физических свойств пластовых флюидов

СПБГУАП группа 4736

надежно законсервированы в полиэтиленовую пленку и марлю с парафином или помещены в емкость с промывочной жидкостью. .

При определении остаточной водонасыщенности в лабораторных условиях косвенными методами допускается использование образцов пород, отобранных из

продуктивного	интервала	на любой	стадии разработки месторождения и при
использовании	любых	промывочных	растворов, обеспечивающих сохранение

характеристики смачиваемости породыколлектора, или после проведения их экстракции, практически не изменяющей естественную характеристику смачиваемости, присущую породам данного литологического состава.

.3.

Рис.1.4.

Рис1.5.

Рис.1.4. Прибор Закса для определения нефтеводонасыщенности пород 1 — холодильник; 2 — ловушка; 3 — воронка Шотта; 4 — колба с растворителем

Рис. 1.5. Прибор для изучения распределения пор по размерам методом «полупроницаемых перегородок».

1— образец; 2 — камера; 3 — мембрана (полупроницаемая перегородка); 4 — манометр; 5 — градуированная ловушка; 6 — пружина

11

СПБГУАП группа 4736

Определение остаточной водонасыщенности прямым (дистилляционно-экстракционным ) методом

Определение остаточной водонасыщенности выполняется по следующей схеме:

-образцы помещаются в воронку Шотта аппарата Закса, рис.1.4.( после определения их массы на электронных весах), в колбу на 2/3 объема заливается толуол; закипающий выше точки кипения воды (110 °С).

-регулируется подача воды через холодильник;

-включаются нагревательные приборы;

При кипении растворителя вода испаряется из образца, вместе с растворителем охлаждается в холодильнике и стекает в ловушку. Так как вода тяжелее углеводородных растворителей, она накапливается в нижней части ловушки, избыток же растворителя стекает обратно в колбу. При этом в приборе Закса чистый растворитель вначале попадает

вцилиндр с керном, растворяет нефть и стекает через пористую перегородку в колбу.

-периодически фиксируется накопление воды в ловушке аппарата Закса;

-при прекращении приращения воды в ловущке образец помещается в аппарат Сокслета, производится экстрагирование тяжелых углеводородных и органически остаков более сильным экстрагентом (спирто-бензольная смесь);

-производится определение открытой пористости по ГОСТ 26450.1-85 с вычислением пустотного пространства образца;

-рассчитывается остаточная водонасыщенность по формуле

Sв. ост. = Vв.ост. / Vп

Где Sв. ост.- водонасыщенность остаточная, доли единицы

Vп - объем пустотного пространства образца породы, см3. Vв.ост - объем воды в образце породы, см3.

- вводится поправка в значения остаточной водонасыщенности, учитывающий уменьшение объема пор за счет выделения при испарении минерализованной воды по формуле:

		( +			)
Sв.ост.ис. = Sв.ост. *		в		100−
	р	( +	Sв.ост C ρв
				(100−С)

Где Sв. ост.- остаточная водонасыщенность с учетом сухого остатка солей, доли единицы;в - плотность дистиллированной воды, г/см3;р - плотность минерализованной воды, насыщающей образец, г/см3

- средняя плотность солей, растворимых в минерализованной воде, г/см3: С- содержание солей в 100г минерализованной воды в керне, % весовые.

Так как в большинстве случаев пласт вскрывается обычными водными глинистыми растворами, предложен ряд косвенных методов определения остаточной водонасыщенности:

-метод полупроницаемых мембран (капилляриметрический метод)

-метод центрифугирования;

12

СПБГУАП группа 4736

- метод электропроводности.

