Экспериментальные исследования фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов и физических свойств пластовых флюидов в лабораторных условиях
Целями освоения дисциплины «Физика пласта» является получение комплекса знаний о физических, физико-химических, термических и других свойств горных пород, нефти, газа, воды в пластовых условиях, процессов их взаимодействия и закономерностях изменения их в процессе разработки залежей нефти и газа. В рамках дисциплины студенты должны получить теоретические знания по физике нефтяного и газового пласта, практические навыки в области исследований пород-коллекторов, пластовых флюидов, процессов их взаимодействия. В данном пособии приведены сведения об основных фильтрационно-емкостных свойствах пород-коллекторов и физических свойств пластовых нефтей, изучаемых в рамках дисциплины «Физика пласта». Рассмотрены методы их определение согласно существующим в настоящее время государственным и отраслевым стандартам, а также методы отбора и подготовки образцов пород и пластовых нефтей к лабораторным исследованиям.
Общие понятия о породах коллекторах и их свойствах
Коллекторы нефти и газа - горные породы обладающие способностью вмещать жидкости и газы и пропускать их через себя при наличии перепада давления. К основным признакам, характеризующим коллектор, относятся пористость, проницаемость, насыщенность пород флюидами (водой, нефтью и газом), смачиваемость, капиллярные свойства, удельная поверхность, механические свойства. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы. Изучение коллекторских и физических свойств пород проводится на керне - цилиндрическом образце породы, отобранном из скважины с помощью колонкового долота.
Определение физических свойств пласта по результатам анализа кернового материала производится по установленным государственным и отраслевым стандартам, согласно которым используются образцы керна «стандартного» размера(d30х30мм). Стандартные размеры керна являются представительными для изучения физических свойств относительно простых гранулярных коллекторов. При изучении сложно-построенных коллекторов, обладающих смешанным типом пористости (трещинно-каверново-поровых), определение петрофизических характеристик, которые должны исследоваться на образцах максимально большого размера. требует специальных методических приемов, однако в настоящее время стандартизированных методик лабораторного изучения петрофизических свойств пород на полноразмерных кернах практически нет.
Отбор и первичная обработка керна
Керн является важным источником геологической, и петрофизической информации, первичным фактическим материалом, характеризующим разрез вскрытых отложений и используется на всех стадиях геолого-разведочного и нефтепромыслового процесса. Лабораторные исследования керна, в отличие от других методов (ГИС, ГДИС), являются прямым методом определения характеристик пород-коллекторов, позволяющим получить необходимую информацию с высокой степенью достоверности. Достоверность результатов изучения пород в большой степени зависит от качества отбора и первичной обработки. Ошибки, допущенные в процессе отбора керна и подготовки его к исследованиям, которые уже нельзя исправить в дальнейшем, приводят в итоге к получению недостоверной информации о пластовом резервуаре
Современная технология отбора керна предполагает использование одноразовых пластиковых или алюминиевых керноприемных труб.
рис. 1.1. Маркировка керноприемных камер
При отборе керна с использованием одноразовых керноприемных камер после подъема инструмента необходимо очистить внешнюю поверхность керноприемной камеры от буровых жидкостей. Не извлекая керн из трубы промаркировать трубы следующим образом. Наносятся ориентационные линии, указывающие направление положения керна в пласте по всей длине отобранного керна черным и красным маркерами. Ориентационные линии представляют собой параллельные полосы, нанесенные на расстоянии ~2 см друг от друга. Красная линия наносится слева от черной при направлении от верхней части колонки (меньшей глубины) до нижней (большей глубины). Маркировка необходима для сохранения последовательности залегания пород. После маркировки разрезать керноприемную камеру на метровые отрезки, закрыть каждый отрезок с торцов специальными крышками и нанести на концах труб отметки глубин. Пример маркировки приведен на рис.1.1.
Первичная обработка керна в лаборатории.
Первичная обработка в лаборатории производится в следующем порядке:
- керн из труб последовательно выкладывается на специальные столы. Производится удаление бурового раствора сухой ветошью, плотная корка удаляется с помощью шпателя и зачищается металлической щеткой.
- керн состыковывают в единую колонку, раздробленные (разрушенные) участки керна перекладываются в специальные коробки с соблюдением длины разрушенного интервала и размещаются в общей колонке по месту их выноса.
- наносятся ориентационные линии по всей длине керна с двух противоположных сторон и линии глубины залегания керна. Основные линии глубины залегания керна наносятся через каждый метр в виде сплошных черных линий. Через каждые 25 см пунктирно наносятся промежуточные линии, над каждой из которых указываются соответствующие им глубины.
