CC BY
81РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИИ
м.р. Гайсин, инженер; А.Е. Фоломеев, инженер; А.к. макатров, заведующий лабораторией; А.Г. телин, зам. генерального директора по инжинирингу добычи, ООО «РН-УфаНИПИнефть»; и.с. Афанасьев, директор департамента, ОАО «НК «Роснефть»; А.и. Федоров, гл. геолог, ООО «РН-Северная нефть»; О.в. Емченко, начальник отдела, ООО «БашНИПИнефть»; А.в. зайнулин, менеджер отдела разработки, ОАО АНК «Башнефть»
определение смачиваемости керна месторождений вала гамбурцева различными методами
THE MEASUREMENT OF VAL GAMBURTZEVA OIL FIELD CORE'S WETTABILITY BY DIFFERENT METHODS
M.R. Gaisin, A.E. Folomeev, A.K. Makatrov, A.G. Telin, LLC «RN-UfaNIPIneft»; I.S. Afanasiev, OJSC «Oil Company «Rosneft»; A.I. Fedorov, LLC «RN-Severnaya Neft»; O.V. Emchenko, LLC «BashNIPIneft»; A.V. Zainulin, OJSC «Joint Stock Oil Company «Bashneft» The article compare different qualitative and quantitative methods of wettability measurement as illustrated by cores D1 formation Khasyrey oilfield Val Gamburtzeva.
On the basis of the research carried out cores D1 formation Khasyirey oil field Val Gamburtzeva were identified as nonuniform wettability with preferred hydrophobic behavior.
The article proves that more informative method is combined Amott/ USBM method.
Keywords: wettability, contact angle, Amott method, USBM method, Khasyrey oil field, relative permeability, capillary impregnation.
На процесс извлечения нефти из пласта большое влияние оказывают смачиваемость поверхности породы и направленность действия капиллярных сил. Поэтому смачиваемость представляет собой важную характеристику поверхности твердого тела. Особую актуальность знание смачиваемости поверхности пор горной породы принимает при проектировании разработки месторождений с карбонатными коллекторами. Расчеты вариантов разработки, определение потенциала нестационарного заводнения невозможны без надежного определения смачиваемости [1, 2]. При определении смачиваемости используют количественные и качественные методы. В мировой практике используются пять основных количественных методов: метод измерения
краевого угла [3-6], метод Амотта (метод пропитывания и вынужденного замещения) [3-4, 7], включая его модификации [8-10], метод USBM [3, 4], комбинированный метод Амотта - USBM [3, 4] и метод по стандарту ОСТ 39-180-85 [11]. Для качественной оценки диаграммы используются метод относительных фазовых проницаемостей, метод капиллярной пропитки, микроскопия и т.д. В настоящей работе на примере пласта Д1 Хасырейского месторождения Вала Гамбурцева сравнивались различные качественные и количественные методы определения смачиваемости поверхности пор горной породы. Горная порода пласта Д1 Хасырейского месторождения представлена горизонтальным чередованием известняков и доломитов. Порода относится к коллек-
торам кавернозно-трещиноватого типа с малой емкостью, общей пустотностью до 5-10%.
В качестве флюидов в лабораторных экспериментах использовалась изови-скозная модель нефти, приготовленная добавлением петролейного эфира к безводной дегазированной нефти Хасырейского месторождения, а также модель пластовой воды с минерализацией 185 г/л.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СМАЧИВАЕМОСТИ КАЧЕСТВЕННЫМИ МЕТОДАМИ
Использование диаграмм относительных фазовых проницаемостей Относительная фазовая проницаемость (ОФП) образцов керна месторождений Вала Гамбурцева определена методом нестационарной фильтрации [12, 13].