ОСТ 39-204-86 «Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления»

Определение остаточной водонасыщенности капилляриметрическим методом

Определение остаточной водонасыщенности капилляриметрическим методом (полупроницаемой мембраны) выполняется по следующей схеме:

- образец породы цилиндрической или правильной призматической формы с известными физическими свойствами, насыщенный минерализованной или пластовой водой, после определения массы устанавливается на полупроницаемую мембрану в герметической камере капилляриметра, обеспечивая надежный контакт образца и мембраны;

-в камере капилляриметра создается избыточное давление и фиксируeтся количество вытесненной (дренированной) из образца воды с помощью бюретки ( или специального бюкса), соединенной с нижней частью камеры, т.е.с пространством под полупроницаемой мембраной, либо взвешиванием образцов при групповом дренировании. При прекращении оттока воды из образца увеличивается давление в камере на определенную величину и снова записывается количество выходящей из образца воды.

Ступенчатое увеличение давление в камере продолжается до тех пор, пока не прекратиться приращение объема воды в мерной бюретке при выдержке образца в течение определенного времени или достижения давления, близкого давлению прорыва для данной полупроницаемой мембраны. Число ступеней приращения капиллярного давления определяется в зависимости от коллекторских свойств породы, в частности от величины пористости и проницаемости, но не менее 5.

-.после окончания испытания образец извлекается из камеры и определяетсяь его масса на аналитических весах для оценки количества остаточной воды при максимальном давлении вытеснения (капиллярном давлении).

-при использовании в качестве вытесняющего агента в капилляриметре углеводородной жидкости содержание остаточной воды в образце после испытания определять либо весовым способом, либо в приборе Закса или реторте.

-рассчитывается остаточная водонасыщенность по формуле

Sв. ост = (Vп - Vв.выт.) / Vп

Где Vп - объем пустотного пространства образца породы, см3.

Vв.ост - объем воды, выделившейся из образца, определенный по мерной бюретке или взвешиванием, см3.

Методом капилляриметрии наиболее часто определяется относительное содержание в пористой среде пор различного диаметра

Распределение пор по размерам.

Наиболее часто относительное содержание в пористой среде пор различного диаметра определяют капилляриметрическим методом (методом полупроницаемых перегородок). Схема прибора приведена на рис. 1.5. Образец, насыщенный моделью пластовой воды устанавливают в камере 2 на полупроницаемую перегородку 3, также насыщенную

13

СПБГУАП группа 4736

пластовой водой. Жидкость из керна вытесняется воздухом, давление которого создается внутри камеры 2. При повышении давления воздух вначале проникает в крупные поры образца и жидкость из них уходит через поры мембраны 3 в градуированную ловушку 5. Воздух из камеры 2 через мембрану 3 может прорваться только тогда, когда давление в ней превысит капиллярное давление менисков в порах мембраны. Повышая ступенями давление в камере 2 и регистрируя соответствующие объемы жидкости, вытесненные в ловушку при различных давлениях, определяют состав пор по размерам. Соотношение между радиусом и величиной давления описывается уравнением Лапласса:

,

где: σ – поверхностное натяжение, дин/см, θ – краевой угол,

r – радиус, см,

Рк – давление, дин/см2, отсюда:

.

Результаты анализа обычно изображают в виде дифференциальных кривых распределения пор по их размерам), откладывая по оси абсцисс радиусы поровых каналов в микронах, а по оси ординат F(R) = dV/dR изменения объема пор, приходящееся на

единицу изменения их радиуса. По результатам, полученным в процессе опыта по изучению распределения пор, можно построить кривые «капиллярное давление - водонасыщенность» (рис.1.6). По оси абсцисс откладывается водонасыщенность породы (в долях единицы или процентах), а по ординате - капиллярное давление Рк, соответствующее данной водонасыщенности.

Расчет радиуса капилляров образцов.

1) Соотношение между радиусом и величиной давления описывается уравнением Лапласса:

где: σ – поверхностное натяжение, дин/см, θ – краевой угол,

r – радиус, см,

Рк – давление, дин/см2, отсюда:

.

2)Для воды cos θ = 1.

3)σ = 72,5 дин/см, 1 дин/см = 10-3 н/м.

