Вивчення структури порового простору колекторівметодами капілярометрії - Вісник
Продуктивні нафтоносні пласти складаються з безлічі пор та порових каналів, розміри яких змінюються від 1-10 до 500 мкм і більше. У таких часах капілярний тиск може досягати 0.003 – 0.5 МПа. До випробування продуктивних пластів на межі розділу фаз існує рівноважний стан (гравітаційні сили врівноважені капілярними), яке при первинному розтині пласта порушується. Без з'ясування ролі капілярних процесів у питаннях нафтовидобутку неможливо обґрунтувати напрями покращення технологій розтину та підвищення нафтовіддачі пластів.
Для вивчення структури порового простору капілярних явищ використовувалися зразки керна із свердловин Східно-Таркосалінської (Р-18) та Холмистої (Р-666) площ. Характеристики кернового матеріалу наведено у табл.1.
Таблиця 1. Літолого-фізична характеристика зразків порід
Дослідження капілярних явищ у зразках проводилися на американському груповому капіляриметрі «CORE LABORATORIES» (СІБНІІНП).
Колекцію зразків, насичених водою з мінералізацією 20 г/л, поміщали камеру високого тиску на напівпроникну мембрану. Між керном та мембраною встановлювався капілярний контакт через тонкий фільтрувальний папір. Усередині камери створювали тиск, під дією якого азот проникав у пори та витісняв воду. Тиск підтримували постійним до припинення надходження води із капіляриметра. Процес витіснення обмежувався поровим тиском прориву мембрани – 0.25 МПа. Задані термобаричні умови підтримувалися протягом 2-3 місяців. В результаті проведених експериментів отримано криві капілярних тисків (рис.1). Шифр кривих відповідає зразкам у таблиці.
Мал.1. Залежність величини капілярного тиску від насиченості поровогопростору
За даними капіляриметричних вимірювань побудовано функції розподілу пір за розмірами та кількістю пір, що беруть участь у фільтрації (рис.2).
Рис.2. Графіки розподілу пір за розмірами (V/Vп) та пайова участь пір у фільтрації (Vж/Vп)
Аналіз проведених досліджень свідчить про наявність тісного зв'язку між капілярним тиском, ступенем насиченості флюїдом, що змочує, і фільтраційно-ємнісними властивостями (ФЕС) зразків порід.
Згідно з теорією капілярних явищ, флюїд утримується капілярними силами, які залежать від властивостей та структури порового простору. Щоб витіснити флюїд навіть з найбільших капілярів, необхідно створити тиск у фазі, що витісняє, причому зі збільшенням тиску витісняюча фаза буде проникати в капіляри все меншого радіусу. Процес витіснення завершиться в тонких порах, сили капілярного тиску в яких дуже високі і зволожуючий флюїд втрачає рухливість.
На кривих капілярного тиску, отриманих на високопроникних зразках 2 і 3 класу (за Ханіном), виділяється плато, що відповідає типовому розміру великих капілярів (криві 4,5,7 на рис.1). У цій галузі кривих при незначній зміні тиску градієнт насиченості високий. Зі зниженням ФЕС зразків порід плато зменшується, криві зміщуються у бік вищої насиченості (криві 8, 9, 10, 11 на рис.1). Для низькопроникних порід 5 класу (за Ханіном) криві капілярного тиску йдуть круто вгору (крива 1 на рис.1). Сили взаємодії флюїду з матрицею таких порід дуже високі, залежність насиченості від тиску незначна (10-15% при 0.24 МПа).
Зв'язок між капілярним тиском і радіусом доби відображає поведінку флюїдів у поровому просторі і визначається з урахуваннямвластивостей флюїдів та породи за відомою формулою
Формула 1. Зв'язок між капілярним тиском і радіусом пор
де Рк - капілярний тиск; s - поверхневий натяг на межі поділу фаз; Q - кут змочуваності; Rк - радіус капіляра (пори).
Натяг поверхні розділу для води та нафти або води та газу вимірюється відносно просто на лабораторних установках. Визначення кута змочуваності є проблематичним. Значний вплив на кут змочуваності мають властивості різних мінеральних складових частин природних колекторів.
p align="justify"> Систематичні дослідження Моррд і Мунчана показали, що залежність капілярного тиску від кута змочування для невеликих його значень (від 0 до 49) практично не змінюється і тільки починаючи з cosQ = 73 град. спостерігається невелике зменшення капілярного тиску. Тому за добрих умов зволоження, досить впевнено можна вважати cosQ=1. У наших дослідах екстракція зразків зумовлює їх змочування розчином NaCl (С=20 г/л). Зумовлено це тим, що систематичні спеціальні дослідження порід, що залягають нижче за глибину 1500 м, показують велику ймовірність гідрофільності колекторів.