На рисунке 1а представлен график зависимости ОФП для воды (Кв) и нефти (Кн) от водонасыщенности (кв). Полученные в фильтрационных исследованиях характеристики вытеснения нефти водой свидетельствуют о преимущественно гидрофобном характере породы пласта Д1: пересечение кривых ОФП смещено в сторону более низкой водонасыщенности (рис. 1а). Для сравнения на рисунке 1б приведены зависимости ОФП, полученные при вытеснении нефти водой для песчаников пласта БС10 Ефремовского месторождения, по которым виден гидрофильный характер породы [14]. Из сравнения рисунков 1а и 1б видно, что конечное значений фазовой проницаемости по воде для гидрофобного карбонатного пласта больше в 4 раза, чем у гидрофильного песчаника. Из рисунка 1а видно, что если ОФП для нефти монотонно убывает с ростом водонасыщенности и имеет«привычный» вогнутый вид, то зависимость ОФП для воды имеетS-образный вид и выпукла на начальном участке. Такой вид ОФП, видимо, обусловлен трещиновато-поровым типом коллектора и широким диапазоном изменения микротрещин и пор по размерам.
КАПИЛЛЯРНАЯ ПРОПИТКА
Опыты по капиллярной пропитке проводились на цилиндрических образцах керна. В специальный сосуд высокого давления, оснащенный мерником для точного определения объема выделяющейся нефти и заполненный пластовой минерализованной водой, помещался нефтенасыщенный образец керна, который затем выдерживался при давлении 10 МПа и пластовой температуре 46 0С. Характеристика образцов приведена в таблице 1. Динамика вытеснения нефти в результате пропитки для двух образцов с различной проницаемостью приведена на рисунке 2.
На рисунке 2 видно, что капиллярная пропитка нефтенасыщенных кернов проходит очень медленно, и достигнутые через месяц величины коэффициентов вытеснения составляют всего 0,022 и 0,066 доли ед. для высоко-и низкопроницаемых сред соответственно (кривые 1 и 2, рис. 2), что свидетельствует о преимущественно
О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0 0,1 ОД 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
к,, доли ед. к,, доли ед.
Рис. 1. ОФП при вытеснении нефти водой: а) для кернов пласта Д1 месторождений Вала Гамбурцева; б) для кернов пласта БС10 Ефремовского месторождения
Таблица 1. Характеристики образцов керна месторождений Вала Гамбурцева
Номер опыта Длина, см Проницаемость по воздуху, мкм2 Пористость, % Нач. нефтенасыщ-ть, %
1 4,31 0,0991 10,3 80,1
2 3,50 0,0083 8,5 80,0
гидрофобном характере смачиваемости образцов горной породы пласта Д1. Для сравнения на рисунке 2 представлена зависимость коэффициента вытеснения (кривая 3, рис. 2) при аналогичной капиллярной пропитке нефтенасыщенных песчаников пластов БС10 Ефремовского месторождения. Пропитка гидрофильного песчаника и вытеснение нефти начинаются уже в первые сутки, и в результате достигается коэффициент вытеснения 0,3 доли ед.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СМАЧИВАЕМОСТИ КОЛИЧЕСТВЕННЫМИ МЕТОДАМИ
Среди количественных методов определения смачиваемости керна наиболее достоверными являются методы, которые можно условно объединить понятием
0,35
центрифужных. Это метод Амотта, метод иБВМ [3, 4], комбинированный метод Амотта - иБВМ [3, 4] и метод по отраслевому стандарту ОСТ 39-180-85 [11]. Метод краевого угла является лучшим методом для измерения смачиваемости гладкой поверхности и чистых флюидов. Существуют несколько методов измерения краевого угла: метод наклонных мембран, метод покоящейся (лежащей) капли, тензометрический метод, метод капиллярного поднятия и другие. Однако большая часть этих методов не находит широкого применения в нефтяной промышленности, что связано с невозможностью измерения краевого угла внутри керна. Краевой угол, измеренный на поверхности керна, не может учитывать минералогиче-
■ БС 10 Ефремовское - Д1 Вал Гамбурцева (опыт №1) Д1 Вал Гамбурцева (опыт №2)
О ВОПОВОВВОВОМ
О 5 10
ДДАДДДДАДЛДДА 1
М»И 111111111111
»119-т-1---
ддддДддд
15 20
Время контакта, сут
25
30
35
