CC BY
81
АНИЗОТРОПИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ
СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД И ЕЕ ВЛИЯНИЕ
НА ОТНОСИТЕЛЬНЫЕ ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ
С.Г.Рассохин (ООО “ВНИИГАЗ”)
Неоднородность системы горные породы — флюиды носит многофакторный характер и оказывает значительное влияние на реализацию массообменных процессов как при формировании, так и при разработке месторождений УВ, особенно сложного состава и фазового состояния. К одному из основных факторов, обусловливающих повышение уровня неоднородности фильтрационной среды, относится объемная изменчивость (анизотропия) структуры пустотного пространства флюидонасыщенных пород-коллекторов. Этот параметр способен существенно влиять на важнейшие фильтрационные характеристики пористой среды — относительные фазовые проницаемости (ОФП), являющиеся функциями характера насыщения порового пространства различными флюидами.
Как правило, при экспериментальной оценке ОФП анизотропия фильтрационных свойств пористых сред не учитывается, о чем свидетельствует большое число публикаций [3]. Это связано с существенными трудностями методического характера и недостаточной обоснованностью актуальности проведения подобных измерений.
В теоретических исследованиях применяются численное моделирование, теории осреднения и пер-коляции, методы неравновесной термодинамики. Как правило, в таких исследованиях рассматриваются изотропные пористые среды. Вместе с тем существует ряд работ,
где предпринята попытка по-новому интерпретировать понятие ОФП, которые являются функциями не только насыщенности, но и параметров анизотропии, представленных в виде отношений главных значений тензора коэффициентов абсолютной проницаемости [1]. Очевидно, что дальнейшее развитие исследований в этой актуальной области невозможно без проведения экспериментов на керне и соответствующей корректной интерпретации полученных результатов.
После проведения предварительных методических исследований ОФП неоднородных сред С.Г.Рас-сохиным (2001) были проведены эксперименты по определению фильтрационных характеристик естественной анизотропной пористой среды. В экспериментах использовалась современная установка многофазной фильтрации, позволяющая с высокой точностью проводить стационарную фильтрацию в образцах пористой среды при пластовых значениях температуры и давления [2]. Установка рассчитана на максимальное рабочее давление до 70 МПа, температуру до 150 оС и обеспечивает исследование фильтрационных процессов при линейных скоростях фаз от 0,1 до 255 м/сут. Основной частью установки является кернодержатель, позволяющий использовать составные коллекции керна длиной до 1 м и диаметром 3 см. Этот узел выполнен из прозрачного для рентгеновских лучей композитного материала, что делает его со-
вместимым со средствами компьютерной томографии, которыми также оснащена установка. Для этого используется модернизированный компьютерный томограф третьего поколения со специализированным программным обеспечением и графической станцией для обработки данных томографии. Все коммуникации установки, контактирующие с флюидами, изготовлены из стойкого к коррозии специального сплава. Точность поддержания линейной скорости фильтрации 0,3 % от установленного значения обеспечивается прецизионными автоматическими насосами, работающими в попеременном режиме для каждой фазы, что позволяет проводить фильтрацию в непрерывном режиме.
Работа экспериментальной установки полностью автоматизирована. Система функционирует под управлением оснащенного контроллерами компьютера, программное обеспечение которого обслуживает подающие жидкость и газ насосы, записывает параметры процесса, контролирует безопасность по давлению и температуре. Кроме того, в режиме реального времени происходит расчет ОФП с построением соответствующих зависимостей.
Для экспериментов были отобраны цилиндрические образцы природного слоистого песчаника, выпиленные параллельно, перпендикулярно и под углом 42о к плоскости напластования. Перед измерениями образцы керна экстраги-
OIL AND GAS GEOLOGY, 32003
ровали, высушивали и помещали в тефлоновую и витоновую оболочки и затем — в кернодержатель установки многофазной фильтрации. После этого были определены абсолютные проницаемости при фильтрации гептана в заданных термобарических условиях экспериментов (давление 5 МПа, температура 20 оС). Основные параметры кер-нового материала приведены в таблице.