- колонка керна фотографируется в белом свете с целью фиксирования первоначального состояния керна.
- для привязки керна к разрезу по глубине производятся профильные исследования
(спектральный гамма-каротаж, плотностной каротаж, профильная газопроницаемость)
- отбираются полноразмерные образцы керна (L~100 мм) на исследование коллекторских и физических свойств пород характеризующихся сложным строением, имеющих элементы пустотного пространства (каверны, трещины) соизмеримые с размерами стандартных образцов .
- производится продольная распиловка колонки керна в соотношении 1/3. Большая часть, 2/3 керна используется для дальнейших исследований, 1/3 часть керна закладывается в специальные картонные коробки на вечное хранение;
- изготовливаются образцы стандартного размера (d30х30мм) на исследование коллекторских и физических свойств; цилиндры выпиливаются параллельно напластованию (исследование проницаемости в разных направлениях проводится на полноразмерных образцах керна);
1 Исследований фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов
Рассмотрены методы определения следующие свойства пород - коллекторов:
- открытая пористость;
- эффективная пористость:
- абсолютная газопроницаемость;
- остаточная водонасыщенность;
- распределение пор по размерам;
- относительные фазовые проницаемости в системе нефть-вода.
ГОСТ 26450.1-85 «Метод определения коэффициента открытой пористости
жидкостенасыщением»
ГОСТ 26450. 2-85 «Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации»
ОСТ 39-204-86 «Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления»
ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»
Пористость
Пористость - совокупность всех пустот в породе независимо от их формы, размера, связи друг с другом. По происхождению пустоты делятся на первичные, сформированные во время образования горной породы, и вторичные, сформированные после образования породы, в процессе ее литогенеза. Первичными являются пустоты (поры) между зернами осадочной породы называемые межзерновыми ( межгранулярными). К вторичным пустотам относятся трещины, каверны или каналы выщелачивания минералов.
Рис. 1.2. Примеры первичной (а, б) и вторичной (в, г, д, е) пористости в обломочных и карбонатных породах:
а - хорошо отсортированный высокопористый песчаник;
б -плохо отсортированный песчаник с пониженной пористостью;
в - порово-трещинная карбонатная порода;
г- трещиноватая карбонатная порода;
д - кавернозная карбонатная порода;
е -трещинно-кавернозная карбонатная порода.
По величине поры условно разделяются на:
- сверхкапиллярные – более 0,5 мм;
- капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм ( 0,2 мкм);
- субкапиллярные – менее 0,0002 мм (0,2 мкм).
Каверны - пустоты в породе округлой или неправильной формы размером более 1мм.
Трещины-пустоты, которые отличаются несоизмеримостью размера по одной оси с размерами по двум другим осям координат. Трещины подразделяются на:
- микротрещины с раскрытием до 0,1 мм,
- макротрещины - до 1см.
Различают полную, открытую, эффективную и динамическую пористость
Полная ( абсолютная ) пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости равным отношению суммарного объема пустот образца породы к объему всего образца.
mп. = Vп. / Vо.
Измеряется коэффициент пористости в долях или процентах объема породы.
Открытая пористость (Vо.п.) - объем открытых, сообщающихся поровых каналов, характеризуется соответственно коэффициентом открытой пористости - отношение объема открытых пор к объему породы
mо. = Vо.п. / Vо.
Эффективная пористость (Vэф) – часть пустотного пространства, заполненная углеводородами, определяется как разница между объемом открытых пор и объемом пор занятого остаточной водой (Vв.о.).
Коэффициент эффективной пористости:
mэф.= Vэф. / Vо.= (Vэф- Vв.о) / Vо
Динамическая пористость (Vд.) определяется как объем пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях продуктивного пласта.
Коэффициент динамической пористости
mд.=. / Vо.= (1- Vв.о- Vн.о) / Vо,
где Vв.о, Vн.о – объемы остаточной воды и нефти.
В лабораторных условиях открытую пористость определяют 3 методами
- метод жидкостенасыщения (Преображенского);
- газоволюметрический метод;
- петрографический метод.
Метод Преображенского стандартизован. Разработан ГОСТ 26450.1-85
Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением
Стандарт распространяется на горные породы, насыщенные в природных условиях нефтью, газом или водой и устанавливает метод определения коэффициента открытой пористости образцов горных пород жидкостенасыщением.
Сущность метода заключается в определении объема пустотного пространства образца (по разности масс сухого и насыщенного жидкостью образца), его внешнего объема (по разности масс насыщенного жидкостью образца в воздухе и в насыщающей жидкости) и вычислении коэффициента пористости путем деления первого объема на второй.