4)При опытах устанавливаются следующие ступени: 0,005; 0,01; 0,015; 0,025; 0,05; 0,1; 0,2; 0,5; 1,0 МПа

5)2ctcos0 = 2-72.5-l = 145dKH/c.v

1 дин/см = 10~3 н/м, следовательно, 145 дин/см = 0,145 н/м

2·σ·cos θ = 0,145 дин/см Например: Если Рк = 0,005 МПа

14

Rср i

СПБГУАП группа 4736

Если

Рк = 0,1 МПа

Определяем изменения радиуса dR и среднего радиуса Rср по формуле: dRi = ri – ri+1;

= 0,5(ri + ri+1).

Определяем изменения объёма воды в порах dV по формуле:

dVi = Кв i – Кв i+1.

Определяем отношение dV/dR.

Р, МПа	0	0,005	0,01	0,015	0,025	0,05	0,1	0,2	0,5	1
r, мкм		29	14,5	9,67	5,8	2,9	1,45	0,73	0,29	0,15
dR, мкм		14,5	4,83	3,87	2,9	1,45	0,73	0,44	0,14	0,15
Rср, мкм	31,5	21,75	12,08	7,73	4,35	2,18	1,09	0,51	0,22	0,07
Кв, %	100	90,0	80,99	70,8	50,2	26,4	17,4	13,5	12,0	11,3
dV, %	10	9,01	10,19	20,6	23,8	9,0	3,9	1,5	0,7	11.3
dV/dR	0,69	1,86	2,64	7,10	16,41	12,41	8,97	10,34	4,83	-

Табл.1.1.

Рис.1.6.

По данным исследования пористости и проницаемости можно классифицировать коллектор(табл.1.2.)

15

СПБГУАП группа 4736

коллектораКласс	Группы			основныхРазмер фильтрующих мкм,пор	Содержание основных фильтрующих объёмаот%,пор пор	Суммарное порсодержание мкм2меньше. % поробъёмаот	Остаточная водонасыщеннос объёмаот%ть пор	Коэффициент проницаемости k	Характеристика
	коллекторов (по								коллектора по
	преобладанию							.	проницаемости
	гранулометрической		kα,%					мкм	и ёмкости
	фракции)							пр.
	Песчаники		≥17	50-100	40-80	0-17	-		Очень высокой
	среднезернистые								проницаемости
									и ёмкости
	Песчаники		≥20	20-100	40-80	0-20	5-25
I	мелкозернистые
	Алевролиты		≥23,5	-	-	-	-	≥1
	крупнозернистые
	Алевролиты		≥30	-	-	-	-	-
	мелкозернистые
	Песчаники		15-17	40-100	25-50	5-25	-	-	Высокой
	среднезернистые
	Песчаники		18-20	18-60	30-60	5-30	10-35
	мелкозернистые
II	Алевролиты		21,5-	12-30	40-80	10-35	-	0,-1
	крупнозернистые		23,5
	Алевролиты		26,5-30
	мелкозернистые
	Песчаники		11-15	20-50	25-40	15-40	-		Средней
	среднезернистые
	Песчаники		14-18	16-40	15-50	15-40	10-45	0,1-0,5
	мелкозернистые
III	Алевролиты		16,8-	10-30	25-65	20-45
	крупнозернистые		21,5
	Алевролиты		20,5-				-
	мелкозернистые		26,5
	Песчаники		5,8-11	15-40	15-30	20-45	-		Пониженно
	среднезернистые
	Песчаники		8-14	10-35	15-45	20-50	30-60	10-2-10-1
	мелкозернистые
IV	Алевролиты		10-16,8	5-20	20-50	20-56
	крупнозернистые
	Алевролиты		12-20,5				-
	мелкозернистые
	Песчаники		0,5-5,8	-	-	-	-		Низкой
	среднезернистые
	Песчаники		2-8	5-16	20-40	50-85	50-95	10-3-10-2
	мелкозернистые
V	Алевролиты		3,3-10	3-8	20-50	50-90
	крупнозернистые
	Алевролиты		3,6-12				-
	мелкозернистые
VI	Песчаники		˂0,5			-	-		Весьма низкой
	среднезернистые
	Табл.1.2. Классификация песчано-алевритовых пород коллекторов (по А.А. Ханину и
	М.И. Колосковой)
									16

СПБГУАП группа 4736

Фазовые проницаемости

Фазовые проницаемости являются одной из важнейших характеристик процесса течения пластовых флюидов в породах-коллекторах нефти и газа.

Функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в зависимости от насыщенности используются при решении большого числа геологопромысловых задач. Данные о фазовых проницаемостях необходимы при обосновании кондиционных пределов петрофизических свойств пород, при промышленной оценке переходных нефтегазовых зон пластов, в газогидродинамических расчетах технологических показателей разработки, при выборе методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи, при анализе и контроле за разработкой залежей.

Особое внимание уделено экспериментальным методам определения ОФП на образцах керна, которые считаются базовыми среди остальных методов.

Экспериментальное определение зависимостей ОФП от водонасыщенности – трудоемкий процесс, требующий использования специальной аппаратуры, поэтому на практике часто применяют е методы получения ОФП по более доступным данным (промысловым или расчетным). Определение ОФП по данным геофизических исследований скважин методы расчета ОФП с использованием промысловых данных получили небольшое распространение Это вызвано неопределенностью в оценке распределения насыщенности в пласте величин перепадов давления и дренируемых объемов и др.

Расчет относительных фазовых проницаемостей по кривым капиллярное

давление-насыщенность

Для воспроизведения процессов совместного течения жидкостей в коллекторах с межзерновой пористостью широкое распространение получили капиллярные модели, в которых поровое пространство моделируется совокупностью капиллярных каналов. В зависимости от свойств моделируемой пористой среды и с целью более точного отражения их разработаны капиллярные модели различной степени сложности Рассмотрим использование простой капиллярной модели для расчета ОФП по кривой капиллярного давления.

Кривая капиллярного давления может быть получена способами ртутной порометрии, центрифугирования, полупроницаемой мембраны, контактной эталонной порометрии и др.

Уравнение, предложенное У.Пурселлом (1949 г.), устанавливает связь между проницаемостью К, пористостью m и кривой капиллярного давления Рк = f(S)

,

(8)

где λ – так называемый литологический множитель, учитывающий различие форм капилляров и реальных поровых каналов.

Для расчета ОФП по данной капиллярной модели предполагается, что смачивающая фаза с ростом насыщенности последовательно заполняет поры от меньших к большим. Тогда формулы для расчета ОФП, дающие наиболее близкие к экспериментальным значения,

имеют вид (Burdine N., 1953):

17

СПБГУАП группа 4736

. Расчет кривых относительной проницаемости для смачивающей и не смачивающей фаз (система нефть - вода или газ - вода) можно произвести по уравнениям, предложенным Бурдайном:

(1)

(2)

где Кпротн с.ф., Кпротн н.с.ф. – относительные проницаемости смачивающей и несмачивающей фаз (воды и нефти), τ0сф, τ0нсф – коэффициент извилистости смачивающей и несмачивающей фаз, Кв – насыщенность смачивающей фазы, Рк – капиллярное давление, К- насыщенность.

Бурдайн Н. Т. показал, что коэффициент извилистости можно рассчитать по формулам:

(3)

(4)

где Кв min – минимальная насыщенность смачивающей фазы,

Кр нсф – равновесная насыщенность, при которой несмачивающая фаза становится подвижной (остаточная нефтенасыщенность).

С учетом уравнения (3, 4), общие уравнения (1,2) для расчета кривых относительной проницаемости можно представить как:

где Кв св – остаточная водонасыщенность, Кно – остаточная нефтенасыщенность.

Из уравнения (5, 6) вытекает, что кривые относительной проницаемости рассчитать по кривым капиллярного давления.

Если кривые капиллярного давления представляются в виде	2	f ( Кв
	Pк

(5)

(6)

можно

),то вычисление

интегралов сводится к суммированию отношений элементарных площадей. В упрощенном виде уравнения (5, 6) имеют вид:

18

СПБГУАП группа 4736

(7)

(8)

Рассмотрим построение кривых относительной проницаемости на конкретном примере.