Рис. 2. Динамика капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенные керны пласта Д1 Хасырейского (кривые 1 и 2) и пласта БС10 Ефремовского (кривая 3) месторождений
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ разработка местророждений \\ 47
РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Таблица 2. Количественные критерии различных методов определения смачиваемости
Параметр Смачиваемый водой Нейтрально смачиваемый Смачиваемый нефтью
Краевой угол
Минимальный 0° от 60 до 75° от 105 до 120°
Максимальный от 60 до 75° от 105 до 120° 180°
Индекс смачиваемости иБВМ Ш около 1 Ш около 0 Ш около -1
Индекс смачиваемости водой по Амотту Положительный 0 0
Индекс смачиваемости нефтью по Амотту 0 0 Положительный
Индекс смачиваемости Амотта - Гарвея 0,3 < I « 1,0 -0,3 « I « 0,3 -1,0 « I < -0,3
Показатель смачиваемости по отраслевому стандарту ОСТ 39-180-85 0,6 « М < 1 0,4 « М « 0,6 0 < М « 0,4
Таблица 3. Характеристики исследуемых образцов
Номер образца Длина, см Кп, % Кпр, 10-3мкм2
1 4,76 6,4 1,15
2 3,50 8,8 3,87
3 3,42 9,7 29,08
4 3,22 6,0 60,66
5 3,32 6,9 122,47
скую неоднородность и геометрию пор породы-коллектора и поэтому не является репрезентативным для породы-коллектора в целом. В связи с вышесказанным в данной работе измерение краевого угла не проводилось. В таблице 2 приведены для сравнения количественные критерии вышеупомянутых методов определения смачиваемости.
Для определения количественных критериев по определению смачиваемости горной породы Хасырейского месторождения были отобраны пять образцов керна с различными фильтрационно-емкостными свойствами (табл. 3).
МЕТОД АМОТТА И ЕГО МОДИФИКАЦИЯ
Метод Амотта [3, 4, 7] сочетает впитывание и принудительное замещение для определения средней смачиваемости керна. Метод Амотта базируется на том, что смачивающая жидкость самопроизвольно впитается в керн, замещая в ней несмачивающую жидкость. Отношение объемов самопроизвольного и принудительного впитывания используется для оценки характеристики смачиваемости.
Исследователи [9] показали, что время спонтанной пропитки недостаточно для процесса пропитки, и предложили дополнение к методу Амотта, назвав его
методом Амотта - Гарвея. Дополнение к методу Амотта состояло в том, что естественный, насыщенный модельной водой образец породы после спонтанной пропитки нефтью сначала центрифугируется в модельной воде, а затем центрифугируется в нефти до прекращения роста водонасыщенности. Отношения индекс смачиваемости нефтью по Амотту (5н) и индекс смачиваемости водой по Амотту (8„) рассчитываются, как и прежде, но кроме этого, рассчитывается еще и индекс относительного замещения Амотта - Гарвея. Метод определения характеристики смачиваемости Амотта - Гарвея состоит из четырех последующих этапов:
1. погружение образца керна с начальной нефтенасыщенностью в воду и определение объема нефти, замещенной водой самопроизвольным (свободным) впитыванием по истечении 40 суток;
2. центрифугирование образца в воде до состояния невытесняемой жидкости и измерение общего объема нефти при принудительном и самопроизвольном замещении водой;
3. погружение образца керна в нефть и определение объема самопроизвольно замещенной воды путем впитывания нефти по истечении 40 суток;
4. центрифугирование образца керна в нефти до состояния невытесняемой
жидкости и измерение общего количества воды при принудительном и самопроизвольном замещении нефтью. Результаты тестирования выражаются согласно формуле (1), индекс смачиваемости нефтью по Амотту - отношением объема воды Vв.зам., замещенного самопроизвольным впитыванием нефти, к общему объему воды Vв.общ., замещенному впитыванием нефти и центрифугированным (вынужденным) замещением,
я _ ^в.зам.
V « '
* в.оощ.
(1)
и согласно формуле (2) индексом смачиваемости водой по Амотту - отношением объема нефти Vн.зам/ замещенного самопроизвольным впитыванием воды, к общему объему нефти Vн.общ., замещенному впитыванием и центрифугированным (вынужденным) замещением,
2 _ ^в.зам.
