2.1.Два рода капиллярных барьеров, аккумулирующих углеводороды

На основании того, что капиллярное давление является функцией межфазного натяжения и кривизны межфазной поверхности, определяемой, прежде всего, радиусом порового канала, выделены два рода капиллярных барьеров [5]. Капиллярный барьер первого рода возникает на стыках разнопоровых фаций, т.е. определяется микронеоднородностью пластов-коллекторов. Поскольку породы-коллекторы повсеместно неоднородны, присутствие капиллярных барьеров этого рода возможно в любом нефтегазоносном пласте, где они играют существенную роль как при нефтегазонакоплении в природной ловушке, так и при извлечении нефти в процессе разработки месторождения.

2.1.1.Капиллярные барьеры первого рода

Способы определения капиллярного давления были известны в нефтяной промышленности в течении последних шестидесяти лет. Данные о капиллярном давлении обычно получают путем изучения процесса вытеснения из образца породы одного флюида другим и представляют в виде зависимости давления от степени насыщенности образца тем или иным флюидом.

В силу микронеоднородности пород коллекторов диапазон изменения капиллярных давлений в поровом пространстве каждого образца породы-коллектора в зависимости от его насыщенности вытесняемым и вытесняющим флюидами достаточно широк и может достигать нескольких сотен килопаскалей, что осложняет возможность картирования этого параметра. Однако, каждую кривую капиллярного давления можно охарактеризовать по меньшей мере тремя величинами этого параметра, каждая из которых имеет единственное значение –капиллярное давление вступления вытесняющего флюида (Р_к^вст), капиллярное давление смещения (Р_к^см), равное давлению начала фильтрации, угол наклона платообразного участка кривой капиллярного давления, а также значение неудалимого, постоянного насыщения (рис. 1.2).

Угол наклона платообразного участка кривой характеризует степень отсортированности пор породы-коллектора. По мере ухудшения степени отсортированности пор положение платообразного участка становится все более крутым, что свидетельствует об ухудшении промысловой характеристики нефтегазоносного резервуара. Идеальным для вытеснения нефти можно считать резервуар, охарактеризованный горизонтальным положением платообразного участка кривой капиллярного давления.

Здесь следует отметить, что обычно в нефтегазовой геологии определяют степень отсортированности зерен, т.е. гранулометрический состав. Гранулометрический состав, как известно, определяют ситовым или седиментационным методом. Однако, гранулометрический состав характеризует отсортированность зерен, тогда как для нефтяников важно знать отсортированность не зерен, а поровых каналов, где находятся пластовые флюиды. А эту характеристику породы отсортированность зерен представляет слишком опосредовано и, зачастую, неверно. Параметр же, оценивающий степень гомогенности емкостного пространства породы коллектора, можно определить только по кривой капиллярного давления.

Д.Дженингсом ( ) предложен способ оценки отсортированности пор песчаных пород нефтегазоносных резервуаров на базе данных об их капиллярных свойствах. Этим способом может быть в числовом выражении определении индекс отсортированности пор (J), являющийся картируемым параметром. Рассчитывают его исходя из кривой капиллярного давления по уравнению:

Где P_k³ и P_k¹ капиллярные давления при 75% и 25% насыщении породы-коллектора тем или иным флюидом.

Индекс отсортированности пор обычно изменяется от 1 (прекрасная отсортированность) до 8 (очень плохая отсортированность). По свидетельству Д.Дженингса на картах отсортированности пор породы благоприятные для вытеснения нефти могут быть оконтурены изолинией 1,5. Между изолиниями 1,5 и 2,0 находятся породы с удовлетворительной отсортированностью. Породы же, охарактеризованные индексом более 2 является плохо отсортированными.

Капиллярное давление смещения соответствует точке пересечения вертикальной оси с продолжением платообразного участка (рис. 1.2). Этот параметр является достаточно информативным и может быть использован в качестве картируемого при составлении капиллярно-гравитационных моделей залежей нефти.

Рис. 1.2. Типичная кривая капиллярного давления для пород-коллекторов Западной Сибири

Величина капиллярного давления смещения, равная давлению начала фильтрации, может быть измерена экспериментально путем исследования керна или получена расчетным путем на основе данных о проницаемости по уравнению регрессии [5]:

где К – проницаемость (мД); Р_к^см – капиллярное давление смещения (кПа).

Уравнение описывает параболическую связь капиллярных давлений смещения с проницаемостью породы для пластовой системы «нефть-вода». Оно составлено на базе данных лабораторных исследований кернов в количестве около 4000 штук. Коэффициент корреляции составляет 0,76. Методика лабораторных измерений капиллярных давлений заключалась в следующем. Образцы исследуемой породы изготовляли в виде цилиндров длиной 45 мм и диаметром 30 мм. С целью удаления воздуха из образцов, который в стандартных условиях практически нерастворим в углекислом газе, через образцы пропускали углекислый газ в объеме, превосходящем емкость каждого из образцов в несколько раз. Затем образцы вакуумировали и под вакуумом насыщали пластовой водой путем открытия канала между вакуумной камерой и емкостью с водой. В дальнейшем керн насыщали водой под давлением не менее 10 МПа. Последний прием в насыщении образца, с одной стороны, ускорял пропитывание водой, а с другой – удалял из него остатки углекислого газа вследствие растворения последнего. Затем образец зачехляли в резиновую втулку, помещали в кернодержатель высокого давления и подвергали всестороннему обжиму при помощи гидравлического пресса. Значение давления обжима назначали соответственно эффективному давлению, рассчитанному для глубины, с которой был взят керн, т.е. разности литостатического и внутрипорового давлений. После проверки системы на герметичность на нижний торец образца подавали сжатый азот из баллона. Скорость его поступления регулировали вентилем так, чтобы давление, измеряемое манометром с ценой деления 0,001 МПа, повышалось со скоростью 0,001 МПа в минуту до момента обнаружения начала вытеснения воды из пор образца, что фиксировали по смещению капли окрашенной воды, введенной в горизонтальный стеклянный капилляр диаметром 0,2 мм, присоединенный через небольшую секцию трубопровода к образцу со стороны верхнего торца. При этом давление начала вытеснения принимали за капиллярное давление смещения. Однако, данные эксперимента справедливы только для системы “газ - вода”, где межфазное натяжение составляет около 7,2х10^-2 Н/м. Для системы же нефть – вода межфазное натяжение приблизительно равно 3,5х10^-2 Н/м, т.е. почти в 2 раза меньше. Следовательно, для перевода результатов лабораторных измерений к условиям нефтяного пласта необходимо вводить поправочный множитель. В первом приближении его значение составляет около 0,5.