CC BY
34УДК 622.245
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК СМАЧИВАЕМОСТИ ПОВЕРХНОСТИ ПОР И ВЛИЯНИЕ ИХ НА КОЭФФИЦИЕНТ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ НА ПРИМЕРЕ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ
Э.О. Тимашев1, Е.С. Калинин1, П.В. Павлов1, В.А. Волков2, И.В. Доровских3
1 ООО «СамараНИПИнефть»
443010, г. Самара, ул. Вилоновская, 18
2 ООО «Дельта-пром»
443115, г. Самара, ул. Г. Димитрова, 117
3 Самарский государственный технический университет 443100, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244
Представлены результаты исследований влияния смачиваемости порового пространства карбонатных продуктивных пластов нефтяных месторождений Самарской области на величину коэффициента вытеснения нефти водой. Проведено обобщение накопленного лабораторного материала по определению коэффициента вытеснения нефти водой по пластам В1 нефтяных месторождений Самарской области. Показано, что гидрофильные продуктивные пласты характеризуются более высокими значениями коэффициента вытеснения: в среднем на 12 % по исследованным образцам.
Ключевые слова: смачиваемость, карбонатный пласт, коэффициент вытеснения, экспериментальные исследования, проницаемость, водонасыщенность, пласт, керн, нефтяные месторождения Самарской области.
Из литературы известно, что зависимость коэффициента вытеснения и остаточной нефтенасыщенности от проницаемости неоднозначна. Встречаются работы, в которых приведены корреляционные уравнения, согласно которым с увеличением проницаемости коэффициент вытеснения убывает и практически не зависит не только от давления вытеснения, но и от проницаемости пористой среды.
Основанием для постановки и анализа лабораторных исследований послужил вопрос о достоверности принимаемых в проектных документах значений коэффициентов вытеснения по объектам у пластов с высокой проницаемостью, где больше остаточная нефтенасыщенность и заметно меньше коэффициент вытеснения [1].
В результате проведенного анализа была установлена одна из причин полученного несоответствия, а именно определяющее влияние смачиваемости порового пространства на величину коэффициента вытеснения нефти водой.
Анализ проводился по результатам лабораторных определений коэффициента вытеснения нефти водой. Полнота вытеснения нефти водой определялась в лабораторных условиях по методике, описанной в отраслевом стандарте 1986 г. [2].
Эдуард Олегович Тимашев (к.т.н., доц.), заместитель генерального директора по науке ООО «СамараНИПИнефть».
Евгений Серафимович Калинин (к.т.н.), заведующий лабораторией ООО «Самара НИПИнефть».
Павел Владимирович Павлов, заведующий лабораторией ООО «СамараНИПИнефть». Владимир Анатольевич Волков (к.т.н), директор ООО «Дельта-пром».
Иван Владимирович Доровских, старший преподаватель ФГБОУ ВПО «СамГТУ».
Моделирование процесса вытеснения нефти водой осуществлялось на составной модели элемента пласта, смонтированной из стандартных образцов керна, отобранного из продуктивного пласта. Перед испытанием образцы керна экстрагировались спиртобензольной смесью и высушивались до постоянного веса. Затем образцы насыщались моделью пластовой воды продуктивного пласта и методом центрифугирования в них создавалась остаточная водонасыщенность.
После центрифугирования образцы донасыщались керосином и компоновались в составную модель элемента пласта таким образом, чтобы по направлению вытеснения каждый последующий образец имел меньшую проницаемость. Составной образец помещался в резиновую манжету и устанавливался в кернодержатель, где происходило донасыщение керосином.
При давлении испытания, соответствующем пластовому, через составной элемент пласта фильтровался сначала керосин, а затем модель нефти в количестве, превышающем 10 объемов пор модели элемента пласта. По завершении фильтрации нефти образцы выдерживались в течение 48 часов при термобарических условиях, соответствующих пластовым.
Модель нефти, применявшаяся в опыте, была приготовлена добавлением керосина к дегазированной и профильтрованной поверхностной пробе нефти продуктивного пласта. В качестве вытесняющего агента использовалась модель пластовой воды продуктивного пласта. Вытеснение осуществлялось при пластовой температуре с постоянной скоростью до полного обводнения выходящей жидкости.
По окончании испытания отдельные образцы после взвешивания помещались в экстракционные аппараты (приборы Закса) для определения остаточной нефтенасы-щенности.
Величина коэффициента вытеснения (Квыт) рассчитывалась по формуле
Квыт = (Кн - Кон) / Кн,
где Кн - начальная нефтенасыщенность модели элемента пласта;
Кон - остаточная нефтенасыщенность модели элемента пласта.