"и
V,
н.общ.
(2)
Индекс относительного замещения Амотта - Гарвея равен разности коэффициентов замещения водой и замещения нефтью:
V V
Т_Я Я — н.зам. * в.эам.
'н V й "V й .
•н.общ. "в.оощ.
(3)
Результаты определения характеристики смачиваемости методом Аммота - Гарвея представлены в таблице 4. Из нее видно, что по индексу смачиваемости Аммота - Гарвея образцы керна являются нейтрально смачиваемыми. Индексы смачиваемости водой и нефтью по Амотту являются положительными. Это говорит о том, что система имеет промежуточную характеристику смачиваемости. Основным недостатком теста смачиваемости Амотта - Гарвея являет-
ся его невосприимчивость в области промежуточной смачиваемости. Тест определяет возможность смачивающего флюида самопроизвольно заместить несмачивающий. Однако не один флюид самопроизвольно не впитается и не заместит другой при краевом угле, варьирующемся от 60° до 120°. Кроме того, предельный краевой угол, больше которого самопроизвольное впитывание не происходит, зависит от начального насыщения керна.
Но если метод Амотта - Гарвея покажет положительные коэффициенты замещения водой и замещения нефтью, то это является сигналом о том, что система преимущественно смачивается одним из флюидов. В некоторых промежуточно-или смешанно-смачиваемых системах одинаково свободно впитывается как вода, так и нефть.
МЕТОД ПО СТАНДАРТУ ОСТ 39-180-85
Метод оценки смачиваемости образцов керна предусматривает определение параметра, выражающего интегральную характеристику смачиваемости
горных пород по данным капиллярного впитывания в образец воды и нефти (керосина) при атмосферных условиях и в гравитационном поле при центрифугировании [11].
Метод определения параметра интегральной характеристики смачиваемости горной породы состоит из следующих этапов:
1. Погружение нефтенасыщенного образца керна в модель пластовой воды;
2. Центрифугирование образца в воде до состояния невытесняемой жидкости и измерение массы керна в воде (Р3), после принудительного и самопроизвольного замещении водой;
3. Погружение образца керна в нефть и определение массы керна в воде (Р4) после самопроизвольного замещения воды путем впитывания нефти;
4. Центрифугирование образца керна в нефти до состояния невытесняемой жидкости и измерение массы керна в воде (Р5) после принудительного и самопроизвольного замещения нефтью. Показатель смачиваемости рассчитывается по данным определения массы об-
разца на разных стадиях его испытания. Показатель смачиваемости (М) является интегральной характеристикой смачиваемости поверхности образца породы и рассчитывается по формуле
где VH - объем нефти, вытесненной из образца водой за счет противоточной капиллярной пропитки; VHZ - объем нефти, вытесненной водой при капиллярной пропитке и центрифугировании.
Результаты определения показателя смачиваемости по отраслевому стандарту (ОСТ 39-180-85) представлены в таблице 4. Из нее видно, что по показателю смачиваемости образцы керна являются гидрофобными.
МЕТОД USBM
Следующий тест, используемый для определения количественной оценки смачиваемости, - это метод иБВМ [3,4], который также определяет среднюю характеристику смачиваемости поверхности горной породы. В тесте
ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ
КОПЕЙСКИЙ ЗАВОД ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ
НАНЕСЕНИ^ХНТИКОРРОЗИОННЫХ ПОКРЫТИЙ (ДВУХ- И ТРЁХСЛОЙНЫХ) НА ОСНОВЕ ЭКСТРУДИРОВАННОГО ПОЛИЭТИЛЕНА НА НАРУЖНУЮ ПОВЕРХНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДИАМЕТРОМ ОТ 159 ДО 1420ММ.
ССЕНИЕ ЛАКОКРАСОЧНЫХ ПОКРЫТИЙ НА НАРУЖНУЮ И ВНУТРЕННЮЮ ПОВЕРХНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДИАМЕТРОМ ОТ 159 ДО 1420ММ. ДЛЯ ПОДЗЕМНЫХ И НАЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В СООТВЕТСТВИИ С ПРОЕКТОМ ИЛИ ТРЕБОВАНИЯМИ ЗАКАЗЧИКА.
1ВЛЕНИЕ ГНУТЫХ ОТВОДО! МЕТОДОМ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ ИЗ СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДИАМЕТРОМ ОТ 219 ДО 1420ММ
ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ ТРУБ В СОБСТВЕННОЙ ЛАБОРАТОРИИ ПУТЕМ ПРОВЕДЕНИЯ:
- НЕРАЗРУШАЮЩЕГО УЗК И РЕНТГЕНОГРАФИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ И ПРОКАТА;
- СПЕКТРАЛЬНОГО АНАЛИЗА ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА МЕТАЛЛА;
- МЕХАНИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ;
ГИДРОИСПЫТАНИЙ ТРУБ ДИАМЕТРОМ 720 И 1020 ММ.
ВОССТАНОВЛЕНИЕ ТРУБ ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ: - ОЧИСТКА ОТ НАРУЖНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ Б/У ГИДРОКЛИНЕРОМ;
- ВНУТРЕННЯЯ ОЧИСТКА ТРУБ Б/У;
- ВИЗУАЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ;
- МЕХАНИЧЕСКАЯ И ОГНЕВАЯ ТОРЦОВКА КОНЦОВ ТРУБ;
- РЕМОНТ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ;
- НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ;
- ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА И МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ.
ИЗГОТОВЛЕНИЕ СВАЙ ИЗ ТРУБЫ ДИАМЕТРОМ 159-1420 ММ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ ЖИЛЫХ И НЕЖИЛЫХ ПОМЕЩЕНИИ, ДОРОЖНЫХ И ПОРТОВЫХ СООРУЖЕНИЙ, А ТАКЖЕ В КАЧЕСТВЕ ОПОР ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ, КАК В ГРУНТЕ, ТАК И В ПРИБРЕЖНОЙ ЗОНЕ С ПОГРУЖЕНИЕМ В ВОДУ.
ВСЯ ПРОДУКЦИЯ ООО «КОПЕЙСКИЙ ЗАВОД ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ» СЕРТИФИЦИРОВАНА В СООТВЕТСТВИИ С ГОСТ Р ИСО 9001-2001 И СТО ГАЗПРОМ 9001-2001. ПРЕДПРИЯТИЕ ИМЕЕТ СЕРТИФИКАТ «ТРАНССЕРТ». ПРОИЗВОДСТВО НА ООО «КОПЕЙСКИЙ ЗАВОД ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ» ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ НА ОСНОВАНИИ ТУ, СОГЛАСОВАННЫХ ОАО «ВНИИСТ» И ООО «ВНИИ! A3».
ЧЕЛЯБИНСКАЯ ОБЛ., Г. КОПЕЙСК, УЛ. МЕЧНИКОВА, 1 ТЕЛЕФОН/ФАКС: (35139) 20-981, (35139) 20-982 E-MAIL: KZIT@ICZIT.RU WWW.KZIT.RIJ
РАЗРАБОТкА МЕСТОРОждЕНИЙ
Средняя водонасыщенность, % Рис. 3. Определение индекса смачиваемости методом USBM образца 1
0,50 и
-0,20 -1
Средняя водонасыщенность, % Рис. 4. Определение индекса смачиваемости методом USBM образца 2
иБВМ сравнивается работа, которую необходимо выполнить одному флюиду для того, чтобы заместить другой. Используется факт благоприятного изменения свободной энергии в случае вытеснения смачивающей жидкостью несмачивающей: работа, необходимая для того, чтобы смачивающая жидкость вытеснила несмачивающую, оказывается меньше работы, необходимой для вытеснения смачивающей жидкости несмачивающей. Было доказано, что необходимая работа пропорциональна площади участка под кривой капиллярного давления [8]. Другими словами, когда керн является гидрофильным, участок под кривой капиллярного давления вы-
теснения воды (когда вода замещает нефть) меньше по площади участка под кривой капиллярного давления для обратного замещения. Фактически если смачиваемость водой достаточно сильная, большая часть воды самопроизвольно впитается в керн и участок под кривой вытеснения водой будет незначительным.
На цилиндрических образцах керна пласта Д1 месторождений Вала Гамбур-цева перед началом теста создавалась начальная нефтенасыщенность путем центрифугирования. Метод состоит из двух этапов. На первом этапе определения смачиваемости образцы керна помещались в воду и центрифугирова-
лись с пошаговым увеличением частоты вращения ротора до состояния невы-тесняемой жидкости. На каждом этапе увеличения капиллярного давления Рк, исходя из объема вытесненной нефти рассчитывалась средняя насыщенность образцов.
На втором этапе образцы керна помещались в нефть, и центрифугировались с пошаговым увеличением частоты вращения ротора до состояния невытес-няемой жидкости. На протяжении этапа вытеснения нефтью нефть замещает воду в керне.
Расчет капиллярного давления Рк производился по формуле Б.И. Тульбовича [17]
Рк=1Д1.10-8Дрп2(^+^], (5)
где Др - разность плотностей, г/см3; п - число оборотов ротора в минуту; R - радиус вращения, см; L - длина образца, см. Метод иБВМ использует для расчета индекса смачиваемости отношение площади участков под двумя кривыми капиллярного давления:
Ш = 1д (АУА2), (6)
где А! и А2 - площади участков под кривыми вытеснения нефти и воды соответственно.
Результаты исследования по определению характеристики смачиваемости методом иБВМ представлены в таблице 4. На рисунках 3 и 4 приведены результаты исследования смачиваемости образцов 1 и 2. Из таблицы 4 видно, что при определении индекса смачиваемости методом иБВМ поверхность образцов керна оказалась преимущественно гидрофобной.
Основным преимуществом теста смачиваемости иБВМ является быстрота эксперимента, так как требуется нескольких дней для тестирования. Кроме того, по сравнению с тестом Амотта и его модификацией метод иБВМ является восприимчивым в районе нейтральной смачиваемости. К недостаткам можно отнести то, что индекс смачиваемости иБВМ может быть рассчитан только для образцов цилиндрического размера, так как образцы должны быть помещены в стакан ротора центрифуг.
Рис. 5. Комбинированный метод Амотта - ^БМ
КОМБИНИРОВАННЫЙ МЕТОД АМОТТА - USBM
В последнее время широкое применение имеет модификация метода иБВМ [4, 7], которая позволяет рассчитывать одновременно индексы смачиваемости Амотта и иБВМ. Процедура, отраженная на рисунке 6, состоит из пяти этапов: 1) вытеснение воздухом; 2) самопроизвольное (свободное) впитывание соляного раствора; 3) вытеснение соляным раствором; 4) самопроизвольное (свободное) впитывание нефти и 5) вытеснение нефтью. Участки под кривыми вытеснения моделью пластовой воды и нефтью используются для расчета индекса иБВМ, тогда как для индекса Амотта используются объемы свободного и общего замещений воды и нефти.
