Изследване на структурата на поровото пространство на резервоаритекапилярометрични методи - Бюлетин
Продуктивните нефтоносни образувания се състоят от много пори и канали на порите, чиито размери варират от 1-10 до 500 микрона или повече. В такива пори капилярното налягане може да достигне 0,003–0,5 MPa. Преди изпитването на продуктивни пластове съществува равновесно състояние на фазовата граница (гравитационните сили се балансират от капилярни сили), което се нарушава при първоначалното отваряне на пласта. Без изясняване на ролята на капилярните процеси в производството на нефт е невъзможно да се обосноват насоките за усъвършенстване на технологиите за отваряне и увеличаване на добива на нефт.
За изследване на структурата на порестото пространство на капилярните явления бяха използвани кернови проби от кладенците на Восточно-Таркосалинская (P-18) и Kholmistoya (P-666) площи. Характеристиките на материала на сърцевината са дадени в таблица 1.
Таблица 1. Литоложки и физични характеристики на скални проби
Изследванията на капилярните явления в пробите са извършени на американския групов капиляриметър "CORE LABORATORIES" (SibNIINP).
Колекция от проби, наситени с вода със соленост 20 g/l, се поставят в камера с високо налягане върху полупропусклива мембрана. Установява се капилярен контакт между ядрото и мембраната през тънка филтърна хартия. Вътре в камерата се създава налягане, под действието на което азотът прониква в порите и измества водата. Налягането се поддържа постоянно, докато потокът вода от капиляриметъра спре. Процесът на изместване беше ограничен от налягането на порите при пробив на мембраната, 0,25 MPa. Определените термобарични условия се поддържат 2-3 месеца. В резултат на проведените експерименти са получени криви на капилярно налягане (фиг. 1). Кодът на кривите съответства на образците в таблицата.
Фиг.1. Зависимостта на капилярното налягане от наситеността на поритеинтервали
Въз основа на данните от капиляриметричните измервания са конструирани функциите на разпределение на порите по размер и брой на порите, участващи във филтрацията (фиг. 2).
Фиг.2. Графики на разпределение на размера на порите (V / Vp) и дял на порите във филтрацията (Vl / Vp)
Анализът на проведените изследвания показва наличието на тясна връзка между капилярното налягане, степента на насищане на омокрящата течност и свойствата на порьозност и пропускливост (RP) на скалните проби.
Според теорията на капилярните явления, течността се задържа от капилярни сили, които зависят от свойствата и структурата на пространството на порите. За да се измести течността дори от най-големите капиляри, е необходимо да се създаде налягане в изместващата фаза и с увеличаване на налягането изместващата фаза ще проникне в капиляри с все по-малък радиус. Процесът на изместване ще завърши в тънки пори, където силите на капилярно налягане са много високи и овлажняващата течност губи своята подвижност.
На кривите на капилярното налягане, получени върху силно пропускливи проби от 2-ри и 3-ти клас (според Khanin), има плато, съответстващо на типичния размер на големи капиляри (криви 4,5,7 на фиг. 1). В тази област на кривите, с лека промяна в налягането, градиентът на насищане е висок. С намаляване на резервоарните свойства на скалните проби, платото намалява, кривите се изместват към по-висока наситеност (криви 8, 9, 10, 11 на фиг. 1). За нископропускливи скали от клас 5 (по Khanin) кривите на капилярното налягане се повишават стръмно (крива 1 на фиг. 1). Силите на взаимодействие на течността с матрицата на такива скали са много високи, а зависимостта на насищане от налягането е незначителна (10-15% при 0,24 MPa).
Връзката между капилярното налягане и радиуса на порите отразява поведението на течностите в пространството на порите и се определя, като се вземе предвидсвойства на флуиди и скали по добре познатата формула
Формула 1. Връзка между капилярно налягане и радиус на порите
където Рк е капилярно налягане; s е повърхностното напрежение на повърхността на раздела; Q е ъгълът на омокряне; Rk е радиусът на капиляра (пората).
Напрежението на интерфейса за вода и масло или вода и газ е относително лесно за измерване в лабораторни условия. Определянето на ъгъла на намокряне е проблематично. Свойствата на различни минерални съставки на природните резервоари оказват значително влияние върху ъгъла на омокряемост.
