.1-85. Суммарная относительная погрешность метода при Кп > 15 % составляет 2 %, при 5 < Кп < 15 % изменяется от 2 до 5 %, при Кп < 5 % не превышает 10 %.
Точность определения среднего значения Кв о влияет на величину расчетных начальных запасов непропорционально. Расчеты показывают, что при пористости 20 % и водонасыщенности 40 % погрешность определения коэффициента Кв о, равная 1 %, приводит к погрешности оценки запасов 2,7 %. С уменьшением пористости погрешность возрастает.
Величина водонасыщенности нефтенасыщенных пород может значительно различаться, даже если фильтрацион-но-емкостные свойства (ФЕС) пород (например, пористость и проницаемость) близки между собой. Это связано с механизмом аккумуляции нефти в изначально водо-насыщенной породе, а также со свойствами нефти, поверхностными свойствами порового пространства, поверхностным натяжением на разделе нефть - вода, структурой порового пространства, многочисленными генетическими факторами и вещественным составом пород. Точное определение объема связанной воды, а следовательно, и коэффициента остаточной водонасыщенности образцов пород является достаточно сложной задачей. Этим объясняется наличие различных методов ее определения. Считается, что наиболее точным является непосредственное определение водонасыщенности по керну, отобранного специальным пробоотборником при бурении с использованием бурового раствора на нефтяной основе. Однако этот метод не получил массового распространения из-за сложности и недостаточного научного обоснования. Кроме того, следует учитывать, что даже при бурении с использованием такого бурового раствора давление превышает пластовое, при этом неизбежно происходит частичное перераспределение жидкости в керне, что изменяет структуру начального нефтенасыщения [5].
В петрофизической практике наиболее распространены способы, основанные на моделировании остаточной водонасыщенности в образцах и дальнейшем ее количественном определении. Наиболее часто применяются стандартизированные метод капиллярных давлений и метод центрифугирования. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности по зависимости насыщенности от капиллярного давления является отраслевым стандартом (ОСТ 39-204-86). Следует отметить, что метод моделирования основан на гипотезе о гравитационно-антиклинальном механизме формирования залежи. Эта гипотеза не учитывает все многообразие возможных процессов в залежи, что требует уточнения указанного метода.
При сравнении разных методов определения остаточной водонасыщенности пород в литературе отмечаются
как их преимущества, так и недостатки. Рассмотрим метод капиллярных давлений, сущность которого вкратце заключается в следующем. Проэкстрагированный и высушенный образец породы насыщают под вакуумом керосином или водой и помещают в цилиндр с полупроницаемой мембраной. Путем нагнетания в цилиндр воздуха или керосина, если образец насыщен водой, последовательно повышают давление. При этом каждое значение давления поддерживается постоянным при вытеснении жидкости из тех пор, в которых капиллярное давление «преодолено» давлением в цилиндре. В процессе проведения опыта количество вытесненной из образца жидкости при каждом давлении определяют взвешиванием. По полученным данным строят зависимость остаточной водонасыщенности от капиллярного давления. Недостатком метода является длительность проведения опыта, продолжающегося иногда несколько недель. В литературе имеются данные как о хорошей сходимости, так и о значительном расхождении результатов определения коэффициентов остаточной водонасыщен-ности прямым методом (отбор керна при бурении с промывкой известково-битумным раствором) и косвенным методом полупроницаемой мембраны [6, 7].
Анализ порового пространства в сложнопостроен-ных карбонатных породах показал, что в конусообразных каналах вытеснение фазы может существенно различаться в зависимости от направления капиллярного вытеснения. Теоретически в элементарном канале модели пористой среды при определенном давлении фаза может вытесняться в сторону расширения и не вытесняться (защемляться) в сторону сужения, т.е. существует неоднозначность процесса вытеснения фазы капиллярным методом. По этой причине с учетом масштабного фактора, особенно при наличии крупных поровых каналов в небольших образцах породы, определенны
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.