В результате исследований фильтрационных свойств образцов керна в лаборатории
получили следующие данные:
№		Прониц.	Порист.	Давление, МПа
		10-3		0	0,005	0,01		0,015			0,025	0.05	0,1	0,2	0.5	1	Sно,%
образца			%
		мкм2		Текущая водонасыщенность, %
210-238-		46,08	14,31	100	90,0	80,9		70,8			50,2	26,4	17,4	13,5	12,0	11,3	10
05
По результатам исследований строится график кривых капиллярного давления,
представленного в виде функции Р−2						= (К	в	). Рис.1.7
					к
1
0.9
0.8
0.7	МПа,Рк
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
	0	10	20	30	40	50				60		70	80	90	100
		Рис.1.7						Кв, %
Поверхность под графиком функции Р−2 = (К									в	) разбиваем на элементарные сегменты,
						к
площадь которых находим как площадь прямоугольных трапеций, о общую площадь как
сумму площадей трапеций:
																	19

СПБГУАП группа 4736

S

1

( p

p

) Кв

Кв

i

2

i

i 1

i 1

i

= ∑

общ.

=1

Сегмент

S1

S2

S3

S4

S5

S6

S7

S8

S9

Sобщ.

Площадь,

0,0250

0,0676

0,1274

0,4120

0,8925

0,6750

0,5850

0,5250

0,5250

3,8345

ед2.

Определяем относительную проницаемость воды:

S

Кв Квсв

2

отн

Kпрн

S

1 К

всв

Для

Kпрв

величина ∑∆S будет равна (Sобщ. – S’), где:

отн

S’ – площадь, рассчитанная от начала вытеснения до текущего интервала Кв

S’

S’1

S’2

S’3

S’4

S’5

S’6

S’7

S’8

S’9

Площадь,

0,0250

0,0926

0,2200

0,6320

1,5245

2,1995

2,7845

3,3095

3,8345

ед2.

Остаточная водонасыщенность равна значению, в котором текущая водонасыщенность не изменяется с дальнейшим увеличением давления (график переходит в прямую, перпендикулярную оси абсцисс).

Квсв – 11,3 %

Кв = 90,0%, следовательно S’1 = 0,0250 ед., тогда ∑∆S = 3,8345– 0, 0250 = 3,8095

ед2.

Подставляя все данные в формулу получим (текущую и остаточную водонасыщенность

подставляем в долях от единицы):

Кпрвотн =

3,8095

0,90 − 0,113

2

∙ (

)

= 0,7821

3,8345

1 − 0,113

Кв = 80,99% , S’2 = 0, 0926 ед2, ∑∆S = 3,8345 – 0, 0926 = 3,7419 ед2.

Кпрвотн =

3,7419

0,8099 − 0,113

2

∙ (

)

= 0,6024

3,8750

1 − 0,133

Кв = 70,8% , S’3 = 0, 2200 ед2, Кпрвотн=0,4242

Кв = 50,2% , S’4 = 0, 6320 ед2, Кпрвотн = 0,1606

Кв = 26,4% , S’5 = 1,5245 ед2, Кпрвотн = 0,0175

Кв = 17,4% , S’6 = 2, 1995 ед2, Кпрвотн = 0,0020

Кв = 13,5% , S’7 = 2,7845 ед2, Кпрвотн = 0,0002

Кв = 12,0% , S’8 = 3,3095 ед2, Кпрвотн = 0,00001

Кв = 11,3% , S’9 = 3,8345 ед2, Кпрвотн = 0,0000

Kпротн

Kпротн

Kпротн

2

Kпротн

Kпротн

Kпротн

Kпротн

Kпротн

Kпротн

Kпр

отн

в

в

1

в

в

3

в 4

в 5

в 6

в 7

в 8

в 9

Относит

0,0000

.

0,7821

0,6024

0,4242

0,1606

0,0175

0,0020

0,0002

0,0000

1

прониц.

Рассчитываем относительную проницаемость нефти:

отн

S

Кв Квсв

2

Kпрн

1

1

S

1 Квсв

Кно

20