Определение относительных фазовых проницаемостей (ОФП) проводилось по данным процесса вытеснения одной жидкости другой [3, 4]. Использовался модифицированный метод, основанный на методике Кундина - Куранова [7], аналоге метода Уелджа [5, 6] расчета ОФП, который использует аппарат решения обратной задачи и определяет ОФП в некотором пространстве функций. Данный метод отличается от самой методики Кундина - Куранова тем, что отпадает необходимость дифференцирования данных по перепаду давления и обеспечивается быстрота счета. Данные эксперимента по вытеснению нефти водой обрабатывались с помощью специально разработанной программы [8].
Лабораторные исследования проводились на образцах керна продуктивных пластов месторождений с близкими геолого-физическими свойствами (см. таблицу).
Проницаемость по нефти при начальной водонасыщенности принималась за 100 %.
На рис. 1-2 приведены кривые ОФП воды и нефти, полученные по описанной методике.
На составном образце пласта В1 Аглосского месторождения получена величина остаточной нефтенасыщенности 45,4 %. Проницаемость по воде при остаточной во-донасыщенности 64,4 %. Точка равных относительных проницаемостей по нефти и воде находится на графике при значении насыщенности образца водой около 42,5 %.
На составном образце пласта В1 Песчанодольского месторождения величина остаточной нефтенасыщенности составила 40,6 %, а точка равных относительных про-
Характеристика пластовых флюидов и керна, используемых в опытах по определению относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, а также смачиваемости керна продуктивного пласта Ві
Место- рожде- ние № скв. Вяз- кость нефти, мПа*с Прони- цаемость, мкм2 Конечная водонасыщен-ность, д. ед. Длина модели элемента пласта, м Объем пор модели элемента пласта, х10-6м3 Коэффициент нефтевы-теснения, д. ед. Смачи- ваемость породы элемента пласта
Совет- ское 30 4,980 0,0322 0,636 0,2782 28,28 0,558 Гидро- фильная
Горь- ковское 15 4,467 0,0461 0,756 0,1800 15,36 0,622
Песча- нодоль- ское 103 2,096 0,0263 0,594 0,2154 19,10 0,530 Гидро- фобная
Аглос- ское 189 2,217 0,0250 0,546 0,1237 15,45 0,401
Водонасыщенность, доли ед.
♦ ОФП для воды Аглосского месторождения ■ ОФП для нефти Аглосского месторождения
▲ ОФП для воды Песчанодольского месторождения
• ОФП для нефти Песчанодольского месторождения
Рис. 1. Диаграммы относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды пласта В1 Аглосского и Песчанодольского месторождений
На составном образце пласта В1 Советского месторождения получено значение остаточной нефтенасыщенности 36,4 %. При этом точка равных относительных проницаемостей по нефти и воде находится на графике при значении водонасыщенно-сти образца около 53,4 %.
Составной образец пласта В1 Г орьковского месторождения характеризуется остаточной нефтенасыщенностью, равной 24,4 %. Точка равных относительных про-
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Водонасыщенность, доли ед.
♦ ОФП для воды Советского месторождения ■ ОФ П для нефти Советского месторождения а ОФП для воды Горьковского месторождения
• ОФ П для нефти Горьковского месторождения
Рис. 2. Диаграммы относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды пласта В1 Советского и Г орьковского месторождений
Анализ диаграмм ОФП нефти и воды, представленных на рис. 1, показывает, что точка пересечения кривых находится левее водонасыщенности, равной 0,5. Данный факт указывает на гидрофобную поверхность порового пространства. Диаграммы ОФП нефти и воды, представленные на рис. 2, указывают о преимущественной смачиваемости породы водой.
Данные о смачиваемости поверхности порового пространства подтверждаются и описанием керна.
Керн Г орьковского и Советского месторождений представлен известняками коричневато-серыми, комковатыми и органогенными-обломочными, от мелко- до крупнозернистых, пористыми, средней крепости, нефтенасыщенными, местами с выпотами нефти. Такой керн имеет легкие фракции нефти. Они после экстракции легко удаляются, и поверхность порового пространства гидрофилизуется (рис. 3).
Керн Песчанодольского месторождения представлен известняками серыми и темно-серыми, среднекристаллическими, комковато-сгустковыми, плотными, крепкими, с глинисто-битуминозными промазками по наслоению (рис. 4).
Ранее была выдвинута гипотеза о том, что гидрофобные свойства образцов обусловлены наличием на поверхности обломочных зерен и глинистого цемента тонких пленок органического вещества [9]. Чтобы ее проверить, с помощью растрового электронного микроскопа (РЭМ) исследована микроструктура поверхности обломочных зерен и порового эпигенетического каолинита (диккита). Оказалось, что на поверхности эпигенетического порового каолинита (диккита) действительно имеются тонкие пленки сильно метаморфизованных битумоидов, обладающих специфической микроструктурой, описанной в работе [10].
Рис. 3. Советская пл., скв. 30, инт. 2156,5- Рис. 4. Песчанодольское м., скв. 103, инт. 2163,7 м, обр. 987-10 2553,6-2565,0 м, обр. 386-09
В рассматриваемом образце гидрофобные свойства частично сохраняются даже после его продолжительной экстракции спиртобензольной смесью, что свидетельствует о том, что эти пленки чрезвычайно прочно связаны с поверхностью минералов.