Относительные фазовые проницаемости определяли с использованием метода стационарной фильтрации, поскольку, как показала практика, он обеспечивает наибольшую достоверность получаемых результатов по сравнению с многочисленными вариантами метода нестационарной фильтрации. Методически определение ОФП сводилось к многократному повторению опытов по совместной фильтрации газовой и жидкой фаз с различающимися от опыта к опыту долями фильтрующихся фаз в потоке. Каждый режим фильтрации осуществляли до достижения стационарного состояния и далее поддерживали постоянный перепад давления на модели пласта. В ходе стационарной фильтрации определяли объемы закачанных в модель пласта и поступивших к выходу флюидов. Средние насыщенности порис-
той среды флюидами измеряли методами материального баланса и компьютерной томографии.
В качестве газовой фазы использовали метан, в качестве УВ-жидко-сти — гептан. Фазы предварительно тщательно перемешивали для насыщения их друг другом с целью исключения массообмена между ними в пористой среде, поскольку такой процесс может сильно задержать момент наступления стационарного режима фильтрации, при котором справедлив закон Дарси.
Вначале сухую вакуумирован-ную пористую среду максимально насыщали равновесной жидкой фазой (газированным гептаном), затем вытесняли гидродинамически свободную ее часть равновесной газовой фазой (метаном, насыщенным парами гептана). По прекращении выноса жидкости на выходе модели пласта определяли критическую насыщенность пористой среды жидкой фазой. Далее проводили определение ОФП, постепенно увеличивая от опыта к опыту долю жидкости во входящем потоке. Таким образом, на этом этапе получали серию значений ОФП при пропитке (увеличении насыщенности пористой среды смачивающей фазой). По достижении остаточной га-зонасыщенности и соответственно максимальной насыщенности жид-
кой фазой начинали процесс вторичного дренирования, уменьшая от опыта к опыту долю жидкости во входящем в пористую среду двухфазном потоке. Всего на трех образцах было проведено 90 опытов.
Результаты исследования иллюстрируются рис. 1 и 2, где показаны зависимости ОФП от насыщенности гептаном, полученные при капиллярной пропитке и вторичном дренировании.
Анализируя полученные результаты, можно отметить, что во всем диапазоне изменения насыщенности заметно превышение ОФП при пропитке керна над относительными проницаемостями, замеренными при дренировании. Это объясняется тем, что при дренировании по мере постепенного увеличения га-зонасыщенности газовой фазе приходится преодолевать фильтрационные сопротивления, создаваемые ранее находящейся в порах жидкостью при ее вытеснении. Относительная проницаемость для жидкости при вторичном дренировании также ниже аналогичных значений, полученных при пропитке. Это не является типичным поведением зависимостей ОФП для смачивающей фазы (как правило, бывает наоборот) и связано с тем, что наименьшие фильтрационные сопротивления присущи пористой среде именно при ее первоначальном насыщении фазами. Следовательно, поскольку пропитка была первичным процессом, а дренирование — вторичным, ОФП для газа и жидкости при пропитке выше, чем при дренировании.
Проведенные эксперименты позволили сделать следующие выводы:
1. Независимо от ориентации керна по напластованию и направления изменения насыщенности жидкостью критическая насыщенность исследованных образцов
принимала значения около 30 % объема пор.
Характеристика кернового материала
Ориентация образца керна
Параметр параллельно напластованию под углом 42о к напластованию перпендикулярно напластованию
Тип породы Слоистый песчаник
Длина,мм 33,0 25,9 30,1
Диаметр,мм 18,6 19,0 19,0
Пористость, % 34,1 35,5 32,7
Объем пор,см3 3,06 2,61 2,79
Абсолютная проницаемость по гептану,п • 10-15 м2 908 613 520
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 32003
Рис. 1. ВЛИЯНИЕ ТИПА АНИЗОТРОПИИ (ОРИЕНТАЦИИ КЕРНА ПО НАПЛАСТОВАНИЮ) НА ОФП ПРИ ПРОПИТКЕ
ОФП,%
Рис. 2. ВЛИЯНИЕ ТИПА АНИЗОТРОПИИ НА ОФП ПРИ ВТОРИЧНОМ ДРЕНИРОВАНИИ
Насыщенность жидкостью, %
1 - ОФП для газа (а) и жидкости (б) при параллельной ориентации керна; 2- то же при ориентации керна под углом; 3 -то же при перпендикулярной ориентации керна
ОФП,%
Насыщенность жидкостью, %
Усл. обозначения см. на рис. 1
2. Анизотропия коллекторских свойств пористых сред, использованных в экспериментах, практически не оказав влияния на критическую насыщенность жидкостью, существенно повлияла на текущие значения ОФП керна для газа и жидкости. Относительная фазовая проницаемость как для газовой фазы, так и для жидкости независимо от направления изменения насыщенности, принимая близкие значения в начальных и конечных точках, в средней части графиков отличалась более чем на 20 %.
3. Общим для всех показанных зависимостей ОФП от насыщенности является превышение относительных проницаемостей керна, выпиленного параллельно напластованию, над проницаемостью, замеренной при исследовании керна, выпи-
ленного под углом, и в большей степени — над проницаемостью керна, выпиленного перпендикулярно плоскости напластования.
Таким образом, результаты проведенных экспериментов свидетельствуют, что анизотропия фильтрационных параметров оказывает значительное влияние на вид и характер функций ОФП во всем диапазоне изменения насыщенности смачивающей фазой как при капиллярной пропитке, так и при дренировании.
Следовательно, при получении исходной информации для проектирования разработки месторождений природных УВ необходимо всестороннее исследование представительного кернового материала, включающее не только традиционные определения ОФП для керна,
выпиленного параллельно напластованию, но и учет факторов анизотропии пористой среды.
Развитие экспериментальных работ по исследованию особенностей фильтрации жидкости и газа в анизотропной пористой среде может быть полезным для описания миграционных процессов в различных структурно-геологических условиях при моделировании особенностей формирования месторождений УВ.
Литература
1. Дмитриев Н.М., Максимов В.М.
О структуре тензоров коэффициентов фазовых и относительных проницаемостей для анизотропных пористых сред // Докл. АН. - 1998. - Т. 358, № 3. -С. 337-339.
OIL AND GAS GEOLOGY, 32003
2. Компьютеризированные установки многофазной фильтрации и их применение при разработке методов повышения конденсатоотдачи /
Р.М.Тер-Саркисов, В.А.Николаев, С.Г.Рас-сохин и др. // Повышение углеводоро-доотдачи пласта газоконденсатных месторождений. - М., 1998. - С. 27-38.
3. Iverson W.P., Dunn T.L., Ajdari I. Relative Permeability Anisotropy Measurements in Tensleep Sandstones // Proceedings of SPE/DOE Tenth Symposium on Improved Oil Recovery held in Tulsa. -Oklahoma, U.S.A., 21-24 April 1996.
© С.Г.Рассохин, 2DD3
ПРИОРИТЕТНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВ КРУПНЫХ И УНИКАЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
20-21 мая 2003 г. по инициативе организации “Ветеран-геологоразведчик” в МПР России состоялась Российская конференция “Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа”.
B.П.Садовник во вступительном слове отметил своевременность и актуальность проведения конференции в связи с низкой степенью изученности многих территорий, в результате чего открывается все меньше месторождений, при том, что топливно-энергетический комплекс играет важную роль в экономическом развитии нашей страны.
Пути открытия крупных и крупнейших месторождений нефти и газа были рассмотрены с разных точек зрения: с чисто научных, на базе экспериментальных исследований, на основе геолого-геофизических данных и т.д.
А.А.Плотников и О.Л.Клапчук считают, что самые крупные скопления газа ожидаются на Заполярном месторождении, менее крупные — в палеозое Ямсовейского месторождения, на Харампурском и Комсомольском месторождениях, а также в палеозое Бованенковского месторождения.
По мнению Б.П.Богданова и Е.Б.Груниса, малоизученными, особенно глубоким бурением, в Тимано-Печорской провинции являются Косью-Роговская и Коротаихинская впадины. Анализ перспектив нефтегазоносности в Хорейверской впадине и Ва-рандей-Адзьвинской нефтегазоносной области позволил пересмотреть результаты геолого-разведочных работ в Севе-ро-Предуральской нефтегазоносной области. Во внутренней зоне Косью-Роговской впадины в карбонатных отложениях перми — ордовика по комплексу геофизических данных в основании Прилемвинской складчато-покровной зоны может быть открыто гигантское месторождение.
К.А.Клещев и Б.А.Соловьев предполагают открытие крупных нефтегазоносных областей в зонах раскрытия Бельского прогиба в Прикаспийскую впадину, в пределах Абулакско-Кобландинской, Алтатинской и Заволжско-Заплавненской зон поднятий, а также на территории Карасальской моноклинали.
По мнению Р.Р.Мурзина, В.Д.Каминского и др., для открытия крупных и крупнейших месторождений УВ необходимо дои-зучение высокоперспективных объектов за счет проведения региональных работ. Наиболее крупный прирост запасов нефти ожидается в морях западно-арктического шельфа страны — Баренцевом и Карском.
О.И.Супруненко, К.Г.Вискунова, Н.К.Евдокимова и др. определили высокую нефтегазоносность арктического шельфа России, нефтегазовый потенциал которого оценивается в 100 млрд т (в пересчете на нефть).
Л.И.Ровнин считает, что открытие крупных месторождений нефти и газа возможно в триас-палеозойской толще Адмиралтейского вала. Самым крупным по прогнозным оценкам является шельф Карского моря (южная часть) — поднятия Кропоткинского, Скуратовское, Нярмейское.
По мнению В.А.Скоробогатова и Л.В.Строганова, главными газоносными регионами являются Западно- и Восточно-Сибирский, Северный (Тимано-Печорская провинция), Прикаспийский и Волго-Уральский, а также шельф дальневосточных морей.
Д.Б.Давыденко и В.И.Галуев перспективы открытия крупных потенциальных газоносных объектов связывают с зоной сочленения Донецкого кряжа и кряжа Карпинского. На основании использования гравитационного зондирования на площадях Восточного Донбасса и сопредельной территории в междуречье Дона и Маныча прослежена крупная структура, названная Цимлянским сводом.
C. В. Попович и В. И. Савченко считают, что в южной части Азовского моря открытие средних и крупных месторождений нефти и газа может быть связано с зоной Индоло-Кубанского прогиба, в центральной и северной частях — с рифогенными прогибами и зоной трещиноватости и разуплотнения в докембрийском фундаменте. Перспективы открытия средних и крупных скоплений нефти и газа в Черном море выше, чем в Азовском. Наиболее перспективен Керченско-Таманский шельф Черного моря в отложениях майкопа, палеоцен-эоцена, мела, карбонатных фациях верхней юры.
М.Д.Белонин, Ю.Н.Григоренко и др. предложили метод прогноза для крупных и уникальных месторождений нефти и газа, разработанный во ВНИГРИ.
Ю.К.Бурлин, Б.А.Соколов и Ю.В.Шипелькевич на основании сопоставления данных по осадочным бассейнам Аляски (месторождение Прадхо-Бей) и шельфа Чукотского моря считают, что перспективы пород, являющихся аналогами верхнеэлесмирских и нижнебрукских пород, развитых на Аляске, представляются высокими.
А.М.Брехунцов и др. на основании новых сейсмических материалов разработали программу поиска и прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на севере Западной Сибири на геотектонической и структурно-литологической основе.
Ю.И.Пиковский, М.П.Гласко и др. предложили технологию локального прогнозирования гигантских месторождений нефти и газа в потенциально нефтегазоносных бассейнах. Она может быть использована для всех типов осадочных бассейнов, на суше, шельфе и континентальном склоне.
В связи с большим интересом, вызванным к обсуждаемым проблемам, было принято решение провести следующую конференцию в 2005 г.
It was experimentally shown that anisotropy of porous media may have a significant influence on the most important filtration characteristics — relative phase permeabilities (PhP) as functions of porous space saturation by various fluids.
Common for all the certain dependancies of PhP from saturation is the excess of relative permeability of core cutting parallel to stratification over the values measured in process of core study which was cut at an angle, and to a greater extent — perpendicular to the stratification plane.
It was noted that experimental works on studying the features of liquid and gas filtration in anisotropic porous media could be useful for the description of migration processes under different structural-geological conditions in modelling features of HC fields formation.
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 32003
