Рыская по инету наткнулся на такую статью
ОСОБЕННОСТИ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГИДРОФОБНЫХ ПОРОД
В. П. МИТРОФАНОВ, Б. И. ТУЛЬБОВИЧ, О. В. КОЧКИН, Г. П. ХИЖНЯК (ПЕРМНИПИНЕФТЬ)
В нефтегазоносных районах наряду с низковязкими встречаются высоковязкие нефти, содержащие, как правило, повышенное количество смол, асфальтенов, парафинов, кокса, существенно гидрофобизующих поверхность пород за счет образования устойчивых пленок карбено-карбоидных компонентов [З]. Гидрофобная поверхность этих пород и состав высоковязких нефтей влияют на двухфазную фильтрацию флюидов и процессы вытеснения, количество остаточной нефти и воды, электропроводимость, дисперсность насыщающих флюидов, параметры заводнения и др. [1]. В настоящее время отмечается повышенный интерес к высоковязким нефтям в связи с возможностью применения традиционных способов разработки [4], поэтому актуально комплексное детальное исследование коллекторов высоковязких нефтей.
В качестве типичного объекта с высоковязкими нефтями были выбраны продуктивные турнейские отложения Аллагуловского месторождения Ульяновской области, которые сопоставлены с одновозрастными отложениями месторождений Пермской области. Комплекс методов по оценке петрофизических параметров включал определение открытой пористости, газопроницаемости, остаточной водонасыщенности, смачиваемости, электрического сопротивления, относительных проницаемостей и коэффициента вытеснения. Все исследования касаются только матричной части пород, представляющей поровый тип коллектора.
Нефтенасыщенные турнейские отложения Аллагуловского месторождения представлены главным образом водорослево-комковатыми и детрито-комковатыми известняками. Пелитоморфные известняки, составляют 31–55 %. Породообразующие фрагменты цементируются тонко- и мелкозернистым кальцитом регенерационного и порового типов в количестве 10–15 %. Глинистость в породах представлена рассеянным пелитоморфным материалом. Поры в них преимущественно межформенные, неправильной формы размером 0,01– 0,5 с преобладанием 0,1–0,25 мм.
По внешнему виду известняки черные, интенсивно и равномерно пропитаны густой нефтью. По данным глубинных проб нефти турнейской залежи Аллагуловского месторождения по всем параметрам отличаются от нефтей аналогичных 16 залежей Пермской области, особенно по вязкости и содержанию асфальто-смолистых компонентов (таблица).
Смачиваемость пород (М) изучена методом капиллярного впитывания и центрифугирования [2]. На примере исследования 16 типичных нефтенасыщенных образцов из различных частей продуктивного пласта Аллагуловского месторождения показатель М изменяется от 0,003 до 0,15 и равен в среднем 0,06. Согласно принятой классификации породы с М от нуля до 0,2 относятся к классу чисто гидрофобных. В противоположность им породы продуктивных турнейских отложений Пермской области на основании изучения 71 образца 15 месторождений имеют показатель М в диапазоне 0,01–0,6. Среднее значение его 0,2 свидетельствует о том, что их гидрофобные свойства выражены значительно слабее.
Анализ коллекторских свойств показал, что по пористости и проницаемости отложения Аллагуловского месторождения и месторождений Пермской области близки. Различие состоит лишь в том, что при несколько лучших емкостных свойствах первых (средняя пористость 0,122 и 0,116 соответственно) фильтрационные свойства, наоборот, хуже (0,027 и 0,061 мкм2 соответственно). Отложения Аллагуловского месторождения характеризуются также четко выраженной неоднородностью коллекторов по распределению остаточной водонасыщенности. Высокие значения проницаемости соответствуют водорослево- и детритно-комковатым известнякам, а низкие – обломочным разностям.
Отложения Аллагуловского месторождения по проницаемости и гидрофобности резко различаются по остаточной водонасыщенности (рис. 1). Распределение остаточной водонасыщенности у них двухвершинное и отвечает двум различным выборкам, повторяя особенности распределения проницаемости. Встречаемость коллекторов с низкой и высокой остаточной водой равновероятна, тогда как в месторождениях Пермской области преобладают коллекторы с более низкой остаточной водой.
Различие пород по гидрофобности сильно отразилось на зависимостях остаточной водонасыщенности (Ко.в) от проницаемости (Кпр.г) и комплексного параметра, учитывающего пористость (Кп) и проницаемость одновременно ((Кпр.г/Кп)0,5). Соответствующие уравнения зависимостей
характеризуются высокой коррелируемостыо параметров и могут уверенно использоваться для сравнительного анализа. Например, при одинаковой проницаемости в отложениях Аллагуловского месторождения остаточной воды содержится значительно больше, чем при различной проницаемости, причем разница эта увеличивается по мере ухудшения проницаемости. Например, проницаемостям 0,1–0,01–0,001–0,0002 мкм2 соответствуют значения остаточной водонасыщенности для отложений Аллагуловского месторождения: 0,165– 0,313–0,596–0,933, для отложений месторождений Пермской области: 0,123–0,219–0,391– 0,585. Такое соотношение пород по остаточной воде, казалось бы, не согласующееся с их высокой гидрофобностью, можно объяснить только одновременным влиянием структуры порового пространства, химическим составом поверхности пород и формы нахождения остаточной воды. По причине гидрофобности отложений Аллагуловского месторождения остаточная вода формируется преимущественно в крупных порах в виде изолированных между собой и от стенок пор отдельных глобул. При исследовании аналогичных пород месторождений Татарии получены такие же зависимости [1]. В силу этого вытеснение остаточной воды через пережимы пор (поровые каналы) затруднено, что благоприятствует защемлению воды в крупных порах, а не в мелких, как это происходит в более гидрофильных породах. Защемление воды возрастает по мере увеличения отличия размеров пор и каналов. Именно по этой причине при ухудшении коллекторских свойств, например проницаемости, наблюдается постепенное увеличение остаточной водонасыщенности пород.