Таким образом, именно характеристики смачиваемости поверхности пор и связывающих их каналов определяют форму диаграмм фазовых проницаемостей по нефти и воде.
На основании результатов, представленных в таблице, также можно сделать вывод о влиянии смачиваемости порового пространства на величину коэффициента вытеснения нефти водой. А именно, чем гидрофильнее пласт, тем выше величина коэффициента вытеснения нефти водой.
Выводы:
1. При вытеснении нефти водой гидрофобный характер поверхности порового пространства приводит к снижению скорости капиллярной пропитки пористой среды водой и, как следствие, снижает коэффициент нефтевытеснения.
2. Величина коэффициента вытеснения в гидрофильных пропластках в среднем на 12 % выше, чем в гидрофобных.
3. Точка равных относительных проницаемостей по нефти и воде в гидрофильных пропластках находится на диаграммах относительных проницаемости в среднем на 17 % правее, чем в гидрофобных.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Кузнецов А.М., Кузнецов В.В., Богданович Н.Н. О сохранении естественной смачиваемости отбираемого из скважин керна // Нефтяное хозяйство. - 01.2011. - С. 21-23.
2. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. ОСТ 39-195-86.
3. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г., Ибрагимов Г.З., Латыпов А.З., Потапов А.М. Разработка нефтяных месторождений // М.: ВНИИОЭГ, 1994. - Т. 1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. - 263 с.
4. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. - М.: Недра, 1970. - С. 208.
5. Welge H.J. Displacement of Oil from Porous Media by Water and Gas. - Trans. AIME, 1950, Vol. 198, p. 314-316.
6. Welge H.J. A Simplified Method for Computing Oil Recovery by Gas or Water Drive. - Trans. AIME, 1952, Vol. 195, p. 91-98.
7. Кундин С.А., Куранов И.Ф. К вопросу о методике расчета фазовых проницаемостей по данным опытов по нестационарному вытеснению нефти водой // Тр. ВНИИ. Вып. 8. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - С. 85-95.
8. Хасанов М.М., Рыжков А.Б., Караваев А.Д. и др. Компьютерная обработка данных физикогидродинамических лабораторных исследований керна // Вестник ИЦ ЮКОС. - 2002. - № 3. -С. 37-42.
9. Зубков М.Ю., Сотникова Г.П., Прямоносова И.А и др. Некоторые причины гидрофобизации коллекторов // Нефтяное хозяйство. - Деп. рук. № 1870. - 1990. - 17 с.
10. Зубков М.Ю., Федорова Т.А. Преобразование микроструктуры органического вещества по мере его катагенетической эволюции // Литология и полезные ископаемые. - 1989. - № 5. - С. 71-79.
Статья поступила в редакцию 6 декабря 2011 г.
EXPERIMENTAL RESEARCHES OF WETTABILITY CHARACTERISTICS OF THE PORE SPACE SURFACE AND THEIR INFLUENCE ON DISPLACEMENT EFFICIENCY OF OIL WATER BY THE EXAMPLE OF CARBONATE RESERVOIR OF THE OIL FIELDS OF THE SAMARA REGION
E.O. Timashev1, E.S. Kalinin1, P.V. Pavlov1, V.A. Volkov2, I.V. Dorovskikh3
1 LLC «Oil Research, Development and Project Institute of Samara»
18 Vilonovskaya st., Samara city, 443010
2 LLC «Delta-prom»
117 G. Dimitrova st., Samara city, 443115
3 Federal state budgetary institution of higher vocational studies State Technical University of Samara 244 Molodogvardeyskaya st., Samara city, 443100
In article results of researches of influence of wettability pore space surface of carbonate reservoir of oil fields of the Samara region on size of displacement efficiency of oil by water are presented. Carrying out of the accumulated laboratory material by definition of displacement efficiency of oil by water on layers B1 of oil fields of the Samara region is spent. It is shown that water-wet productive layers are characterized by higher values of displacement efficiency: on the average on 12 % on the investigated samples.
Keywords: wettability, carbonate formation, displacement efficiency, experimental research, permeability, water saturation, layer, core, oil fields of Samara region.
Eduard O. Timashev (Ph.D. (Techn.)), Deputy Chair of LLC «Oil Research, Development and Project Institute of Samara», docent.
Evgeny S. Kalinin (Ph.D. (Techn.)), Head of Laboratury of LLC «Oil Research, Development and Project Institute of Samara».
Pavel V. Pavlov - Head of Laboratury of LLC «Oil Research, Development and Project Institute of Samara».
Vladimir A. Volkov (Ph.D. (Techn.)), Chairman of LLC «Delta-Prom».
Ivan V. Dorovskikh - Teacher, Federal state budgetary institution of higher vocational studies State Technical University of Samara.