В лабораторных экспериментах образцы кернов Хасырейского месторождения насыщались моделью пластовой воды, и путем центрифугирования в нефти создавалась начальная не-
-0,12
Средняя водонасыщенность, %
Рис. 6. Определение смачиваемости комбинированным методом Амотта - ^БМ образца 1
0,03 -|
-0,07 -1
Средняя водонасыщенность, %
Рис. 7. Определение смачиваемости комбинированным методом Амотта - ^БМ образца 2
Таблица 4. Результаты определения количественных критериев различных методов определения смачиваемости образцов пласта Д1 месторождений Вала Гамбурцева
Шифр образца Отраслевой стандарт (ОСТ 39-18085) Комбинированный метод Амотта - ^БМ Метод ^БМ
метод Амотта и его модификации Индекс смачиваемости, Ш
Показатель смачиваемости, М Индекс смачиваемости водой по Амотту, 5в Индекс смачиваемости нефтью по Амотту, 5„ Индекс относительного замещения Амотта -Гарвея, I Индекс смачиваемости, Ш
1 0,04 Положит. 0 0,04 -0,300 -0,714
2 0,13 Положит. Положит. 0,02 -0,982 -0,581
3 0,15 Положит. Положит. 0,07 -0,410 -0,675
4 0,04 Положит. 0 0,04 -0,989 -0,680
5 0,06 Положит. 0 0,06 -0,379 -0,687
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ разработка местророждений \\ 51
РАЗРАБОТкА МЕСТОРОждЕНИИ
фтенасыщенность. Затем керны помещались в модель пластовой воды для определения объема нефти, замещенной самопроизвольным (свободным) впитыванием воды (кривая 2, рис. 5). Данный этап длился в течение 40 суток, по истечении которых образцы кернов, помещенные в модель пластовой воды, центрифугировались с пошаговым увеличением частоты вращения ротора до состояния невытесняемой жидкости (кривая 3, рис. 5). На каждом этапе увеличения частоты вращения, исходя из объема вытесненной нефти,рассчитывалась средняя насыщенность образцов и капиллярное давление. Далее керны помещались в нефть для определения объема воды,замещенной самопроизвольным (свободным) впитыванием нефти (кривая 4, рис. 5), на 40 суток. По истечении данного срока исследуемые образцы, помещенные в нефть,
центрифугировались с пошаговым увеличением частоты вращения ротора до состояния невытесняемой жидкости (кривая 5, рис. 5).
Расчет капиллярного давления Рк проводился по формуле Б.И. Тульбовича [17].
Результаты исследования представлены в таблице 4. На рисунках 6 и 7 приведены результаты исследования смачиваемости образцов 1 и 2. Расчеты по комбинированному методу Амотта -иБВМ показывают, что образцы кернов пласта Д1 являются преимущественно гидрофобными (Ш от -0,99 до -0,30), по методу Амотта - нейтральной смачиваемости (I от 0,03 до 0,06). Высокая чувствительность комбинированного метода Амотта - иБВМ позволяет сделать вывод о преимущественной гидрофобности образцов керна пласта Д1 месторождений Вала Гамбурцева.
В таблице 4 приводятся сводные результаты определения количественных критериев смачиваемости образцов керна пласта Д1 месторождений Вала Гамбурцева для различных методов.
ВЫВОДЫ
На основании проведенных количественных и качественных методов определения смачиваемости можно сделать вывод о преимущественной гидрофобности смачиваемости образцов керна пласта Д1 Хасырейского месторождения Вала Гамбурцева.
Из рассмотренных методов наиболее информативным является комбинированный метод Амотта - иБВМ, т.к. этот метод способен определить характеристику смачиваемости исследуемого образца во всем диапазоне измерения смачиваемости и особенно в случае промежуточной или смешанной смачиваемости поверхности пор породы.
Литература:
1. Уиллхайт Г.П. Заводнение пластов. - М.-Ижевск: ИКИ, 2009. - 788 с.
2. Глущенко В.Н., Силин М.А., Пташко О.А., Денисова А.В. Нефтепромысловая химия: Осложнения в системе пласт - скважина - УППН: учеб. пособие, 2008. - 328 с.
3. Гудок Н. С., Богданович Н. Н., Мартынов В. Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород: учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 592 с.
4. Anderson W. G. Wettability literature survey - part 2: wettability measurement// SPE13933. - 1986. - p. 1246-1262.
5. Сумм Б.Д., Горюнов Ю.В. Физико-химические основы смачивания и растекания. - М.: Химия, 1976 - 232 с.
6. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. - М.: Химия, 1989. - 462 с.
7. Amott E. Observations relating to the wettability of porous rock // SPE 1167. - 1960. - p. 156-162.
8. Morrow N. R. Physics and Thermodynamics of Capillary Action in Porous Media, Ind. Eng. Chem. (June 1970) 62, No. 6. - p. 32-56.
9. Boneau D.F. and Clampitt R.L. A surfactant System for the oil wet sandstone of the North Burbank unit, JPT (May 1977). - p. 501-506.
10. Trantham J.C. and Clampitt R.L. Determination of Oil Saturation After Waterflooding in an Oil-Wet Reservoir - The North Burbank Unit, Tract 97 Project, JPT (May 1977). - p. 491-500.
11. ОСТ39-180-85. Нефть. Метод определения смачиваемостиуглеводородсодержащих пород. - М.: Из-во Миннефтепрома, 1985. -14 с.
12. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. - М.: Из-во Миннефтепрома, 1986. - 16 с.
13. Хасанов М.М., Рыжков А.Б., Уразаков Т.К., Караваев А.Д., Мухамедшин Р.К. Решение обратной задачи нахождения относительных фазовых проницаемостей для нестационарной двухфазной фильтрации в составной модели нефтяного пласта // Башкирский химический журнал. - 2001. - № 3. - С. 47-49.
14. Телин А.Г., Мукминов Иск.Р., Караваев А.Д., Макатров А.К. Физическое моделирование влияния начальной нефтенасы-щенности на коэффициент вытеснения и остаточную нефтенасыщенность для условий Ефремовского месторождения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2006. - № 4. - С. 44-46.
15. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. - Пермь: Изд-во «Пермь», 1975. -194 с.
16. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1979. - 199 с.
17. Тульбович Б.И. Петрофизическое обеспечение эффективного извлечения углеводородов. - М.: Недра, 1990. - 186 c.
Ключевые слова: смачиваемость, краевой угол, метод Амотта, метод USBM, Хасырейское месторождение, относительная фазовая проницаемость, капиллярная пропитка.
т ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ W комбинат ЭЛЕКТРОХИМПРИБОР ogniCT* С' EFQM Лауреат Европейского фонда менеджмента качества - ЕРОМ для уровня 'Признанное совершенство* 2006 г.
\ ПРЕДПРИЯТИЕ ГОСКОРПОРАЦИИ «РОСАТОМ» I
ОПРАВДЫВАЯ СТАТУС НАДЕЖНОГО ПАРТНЕРА
ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор» - многопрофильное предприятие Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом", специализирующееся на выпуске сложной наукоемкой продукции машиностроения и производстве нестандартной высокотехнологичной продукции, а также изготовлении металлоконструкций различного назначения.
Более 150 видов импортозамещающего оборудования, предназначенного для эксплуатации, ремонта магистральных трубопроводов и компрессорных станций:
• запорная арматура на различные условные проходы и давление, задвижки и шаровые краны;
• средства малой механизации для выполнения ремонтных работ и эксплуатации на магистральных трубопроводах в полевых условиях: поршни очистители и разделители, гидравлические насосы, гидродомкраты и др.;
• оборудованием сварочных и газорезательных работ: машины для резки труб, центраторы, калибраторы, термоизоляционные пояса и др.;
• капитальный ремонт и модернизация шаровых кранов для магистральных газопроводов от ДуЗОО до Ду1400.
В 2010 году освоен выпуск затвора быстродействующего байонетного типа ШРК предназначенного для камер запуска/приёма внутритрубных устройств, служащих для обслуживания газо-и нефтепроводов с условным проходом DN1400 и рабочим давлением PN8,0 МПа. Данный затвор запатентован в «Роспатент» и изготавливается по конструкторской документации 000 «УралКомплектСервис» на производственных мощностях ФГУП «Комбинат«Электрохимприбор».
В соответствии с действующим законодательством, на необходимые виды продукции комбинат имеет сертификаты. Система менеджмента качества комбината сертифицирована на соответствие ГОСТ Р ИСО 9001 - 2008.
Продукция комбината хорошо известна отечественным и зарубежным потребителям. Продукция поставляется предприятиям транспортировки газа и нефти, входящим в ОАО «Газпром», а также широкому спектру строительно- монтажных ганизаций топливно-энергетического комплекса России и СНГ.
Контакты
Почтовый адрес: 624200, г. Лесной Свердловской области. Коммунистический проспект, 6А ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор», отдел маркетинга и сбыта: тел./факс: (34342) 2 65 05; 3 04 48; http://www.ehp-atom.ru; E-mail: market@ehp-atom.ru