Систематичните изследвания на Morrd и Munchan показаха, че зависимостта на капилярното налягане от контактния ъгъл за неговите малки стойности (от 0 до 49) практически не се променя и започва само от cosQ=73 градуса. има леко понижение на капилярното налягане. Следователно, при добри условия на овлажняване, можем уверено да приемем cosQ=1. В нашите експерименти екстракцията на пробите предопределя тяхната омокряемост с разтвор на NaCl (C=20 g/l). Това се дължи на факта, че систематичните специални изследвания на скали, намиращи се на дълбочина под 1500 m, показват висока вероятност за хидрофилност на резервоара.
Влиянието на структурата на поровото пространство върху филтрационните свойства на резервоарните скали се определя не само от размера на порите, но и от тяхното взаимно разположение, степента на комуникация и специфичния брой на определени групи пори. Филтриращите свойства на скалите при по-нататъшни изчисления се считат за свойствата на самите скали, независимо от филтриращите течности.
Влиянието на структурата на пространството на порите върху филтрационните свойства се изчислява с помощта на формулата на Purcell
Формула 2. Изчисляване на влиянието на структурата на пространството на порите върху филтрационните свойства
където Kpr - пропускливост; м -порьозност; dS е делът на порите, пълни с течности; Pk - капилярно налягане; Lp е трудно определим литологичен фактор на пореста среда, който характеризира разликата между истинска скала и идеална.
За да се изчисли пропускливостта по формула (2), стойностите на Рк и dS се определят от данните от капиляриметричните измервания. Продуктът Lp·S·m се приема като постоянна стойност, т.к включва трудноопределимия параметър Lр. Този подход за решаване на уравнението направи възможно определянето на дела на каналите на порите в процеса на филтриране.
Получените разпределения на дела на порите във филтрацията (фиг. 2) показват, че порите с радиус r>1 μm не са информативни за филтрационни показатели, т.к. участието на тези пори в процеса на филтриране на течността е минимално. Освен това кривите на дяловото участие на порите във филтрацията и кривите на капилярното налягане Rk = f (Sa) на същите проби показват, че от порите r2 MPa). Такива пори не участват в процеса на филтриране и обикновено се наричат субкапилярни.
В проби с пропускливост под 4 mD делът на субкапилярните пори е повече от 60%. Колекторите от този клас почти не представляват интерес за процесите на интензификация на притоците чрез физични и химични методи.
В резервоари от класове 4–5 (според Khanin) делът на субкапилярните пори намалява от 60 на 20–30%. В скалите от 5-ти клас делът на микропорите с радиус 15 µm, които представляват само 1-6% от общия обем на порите.
За да се определи ефектът от киселинните обработки върху структурата на порното пространство на резервоарите, бяха проведени специални експерименти. Три проби с различна пропускливост 4.1; 234 и 400 mD се третират с 10% разтвор на солна киселина.
Преди и след обработката на пробите бяха записани капиляриметрични криви в групов капиляриметър "Corlab" (фиг. 1,2). След това изградихме функциитеразпределение на размера на порите. Същите фигури показват изчислените криви за дела на порите, участващи във филтрацията (Vl/Vl). За да се анализира ефектът на киселината върху структурата на пространството на порите, беше използван клъстерният метод (Таблица 2).
Размерът на функцията на разпределение може да бъде представен под формата на три групи: K1 = 0-0,5 µm; K2 = 0,5-5 µm и K3 = 5-20 µm и повече. Капацитетът на клъстера се определя от дела на пространството на порите, заето от даден клъстер.
Фигура 3 показва, че проводимостта на пространството на порите се определя главно от капацитета на третия клъстер. Груповите изчисления са дадени в табл. 2, от което следва, че киселинната обработка значително (до 90%) увеличава капацитета на третата група (броя на каналите с размер на порите 5–20 μm или повече). Освен това броят на тези пори в пробата с ниска пропускливост нараства особено силно (Таблица 2, първи ред, последна колона). С увеличаване на пропускливостта се увеличава броят на допълнителните канали на порите с размер 0-0,5 микрона. На практика това води до увеличаване на обема на остатъчната вода в пространството на порите след киселинни обработки.
Фиг. Фиг. 3. Разпределение на размера на порите и дял на порите във филтрацията преди и след третиране на активната част със солна киселина: права линия – преди третиране; пунктирана линия след обработка.
Таблица 2. Ефект от обработката на сърцевината със солна киселина върху структурата на пространството на порите
Както може да се види от таблица 2, с увеличаване на пропускливостта, броят на порите от 0,5-5 μm (група K2, отговорна за остатъчното масло) след обработката е значително намален (до 35%).
От гореизложеното може да се заключи, че най-голяма ефективност от киселинните обработки се постига в нископропускливи резервоари.