Вплив структури порового простору на фільтраційні властивості порід-колекторів обумовлено не тільки розмірами пір, а й їх взаємним розташуванням, ступенем сполученості, питомою кількістю тих чи інших груп пір. Фільтраційні властивості порід при подальших розрахунках розглядаються як властивості самих порід незалежно від флюїдів, що фільтруються.
Розрахунок впливу структури порового простору на фільтраційні властивості робили за формулою Пурцелла
Формула 2. Розрахунок впливу структури порового простору на фільтраційні властивості
де Кпр - проникність; m -пористість; dS - частка пір, заповнених флюїдами; Рк - капілярний тиск; Lр - важковизначений літологічний фактор пористого середовища, що характеризує відмінність реальної породи від ідеальної.
Для розрахунку проникності за формулою (2) значення Рк та dS визначали за даними капіляриметричних вимірів. Твір Lp·S·m було прийнято за постійну величину, т.к. до нього входить складний параметр Lр. Такий підхід до вирішення рівняння дозволив визначити пайову участь порових каналів у фільтраційному процесі.
Отримані розподілу пайової участі пір у фільтрації (рис.2) свідчать, що пори радіусом r>1 мкм для фільтраційних показників не інформативні, т.к. участь цих пір у процесі фільтрації рідин мінімальна. Причому криві пайової участі пір у фільтрації та криві капілярного тиску Rк = f (Sа) цих же зразків показують, що з пір r2МПа). Такі пори не беруть участь у фільтраційному процесі та їх прийнято називати субкапілярними.
У зразках із проникністю менше 4 мД частка субкапілярних пір становить більше 60%. Колектори такого класу навряд чи цікаві для процесів інтенсифікації приток фізико-хімічними способами.
У колекторах 4-5 класів (за Ханіном) частка субкапілярних пір зменшується з 60 до 20-30%. У породах 5 класу частка мікропор радіусом 15 мкм, на частку яких припадає всього 1-6% загального обсягу пір.
З метою визначення впливу кислотних обробок на структуру порового простору колекторів було проведено спеціальні досліди. Три зразки з різною проникністю 4,1; 234 та 400 мД обробляли 10% розчином соляної кислоти.
До та після обробки зразків знімали капіляриметричні криві в груповому капіляриметрі «Corlab» (рис.1,2). Потім будували функціїрозподілу за розмірами пір. На цих малюнках нанесені розраховані криві частки пір, що у фільтрації (Vж/Vп). Для аналізу впливу кислоти структуру порового простору використовували кластерний метод (табл.2).
Розмір функції розподілу представимо у вигляді трьох груп: К1 = 0-05 мкм; К2 = 0,5-5 мкм та К3 = 5-20 мкм і більше. Місткість кластера визначається часткою порового простору, займаного даним кластером.
З рис.3 видно, що провідність порового простору визначається, переважно, ємністю третього кластера. Розрахунки груп наведено у табл. 2, з якої випливає, що кислотна обробка значно (до 90%) збільшує ємність третьої групи (кількість каналів розміром пор 5-20 мкм і більше). Причому особливо сильно зростає кількість цих пір у зразку з низькою проникністю (табл.2, перший рядок, останній стовпець). Зі зростанням проникності кількість додаткових порових каналів розміром 0-0,5 мкм збільшується. Насправді це призводить до збільшення обсягів залишкової води у поровому просторі після кислотних обробок.
Мал. 3. Розподіл пор за розмірами та пайова участь пор у фільтрації до та після обробки керну соляною кислотою: пряма лінія – до обробки; пунктирна лінія після обробки.
Таблиця 2. Вплив обробки керна соляною кислотою на струкуру порового простору
Як видно з табл.2, зі збільшенням проникності кількість пір розмірами 0,5-5 мкм (група К2, відповідальна за залишкову нафту) після обробки значно зменшується (до 35%).
З вищевикладеного можна дійти невтішного висновку у тому, що максимальна ефективність від кислотних обробок досягається в низкопроницаемых колекторах.