Гидрофобность порового пространства оказала существенное влияние и на электрические свойства пород. Так, зависимость параметра пористости от пористости (рис. 2) отложений Аллагуловского месторождения значительно отклоняется от аналогичной зависимости отложений месторождений Пермской области по мере ухудшения коллекторских свойств. Обусловлено это увеличением сопротивления водонасыщенной породы по причине нарушения непрерывности водной пленки, поскольку мелкие поры заполнены нефтью, а часть поверхности крупных пор покрыта углеводородной пленкой.
Зависимости параметра насыщения от водонасыщенности для отложений рассматриваемых районов практически совпадают. Это связано с компенсирующим влиянием одновременно высокого сопротивления пород и остаточной водонасыщенности, так как последняя, как уже указывалось, находится в них в крупных порах в виде слабосвязанных глобул.
Изучение относительных проницаемостей гидрофобных пород по воде (Кв) и нефти (Кн) проведено на примере нескольких характерных образцов (рис. 3). Проницаемость рассчитана по методу Бурдайна согласно кривым капиллярного давления, полученным центрифугированием. При сравнении кривых относительных проницаемостей гидрофобных образцов месторождений Пермской области и Аллагуловского месторождения первые смещены по оси водонасыщенности (Кв) влево. В большей степени это свойственно кривым проницаемости по воде. Особенно следует подчеркнуть, что область совместной фильтрации флюидов узкая и ограничена по оси Кв диапазоном 0,475– 0,625. Значение Кв, при котором относительные проницаемости нефти и воды равны, составляют 0,60. Это свидетельствует о том, что в таких коллекторах переход от безводного периода эксплуатации может быть резким и вероятны случаи прорыва воды. У образцов месторождений Пермской области совместная фильтрация флюидов наблюдается в более широком интервале водонасыщенности 0,42–0,74, а равенство значений Кн и Кв соответствует водонасыщенности 0,66.
Определение коэффициента вытеснения (Квт) было проведено методом приближенного лабораторного моделирования с учетом критериев подобия. В опытах использовали составные образцы, насыщенные нефтью и содержащие остаточную воду. Нагнетание воды в модель осуществляли при постоянном ее расходе до полного обводнения вытесняемой жидкости.
Экспериментальные данные двух опытов в случае сопоставимых коллекторских свойств и нефтей приведены на рис. 4. По образцам Аллагуловского месторождения опыт был продублирован, значения коэффициентов вытеснения практически совпали. Максимальный перепад давления на модели гидрофобных образцов в процессе вытеснения водой не превышал 0,25 МПа, а при нагнетании нефти составил 10 МПа. Конечный коэффициент вытеснения при плотности нефти 0,92 г/см3, вязкости 60 мПа-с и средней проницаемости модели 0,085 мкм2 достиг 0,524.
У образцов турнейских отложений месторождений Пермской области при близких средней проницаемости 0,078 мкм2, плотности нефти 0,914 г/см3 и вязкости 49 мПа-с конечный коэффициент вытеснения выше 0,58. В процессе вытеснения при всех объемах прокачки вытесняющей жидкости промежуточные значения коэффициента вытеснения также выше. Кроме того, максимальный перепад давления при вытеснении водой составляет 1,27 МПа, а давление нагнетания нефти – 6 МПа.
Опыты показали, что у гидрофобных образцов Аллагуловского месторождения, как коэффициент вытеснения, так и давление нагнетания воды значительно меньше, а давление нагнетания нефти намного больше. Фильтрация нефти в них значительно затруднена ввиду более сильного взаимодействия нефти с породой, сужения из-за этого эффективного сечения фильтрующих поровых каналов и дополнительного сопротивления за счет остаточной воды в крупных порах. По этим же причинам вода в таких породах слабо взаимодействует с породой и поэтому фильтруется при значительно меньших перепадах давления.
Результаты проведенных исследований показывают значительное влияние состава насыщающих поровое пространство нефтей на физико-химические свойства поверхности пор и каналов, что, в свою очередь, приводит к изменению интегральных петрофизических характеристик пород-коллекторов и к необходимости учета степени гидрофобности поверхности при обосновании по керну параметров, используемых при оценке балансовых и извлекаемых запасов УВ.
http://geolib.ru/OilGasGeo/1992/07/Stat/stat08.html Интересно не проводились ли такие исследования для терригенных коллекторов?
Отправлено: 21.01.09 12:23. Заголовок: ОСОБЕННОСТИ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГИДРОФОБНЫХ ПОРОД
