Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ современного опыта оценки коэффициента вытеснения при проектировании разработки нефтяных месторождений 21
2 Использование материалов ГИС для количественной оценки свойств пород-коллекторов при подсчете запасов 35
2.1 О статических и динамических свойствах пород коллекторов 35
2.2 Определение проницаемости пород-коллекторов по данным геофизических исследований скважин 38
3 Использование результатов исследования структуры порового пространства коллектора в расчетах коэффициента вытеснения 81
3.1 Метод «метки» и его использование для определения параметра «доля застойных зон в поровом пространстве» 81
3.1.1 Развитие модели Ю.А. Чизмаджева 82
3.1.2 Физическое моделирование пористой среды с застойными зонами 86
3.1.3 Выделение вклада образца в суммарную кривую размывания «метки» 96
3.1.4 Применение способа «метки» для исследования образцов керна 99
3.1.5 Методика оценки влияния коэффициента литологии на коэффициент вытеснения терригенных и карбонатных пород 108
3.2 Изучение структуры пород-коллекторов методомфильтрации взаиморастворимых жидкостей и путирасширения сферы использования метода 118
3.2.1 Обзор методов исследования структуры поровогопространства пород-коллекторов 118
3.2.2 Возможности метода смесимого вытеснения 124
3.2.3 Задача фильтрации двух взаиморастворимых жидкостейв пористой среде с застойными зонами 143
3.2.4 Определение доли застойной фазы, эффективногокоэффициента диффузии и скорости обмена методомсмесимого вытеснения для образцов терригенныхпород-коллекторов Пермского Прикамья 150
3.2.5 Прикладное значение результатов исследования образцовпород-коллекторов методом смесимого вытеснения 156
3.3 Методика оценки коэффициента вытеснения нефти сиспользованием доли застойных зон и коэффициентаподвижности, рассчитываемого через абсолютнуюпроницаемость и вязкость нефти 159
4 Методические подходы обоснования коэффициентавытеснения нефти 181
4.1 Параметр «коэффициент подвижности» 182
4.2 Эффективность вытеснения нефти пластовыми водами поданным лабораторных исследований на кернах 185
4.3 Метод аналогии 190
5 Обоснование коэффициента вытеснения черезпроницаемость по ГИС 213
6 Использование коэффициента вытеснения при оценкекоэффициента извлечения нефти в различных геолого-технологических условиях разработки месторождений 221
Заключение 234
Литература 236
- О статических и динамических свойствах пород коллекторов
- Выделение вклада образца в суммарную кривую размывания «метки»
- Задача фильтрации двух взаиморастворимых жидкостейв пористой среде с застойными зонами
- Методика оценки коэффициента вытеснения нефти сиспользованием доли застойных зон и коэффициентаподвижности, рассчитываемого через абсолютнуюпроницаемость и вязкость нефти
Введение к работе
В диссертации обобщены результаты 37-летней работы соискателя по решению проблем петрофизического обеспечения подсчета запасов и разработки нефтяных месторождений Пермского края, существенная роль в которых отводится коэффициенту вытеснения нефти.
Актуальность работы. В настоящее время в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86 основным методом определения коэффициента вытеснения (Квт) является метод лабораторного моделирования. В качестве моделей пласта используются составные образцы керна изучаемого объекта, насыщенные нефтью и содержащие остаточную воду. Одним из важнейших параметров, влияющих на коэффициент вытеснения, является проницаемость коллектора. Однако при ее обосновании встречается ряд проблем.
В настоящее время проницаемость определяется по керну, по геофизическим (ГИС) и гидродинамическим (ГДИ) исследованиям скважин. Наиболее надежно отражающей пластовые условия считается проницаемость, определенная по гидродинамическим исследованиям. В случае достаточного количества исследований фазовая проницаемость по нефти при ГДИ берется за основу. Однако процент исследованных скважин методом ГДИ в среднем составляет порядка 30 % от общего числа скважин, часто не превышая 10 %.
В условиях отсутствия достоверной информации по гидродинамическим исследованиям скважин проницаемость оценивается по данным ГИС, что является весьма сложной, но крайне важной методической задачей.
Величина Квт зависит не только от проницаемости коллектора, но и от его микроструктурных особенностей, в первую очередь от величины застойных зон порового пространства. В условиях ограниченного количества кернового материала востребованной оказывается методика оценки Квт с использованием проницаемости по ГИС и микроструктурных характеристик керна без непосредственного физического моделирования процесса нефтевытеснения.
При проектировании разработки залежей рассматриваются варианты заводнения пресными, техническими или пластовыми водами. В этих условиях важную роль приобретает влияние на коэффициент вытеснения относительной вязкости.
Таким образом, актуальность выполненных исследований связана с необходимостью достоверного определения коэффициента вытеснения в различных условиях обеспеченности геолого-технологической информацией, что в конечном счете ведет к повышению точности оценки коэффициента извлечения нефти (КИН).
Цели исследований заключаются:
– в использовании материалов ГИС для получения достоверных данных о значениях коэффициентов проницаемости и вытеснения;
– в научном обосновании количественных характеристик микроструктуры порового пространства пород-коллекторов с целью оценки коэффициента вытеснения без непосредственного физического моделирования процесса нефтевытеснения на лабораторных установках;
– в разработке и практической реализации методов оценки коэффициента вытеснения в различных геолого-технологических условиях эксплуатации нефтяных залежей.
Основные задачи исследований определяются поставленными целями и формулируются следующим образом:
– разработка моделей прогноза проницаемости пород-коллекторов нефтяных месторождений Пермского Прикамья по данным ГИС;
– научное обоснование использования коэффициента подвижности для оценки коэффициента вытеснения в различных геолого-технологических условиях;
– разработка моделей обоснования коэффициента вытеснения в различных геолого-технологических условиях эксплуатации нефтяных месторождений.
Научная новизна
Научно обосновано применение статистических многомерных моделей оценки коэффициента проницаемости коллекторов по данным ГИС для различных объектов разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья.
Впервые разработан способ определения застойных зон порового пространства методом «метки» для оценки коэффициента вытеснения с использованием в коэффициенте подвижности абсолютной проницаемости и вязкости нефти.
Впервые для различных геолого-технологических условий разработки
с учетом характеристик вытесняющего агента разработаны статистические зависимости коэффициента вытеснения от коэффициента подвижности.
Защищаемые положения:
– метод оценки коэффициента проницаемости пород-коллекторов по данным ГИС с помощью многомерных моделей;
– способ определения застойных зон порового пространства пород-коллекторов методом «метки»;
– методики оценки коэффициента вытеснения нефти с учетом литологии пород, доли застойных зон, абсолютной проницаемости и вязкости нефти;
– модели оценки коэффициента вытеснения нефти как функции коэффициента подвижности, определенного с использованием фазовой проницаемости и относительной вязкости, с учетом типа коллекторов и их тектонической принадлежности.
Практическая ценность работы заключается:
– в повышении точности оценок извлекаемых запасов нефти за счет использования результатов геолого-петрофизической интерпретации данных ГИС для моделирования пространственного изменения коэффициента вытеснения;
– в создании и внедрении в лабораторную практику высокоинформативных способов определения количественных микроструктурных характеристик порового пространства коллекторов на основе изучения их динамических свойств методами «метки» и фильтрации взаиморастворимых жидкостей;
– в научном обосновании величин коэффициентов вытеснения нефти для объектов разработки Пермского края с учетом типа коллекторов и их тектонического местоположения.
Реализация результатов исследования. Исследования по теме диссертации выполнялись с 1974 по 2011 г. Результаты исследований реализованы в двух авторских свидетельствах [2, 13], патентах на изобретение [22] и полезную модель [37], ряде методических рекомендаций и нашли применение практически во всех отчетах по подсчету запасов, проектированию и анализу разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья
в 1980–2011 гг.
Исходные данные. Для решения поставленных задач выполнены лабораторные исследования более 2500 образцов керна пород-коллекторов, отобранных более чем из 400 нефтяных залежей северо-востока Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, с привлечением данных по месторождениям Западной Сибири, Свердловской, Оренбургской областей и Красноярского края методами физического моделирования процесса нефтевытеснения, «метки», фильтрации взаиморастворимых жидкостей.
Апробация работы и публикации. Материалы диссертации докладывались и обсуждались на всесоюзном семинаре «Современные проблемы
и математические методы теории фильтрации» /М., 1984 г./; на заседании Межведомственного совета по лабораторным методам, применяющимся
в нефтегазовой геологии (группа по коллекторам) /Львов, 1984 г./; на всесоюзном семинаре «Современные проблемы и математические методы теории фильтрации» /М., 1984 г./; на межсекционном семинаре «Математическое описание микронеоднородных сред и расчет их физических свойств» /М., 1985 г./; на научно-технической конференции «Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений» /Пермь, 1989 г./; на конференции «Основные направления научно-технического прогресса в развитии нефтяной промышленности Пермского Прикамья» /Пермь, 1989 г./; на краевой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы комплексного освоения месторождений полезных ископаемых в Пермском крае» /Пермь, 2007 г./; на международной научно-технической конференция «Нефтегазовое и горное дело» /Пермь, 2009, 2010, 2011 гг./; на научно-технической конференции «Актуальные проблемы геологических исследований и разработки месторождений Пермского края» /Пермь, 2010 г./.
Результаты работ использованы в 5 внедренных в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» методических руководствах [4, 9, 10, 17, 18].
Основные положения диссертации опубликованы более чем в 50 научных работах, изданных в Москве, Минске, Уфе, Перми. За выполненные научные разработки автору присужден диплом Пермского обкома комсомола, Обкома профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности.
Автор приносит глубокую благодарность научному консультанту доктору геолого-минералогических наук, профессору С.В. Галкину.
Большой вклад в постановку и решение задачи обоснования коэффициента вытеснения нефти внесли доктор технических наук, профессор Б.И. Тульбович и доктор геолого-минералогических наук, профессор
Ю.В. Шурубор, которым автор выражает искреннюю благодарность.
Искреннюю признательность за консультации и поддержку в работе над диссертацией автор выражает Н.А. Лядовой, А.В. Распопову, В.И. Галкину, А.В. Растегаеву, А.С. Некрасову, В.Б. Бейзману, М.Ф. Серкину, В.К. Червяковой. Научным исследованиям способствовала действенная помощь сотрудников Центра исследования керна и пластовых флюидов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть».
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения, изложена на 259 страницах машинописи, включая 63 рисунка и 31 таблицу. Список литературы состоит из 218 наименований.
О статических и динамических свойствах пород коллекторов
Необходимость разделения свойств пород-коллекторов на статические и динамические диктуется спецификой задач геологического обеспечения разработки нефтяных и газовых месторождений. Впервые внимание на эту специфику было обращено в начале 1960-х гг. в известном руководстве по проектированию разработки нефтяных месторождений [150], где рассматривались вопросы обоснования методик расчета эффективной проницаемости и пересчета фактической функции распределения значений проницаемости на фиктивную функцию, использование которой позволяет прогнозировать результаты реального процесса постепенной промывки нефтеносного пласта вытесняющим агентом с помощью модели поршневого вытеснения. Свое дальнейшее развитие проблема получила в опубликованной в 1968 г. монографии М.Л. Сургучева [174], сформулировавшего понятия о статической и динамической неоднородностях продуктивных пластов, и в защищенной в 1985 г. докторской диссертации Ю.В. Шурубора [213]. Согласно Ю.В. Шурубору, статическими называются свойства, при оценке эффективных значений которых нет необходимости учитывать параметры системы разработки (направления фильтрационных потоков, характер вытесняющего агента, уровни пластового и забойного давлений и т.п.). При этом эффективным значением свойства называется величина, использование которой в том или ином расчете, выполняемом для однородной модели неоднородного объекта, приводит к тем же результатам, какие могли бы быть получены в намного более сложном расчете, реализованном с прямым учетом неоднородности объекта. Предполагается, что эффективные значения статических свойств, как правило, представлены оценками их математических ожиданий (средними арифметическими). Соответственно динамическим называется свойство породы-коллектора, при оценке эффективного значения которого необходимо учитывать параметры системы разработки и для которого эффективное значение только иногда совпадает со средним арифметическим, большей частью попадая в интервал, ограниченный сверху среднеарифметической, а снизу - среднегармонической оценками. Наиболее характерными примерами статических свойств пород-коллекторов являются пористость и начальная нефтенасыщенность пор, т.е. свойства, значения которых входят в так называемую основную формулу подсчета геологических запасов нефти объемным методом. К динамическим свойствам относятся, прежде всего, проницаемость пород-коллекторов и коэффициент вытеснения, характеризующий полноту «отмыва» породы от первоначально в ней заключенной нефти тем или иным вытесняющим нефть агентом. В практике наиболее часто в качестве вытесняющего агента используются пресные воды соседних с месторождением рек или близповерхностных водоносных горизонтов. Поэтому при определении коэффициента вытеснения на образцах керна последние чаще всего подвергаются длительной промывке пресной водой. Все данные о коэффициенте вытеснения, определяемом на образцах керна, приводимые в настоящей главе, получены в условиях использования при промывке образцов пресной воды.
Как динамический характер свойства «нефтевытеснение» проявляется в зависимости интенсивности его проявления от применяемого нефтевытесняющего агента, так и динамический характер свойства «проницаемость» проявляется в зависимости коэффициента проницаемости от того, определяется он по газу, воде, нефти, керосину, той или иной многофазной (включая газожидкостные) смеси. В настоящей главе используются в основном оценки проницаемости образцов по газу. Второй особенностью проявления динамической природы коэффициентов проницаемости и вытеснения можно считать то, что их значения, измеряемые при лабораторном исследовании образцов пород-коллекторов, зависят не только от состава фильтрующегося через образец флюида, но и от направления фильтрации. В частности, если направление фильтрации совпадает с направлением максимальной изменчивости площадей поперечных сечений возникающих в исследуемом образце микроканалов фильтрации, проницаемость будет предельно низкой (эффективной оценкой оказывается среднегармоническая проницаемость предположительно однородных изотропных мельчайших элементов объема образца). Если же фильтрация происходит таким образом, что образец расчленится на трубки тока, вдоль каждой из которых площади поперечных сечений микроканалов фильтрации почти не изменяются, то проницаемость образца достигнет самого высокого значения, близкого к среднеарифметической проницаемости предположительно однородных и изотропных мельчайших элементов объема образца. По-видимому, аналогичная зависимость результатов исследования внутренне неоднородного (состоящего из объемных элементов, существенно отличающихся друг от друга по своим свойствам, своей микроструктуре) образца породы-коллектора от направления фильтрации должна существовать и для коэффициента нефтевытеснения. Однако в рамках выполнявшихся нами исследований существование указанных зависимостей коэффициентов проницаемости и нефтевытеснения от направления фильтрации (анизотропия образцов по проницаемости и нефтевытеснению) не учитывалось. Предполагается, что на иерархическом уровне лабораторного образца анизотропные эффекты пренебрежимо малы. Хотя специально этот вопрос не исследовался, в силу большого количества проведенных нами экспериментов по определению коэффициентов проницаемости и вытеснения анизотропия, если бы она была существенной, так или иначе себя проявила бы, но таких проявлений мы не наблюдали, что позволяет нам в дальнейшем трактовать коэффициенты проницаемости и вытеснения как динамические свойства, в первом приближении не обладающие значимой анизотропией, и облегчает анализ результатов лабораторных экспериментов. Обратимся к результатам исследования проницаемости пород-коллекторов.
Выделение вклада образца в суммарную кривую размывания «метки»
Интерпретацию результатов исследования искусственных моделей и образцов пород-коллекторов могут затруднить эффекты, возникающие в связи с наличием в экспериментальной установке подводящих соединений (коммуникаций). Наличие коммуникаций приводит к тому, что суммарная кривая размывания «метки» фактически оказывается суммой двух кривых, одна из которых характеризует вклад объекта исследования, а вторая -вклад коммуникаций. Возникает задача выделения из результирующей кривой той ее части, которая характеризует исследуемый образец (или модель). Общепринятый подход к решению этой задачи, известной в литературе как задача фильтрации (освобождение от искажающих результат эффектов-шумов), заключается в следующем. Регистрируют хроматографическую кривую Z(t) для системы коммуникации плюс исследуемый объект, а затем при отключенном исследуемом объекте снимают кривую Y(t), обусловленную размыванием в коммуникациях. Если систему считать линейной, сигнал Z(t) на выходе системы можно трактовать как результат свертки входного сигнала Y(t) с реакцией «фильтра» (объекта исследований) X(t): Запишем пару Фурье-преобразований: где F - прямое, a F"1 - обратное преобразования Фурье. F(v) - еще называется спектром функции F(t), v - частота. Операции свертки двух функций, выполняемой в области времен, соответствует перемножение комплексных спектров в области частот: После выполнения этих преобразований [107], полагая, что индекс 1 относится к кривой Z(t), а индекс 2 - к кривой Y(t), получаем следующие значения коэффициентов, описывающих кривую X(t): Коэффициент a/d принимается равным ai/di. После исключения размывания «метки» в коммуникациях («фильтрации») зависимости, отображенные на рис. 3.1.7, приобрели более простой вид (рис. 3.1.9), сохранив прежнюю особенность - с увеличением количества тупиковых каналов в модели увеличивается и расчетная оценка доли застойных зон, но становится очевидным, что при объемной скорости Q 1 см /с расчетная доля застойных зон становиться независимой от Q. 2.0 Способ «метки» был использован нами для исследования совокупности из 53 образцов пород-коллекторов, отобранных на нефтяных залежах Пермской области, связанных с отложениями нижнего и среднего карбона. Результаты исследований представлены в табл. 3.1.3, включающей данные по 31 образцу терригенных и 22 образцам карбонатных коллекторов. Диапазон изменения проницаемости исследованных образцов терригенных коллекторов от 0.0056 до 1.576 мкм , карбонатных - 0.0023-0.6608 мкм . Все опыты проводили при постоянном перепаде давления АР = 0.01 МПа, что, по-видимому, является наилучшим приближением к промысловым условиям. Работа при более высоких перепадах давления увеличивает относительную ошибку измерений; проведение измерений при меньших перепадах давления приводит к возрастанию продолжительности опыта, «растягиванию хвоста» нисходящей ветви кривой размывания «метки», связанному с этим «растягиванием» увеличению погрешностей получаемых оценок коэффициентов кривых размывания «метки».
При обработке результатов выполненных исследований образцов терригенных и карбонатных пород методом «метки» получены зависимости доли застойных зон ам, коэффициента обмена pM/qM, скорости обмена рм и безразмерной длины ячейки идеального перемешивания 1/L от проницаемости (рис. 3.1.10, 3.1.11). Соответствующие уравнения связи имеют вид: Визуальный анализ рисунков позволяет заключить, что каждое из этих уравнений практически одинаково справедливо как для терригенных, так и для карбонатных пород-коллекторов. Из рис. 3.1.10 понятно, что доля застойных зон довольно быстро растет по мере уменьшения проницаемости при значениях последней, не превышающей 0.040 мкм2 (низкопроницаемые коллекторы), и может достигать значения 0.67. Тот же рисунок показывает, что с ростом проницаемости коэффициент обмена pM/qM систематически уменьшается. Это объясняется тем, что при АР = const по мере повышения проницаемости объемная скорость обмена qM в проточных каналах увеличивается намного быстрее, чем интенсивность обмена между застойными зонами и проточными каналами. Следовательно, влияние застойных зон на процессы нефтеизвлечения будет более значительным в случае низкопроницаемых (менее 0.050 мкм ) коллекторов. Воспроизводимость результатов определения доли застойных зон оценивали по параллельным опытам (табл. 3.1.4). Среднее значение относительной ошибки при определении доли застойных зон по двум замерам, оцененной для 7 образцов, проницаемость которых изменялась в достаточно широких пределах - от 0.030 до 1.050 мкм2, составило 2.3 %. Специальное исследование выполнено для изучения возможного влияния на результаты определения доли застойных зон остаточной водонасыщенности пород-коллекторов. Эксперименты проведены для четырех образцов карбонатных пород. Остаточная водонасыщенность моделировалась в образцах методом полупроницаемой мембраны при одноступенчатом повышении давления вытеснения до 0.18 МПа. Проницаемость образцов изменялась от 0.0093 до 0.4096 мкм , остаточная водонасыщенность - от 0.108 до 0.166 д.ед. Измерения, обеспечивающие нахождение количественной оценки доли застойных зон, проводились при одной и той же объемной скорости фильтрации, сначала на сухом образце, затем на образце с моделированной остаточной водонасыщенностью.
Задача фильтрации двух взаиморастворимых жидкостейв пористой среде с застойными зонами
В случае простой диффузионной задачи перемешивание двух взаиморастворимых жидкостей определяется только коэффициентом молекулярной диффузии D0 и описывается уравнением: решение которого имеет вид [107, 143]: Если закачивать растворитель в полубесконечный пласт, насыщенный нефтью, начиная с момента времени t = 0 при ступенчатом изменении концентрации, то этот процесс конвективной диффузии описывается уравнением: растворителя при постоянной скорости нагнетания будет [17, 26, 143]: Профиль концентрации, определяемый уравнением (3.2.3.4), как видно из рис. 3.2.11, почти симметричен относительно точки с концентрацией с=0.5 (на рис. 3.2.11, кривая а). Такой профиль типичен для течений в очень однородных средах, подобных описанному в работах [26, 79] песчанику Бирия (Berea sandstone core). Для неоднородных сред, например, для каверновых известняков, профиль концентрации вытесняющего флюида имеет явно выраженную ассиметричность (рис. 3.11, кривая б), что объясняется временной задержкой растворителя в характеризующихся очень малыми, иногда почти нулевыми скоростями потока так называемых застойных зонах, из которых он затем постепенно переходит в примыкающие к ним зоны смешивания «задержавшихся» и «нормально перемещавшихся» порций флюида [79]. Рассмотрим следующую «двухфазную диффузионную модель» [209]. Будем считать, что в поровом пространстве объема v присутствуют две жидкие фазы - застойная и проточная, причем проточная фаза является, конечно, непрерывной, а застойная фаза может быть как непрерывной, так и разрывной. Объёмная доля застойной фазы от всего порового пространства составляет а, а доля проточной - (1-а). Чтобы сохранить аналогию с рассматривавшейся выше моделью последовательности ячеек идеального перемешивания с застойными зонами, будем считать, что средняя линейная скорость течения жидкости, полученная усреднением по всем частицам, находящимся в среде, т. е. по обеим фазам, равна и. Понятие скорости обмена частицами между проточной и застойной фазами нужно несколько уточнить по сравнению с тем, как оно было введено раньше. В случае ячейки идеального перемешивания с застойной зоной скорость обмена была отнесена к одной ячейке объема V и имела размерность объемного расхода. Поэтому если концентрация «метки» в проточной зоне равна Сі, то количество «метки», выносимое за единицу времени из проточной зоны в застойную, равно рс В рассматриваемой сейчас диффузионной модели с застойной фазой величина V не имеет смысла. Поэтому рассчитывать скорость обмена надо как-то иначе, например, на единицу объема той или другой фазы.
Количество метки, выносимой за единицу времени из единичного объёма проточной фазы в застойную, равно При таком подходе роль скорости обмена играет величина а . Для застойной фазы такую роль будет выполнять величина y=p/av. В том, что величины у и а оказались разными, нет ничего удивительного, ибо скорости обмена отнесены к единичному объему той или другой фазы, а сами эти фазы занимают разные объемы. Кстати, если объемы фаз равны, то и величины у и а оказываются в точности равными друг другу. Допуская, что в проточной фазе происходит перемешивание, интенсивность которого можно охарактеризовать некоторым эффективным коэффициентом диффузии D, считаем, что поток жидкости направлен вдоль оси X. Тогда уравнения материального баланса будут иметь вид: При ступенчатом изменении концентрации фильтрующегося флюида на входе пористой среды в начальный момент времени t=0 для этих уравнений справедливы следующие начальные условия: (3.2.3.6) граничные условия: Воспользовавшись приводившимися равенствами: $=p/(l-a)v, у = p/av, будем иметь систему уравнений в частных производных: Равенство (3.2.3.18) может рассматриваться в качестве решения задачи о фильтрации двух взаиморастворимых жидкостей в пористой среде с застойными зонами, из которого вытекают два частных случая - решение (3.2.3.4) задачи конвективной диффузии (р=0, и 0) и решение (3.2.3.2) задачи молекулярной диффузии (р=0 и и = 0). Значения интегралов, присутствующих в равенстве (3.2.3.18), могут быть найдены численными методами, что реализовано в разработанной нами программе "СВ". Программа позволяет получить оценки значения а доли застойной фазы, объемной скорости р ее обмена с проточной фазой и эффективного коэффициента D диффузии для исследованного методом смесимого вытеснения конкретного образца путем подбора теоретического профиля концентрации с наименьшим среднеквадратическим отклонением от экспериментального. Отметим, что соотношение (3.2.3.18) является более точным, чем предлагавшееся нами ранее [194, 197, 214] приближенное решение, напрямую опирающееся на уравнение (3.2.3.14). Обработка данных исследования образцов пород-коллекторов методом смесимого вытеснения велась с использованием именно этого приближенного решения, поскольку в период выполнения указанных исследований точное аналитическое решение (3.2.3.18) еще не было получено. При использовании соотношения (3.2.3.14) задача обработки данных эксперимента по смесимому вытеснению, выполненного для конкретного образца породы-коллектора, сводится к нахождению оригинала Ci(t) по известному изображению ci(o). Она решается с помощью разработанной нами программы «Определение параметров застойных зон пород-коллекторов при фильтрации взаиморастворимых жидкостей». Как и в программе «СВ», значения параметров а, р, D оцениваются в порядке подбора модели, характеризующейся такими значениями а, р, D, при которых расчетная кривая Ci(t) наилучшим образом совпадает с экспериментальной (мерой расхождения служит среднеквадратическая величина расхождения). Входные данные программы «Определение параметров застойных зон пород-коллекторов при фильтрации взаиморастворимых жидкостей» представлены набором значений ci(a), отвечающих равноотстоящим значениям а=(2п+1)д , где А 0, П=0, 1 ,2,... . Описание оригинала Ci(t) ищется в виде функции Взяв конечное число коэффициентов Cv, а именно десять, получим частичную сумму ряда ( ), которую программа и принимает за приближенное значение оригинала Ci(t). Для определения коэффициентов Cv
Методика оценки коэффициента вытеснения нефти сиспользованием доли застойных зон и коэффициентаподвижности, рассчитываемого через абсолютнуюпроницаемость и вязкость нефти
Проблему использования уравнения Квт=АГЬп(Кподв) + А2 в целях разработки методики оценки значений коэффициента нефтевытеснения по материалам ГИС при современном состоянии нефтяной петрофизики, приходится решать чисто эмпирическим путем, т.е. на основе анализа и обобщения больших массивов фактических данных соответствующего характера. Нами обработаны данные по совокупности из 98 образцов керна терригенных и карбонатных коллекторов, для каждого из которых известны значения проницаемости Кпр (измеренной по стандартной лабораторной методике определения газопроницаемости) и доля застойных зон ам, оцененная методом «метки». 68 из этих образцов исследованы методом смесимого вытеснения, давшим возможность охарактеризовать их неоднородность количественно с помощью коэффициента Траска TR. По ряду причин только для 50 образцов из 68 имеются вполне надежные данные о коэффициенте подвижности Кподв и коэффициенте вытеснения нефти водой Квт. Речь идет о значениях коэффициента нефтевытеснения, найденных методом физического моделирования процесса «отмыва» породы от нефти. В общей совокупности были представлены нефтенасыщенные карбонатные породы пластов В3В4, Бш и Т-Фм Дороховского месторождения (соответственно 8, 9 и 10 образцов), пласта В3В4 Калмиярского и Асюльского месторождений (9 и 6 обр.), пласта Бш Рассветного и Шумовского месторождений (8 и 7 обр.), терригенные породы яснополянского надгоризонта из залежей Бымско-Кунгурской впадины (27 обр.), Башкирского свода (5 обр.), Верхнекамской впадины (3 обр.) и Соликамской депрессии (6 обр.). Ясное представление о характере исходных данных, имеющихся в нашем распоряжении, дает табл. 3.3.1. Приведенные в таблице значения коэффициентов al, bl, cl, dl, yl характеризуют кривые размывания «метки» в системе коммуникации плюс образец; значения a2/d2, Ь2, с2, у2 -размывание «метки» только в коммуникациях; Ь, с - размывание «метки» только в образце (для «отфильтрованных» кривых); ам, рм, pM/qM -соответственно доля застойных зон, объемная скорость и коэффициент обмена, определенные по методу «метки»; г, TR - средний эквивалентный радиус поровых каналов и коэффициент неоднородности Траска, определенные методом смесимого вытеснения. Отношение TR/aM -комплексный параметр, учитывающий результаты исследования образцов методами «метки» и смесимого вытеснения. Методом «метки» и смесимого вытеснения исследованы все образцы терригенных коллекторов визейского яруса и образцы карбонатных коллекторов Дороховского месторождения.
Карбонатные породы Калмиярского, Асюльского, Рассветного и Шумовского месторождений изучены только методом «метки». В выборку из 50 образцов с известными по результатам соответствующих лабораторных исследований значениями коэффициента нефтевытеснения Квт (физическое моделирование процесса нефтевытеснения на образцах керна), доли застойных зон аи (метод «метки») и коэффициента Траска TR (метод смесимого вытеснения) вошли карбонатные породы пластов В3В4, Бш и Т-Фм Дороховского месторождения (соответственно 8, 9 и 10 обр.), терригенные породы визейского яруса из залежей, связанных с Бымско-Кунгурской впадиной (14 обр.), Башкирским сводом (3 обр.) и Соликамской депрессией (6 обр.). Образцы Дороховского месторождения представлены низкопроницаемыми (Кпр 0.050 мкм2) карбонатными продуктивными коллекторами верейского, башкирского и турнейско-фаменского возрастов близкими по пористости и проницаемости. Однако при близких коллекторских свойствах разновозрастных коллекторов Дороховского месторождения они различаются между собой по коэффициентам нефтевытеснения, средние (для пород данного возраста) значения которого меняются от 0.556 у башкирских карбонатных пород до 0.657 у турнейско-фаменских пород. Попытки найти объяснение указанных различий на основе комплексного исследования образцов, включающего определения пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, смачиваемости, эквивалентных радиусов поровых каналов методом центрифугирования, к вполне удовлетворительным результатам не привели, что и заставило нас обратиться к исследованию тех же образцов методами «метки» и смесимого вытеснения. Образцы визейских терригенных коллекторов существенно различаются по их вещественно-гранулометрическому составу, что, в свое время [11, 83], позволило разделить их на 4 класса: песчаники алевритистые (П/Ас), песчаники алевритовые (П/Ав), алевролиты песчаные (А/Пн) и алевролиты песчанистые (А/Пс). Классы отличаются один от другого по соотношениям между содержаниями алевритовой и песчаной фракций. Установлено, что имеется достаточно четкая тенденция к понижению значений коэффициента вытеснения, отвечающих образцам с примерно одинаковыми проницаемостью и пористостью, при обогащении породы алевритовой (0.1-0.01 мм) и пелитовой (менее 0.01 мм) фракциями. Однако до получения надежных количественных мер проявления указанной тенденции исследования не были доведены: стало очевидным, что коэффициент вытеснения зависит от количественных характеристик микроструктуры коллекторов (подобных среднему радиусу капилляров г, коэффициенту Траска TR) более явным образом, чем от характеристик вещественно-гранулометрического состава. В рамках настоящего исследования мы опираемся на 11 групп образцов пород-коллекторов, выделенных с учетом геологического возраста продуктивных пластов, из которых эти образцы отобраны, и тектонической приуроченностью месторождений, к которым пласты относятся. Зависимости коэффициента вытеснения Квт от коэффициента подвижности Кподв, отвечающие рассмотренным группам, приведены выше (табл. 1.1) Из таблицы видно, что все зависимости имеют вид Квт=А1Ьп(Кподв) + А2, но набор коэффициентов (Al, А2) у каждой группы свой. Более подробная характеристика ситуации дается в табл. 3.3.2, где отражены не только коэффициенты А1 и А2 уравнения связи коэффициента вытеснения с коэффициентом подвижности, но и данные о средних (для групп) значениях коэффициентов проницаемости Кпр, пористости Кп, остаточной водонасыщенности Ков, нефтевытеснения Квт, доли застойных зон ам, коэффициента Траска TR, отношения TR/aM. По данным табл. 3.3.2 построен график зависимости значения коэффициента А1 от значения параметра «доля застойных зон ам», который приведен на рис. 3.3.1 (на рисунке использовались те же абревиатуры, которые использовались в табл. 1.1). Из рисунка ясно, что А1 и ам связаны между собой довольно тесной обратной линейной связью, которая описывается уравнением Уравнению соответствует весьма высокий коэффициент детерминации R2=0.90.
Похожие диссертации на Комплексное решение проблемы оценки коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-технологических условиях
