Содержание к диссертации
Введение
1 Теоретические основы действия капиллярных процессов при разработке и эксплуатации нефтяных залежей 13
1.1 Геолого-физические основы возникновения капиллярных явлений в коллекторах нефти и газа 13
1.1.1 Характеристика пустотного пространства пород 13
1.1.2 Межфазное натяжение 17
1.1.3 Капиллярное давление 17
1.1.4 Детализация кривой капиллярного давления 18
1.1.5 Радиус капилляра 21
1.2 Оценка соотношения капиллярных и гидродинамических сил с помощью капиллярного числа 25
1.2.1 Формулировки капиллярного числа 25
1.2.2 Разработка улучшенной формы капиллярного числа 28
1.2.3 Выбор параметров геометрии порового пространства 29
1.2.4 Оценка соотношения капиллярных и гидродинамических сил в единичных капиллярах 38
1.3 Капиллярные эффекты при разработке нефтяных залежей 39
1.3.1 Основные виды капиллярных эффектов 39
1.3.2 Капиллярно-гидродинамические взаимодействия в условиях двойной среды 41
1.3.3 Вклад капиллярно-гидродинамических процессов в добычу нефти 43
1.4 Основные выводы к разделу 1 50
2 Разработка метода повышенной достоверности исследования капиллярных характеристик пород в лабораторных условиях 51
2.1 Краткий Обзор способов исследования капиллярных характеристик горных пород 51
2.1.1 Метод полупроницаемой мембраны 51
2.1.2 Ртутная порометрия 53
2.1.3 Метод центрифугирования 54
2.1.4 Исследование структуры порового пространства в шлифах 55
2.1.5 Исследования методом ядерно-магнитного резонанса 56
2.1.6 Рентгеновская микротомография 56
2.2 Характеристика процесса вытеснения при центрифугировании 57
2.3 Анализ существующих методов обработки результатов центрифугирования 60
2.3.1 Классификация существующих методов 60
2.3.2 Методы сопоставления частоты вращения с капиллярным давлением 62
2.3.3 Дифференциальные методы 63
2.3.4 Интегральные методы 65
2.3.5 Проблемы и недостатки существующих методов 66
2.4 Разработка метода повышенной достоверности 67
2.4.1 Оценка искажения формы ККД при центрифугировании 67
2.4.2 Моделирование методом радиальных капилляров 72
2.4.3 Моделирование методом сообщающихся капилляров 76
2.4.4 Моделирование методом параллельных капилляров 80
2.4.5 Результаты трехмерного моделирования 81
2.4.6 Использование результатов трехмерного моделирования для восстановления истинной формы капиллярной кривой и пересчета кривых, полученных по разным методикам 85
2.5 Основные выводы к разделу 2 89
3 Моделирование капиллярных характеристик с целью решения промыслово-геологических задач 91
3.1 Необходимость построения капиллярных петрофизических моделей 91
3.2 Анализ Существующих методов построения капиллярных петрофизических моделей 91
3.2.1 Применение J-функции для моделирования капиллярных свойств пласта 91
3.3 Модифицированные виды J-функции 95
3.3.1 Jk - функция от проницаемости 95
3.3.2 Jm – функция 95
3.3.3 J-функция по нормированной насыщенности 97
3.3.4 Модификация с учетом извилистости 97
3.3.5 Построение индивидуальных J-функций 99
3.4 Другие методы моделирования 99
3.4.1 Аппроксимационные модели 101
3.5 Метод капиллярных палеток 105
3.5.1 Описание метода 105
3.6 Применение МКП для решения геолого-промысловых задач 111
3.6.1 Построение капиллярных моделей разреза с помощью метода капиллярных палеток 111
3.6.2 Расчет значений водонасыщенности при подсчете запасов углеводородов 113
3.6.3 Построение капиллярных моделей залежей 114
3.7 Основные выводы к разделу 3 117
4 Повышение энергоэффективности вытеснения нефти водой за счет капиллярных процессов 118
4.1 Физические основы экономии энергозатрат за счет капиллярных перетоков 118
4.2 Оценка потенциалов капиллярных перетоков на основании капиллярной петрофизической модели 119
4.2.1 Общие принципы оценки 119
4.2.2 Оценка доли капиллярно-извлекаемой нефти на примере пласта ЮС2 Омбинского НМ 122
4.3 Оценка доли нефти, добываемой за счет капиллярных перетоков, по промысловым данным 129
4.4 Рекомендации по выбору наиболее энергоэффективных режимов эксплуатации 130
4.4.1 Требования к режимам эксплуатации 130
4.4.2 Применение циклического заводнения 132
4.4.3 Циклическое разнонаправленное заводнение 133
4.5 Оценка энергетического эффекта от внедрения технологии 136
4.6 Основные выводы к разделу 4 138
Список литературы 139
- Характеристика пустотного пространства пород
- Исследование структуры порового пространства в шлифах
- Анализ Существующих методов построения капиллярных петрофизических моделей
- Оценка доли нефти, добываемой за счет капиллярных перетоков, по промысловым данным
Введение к работе
Актуальность проблемы
Капиллярные силы оказывают большое влияние на формирование нефтегазовых залежей и их разработку. Так, при скоплении органического вещества в ловушках, распределение флюидов происходит согласно капиллярно-гравитационному принципу. Согласно этому же принципу формируется поверхность водонефтяного контакта в различных частях залежи, возникают капиллярные барьеры. При разработке месторождений капиллярные процессы проявляются в виде прямоточной и противоточной пропитки, перетоков флюидов и капиллярных концевых эффектов.
При таком активном вилянии очень важно учитывать капиллярные процессы при построении геологических и гидродинамических моделей залежей, планировании геолого-технологических мероприятий и решения прочих геолого-промысловых задач. Неучет капиллярных процессов приводит к неправильным представлениям о строении залежей углеводородов, недостоверным оценкам их запасов, неэффективности выбираемых систем разработки и ГТМ, пониженным коэффициентам извлечения и повышенным издержкам на эксплуатацию залежей.
Для учета капиллярных явлений необходимо достоверное их изучение и построение специальных капиллярных моделей, которые бы дополняли традиционные геологические и гидродинамические модели, повышая тем самым их информативность и достоверность. Проблемам создания таких моделей посвящена данная работа.
Цель работы
Повышение точности методов изучения и моделирования капиллярных характеристик горных пород с целью улучшения геологических моделей и геологического обоснования способов разработки залежей.
Основные задачи исследований
1. Обобщение и анализ ранее выполненных исследований в области капиллярных свойств горных пород.
2. Повышение качества исследований капиллярных свойств горных пород.
3. Повышение качества построения капиллярных петрофизических моделей.
4. Геологическое обоснование рекомендаций по эксплуатации залежей, для наиболее полного использования потенциала капиллярных сил, с целью экономии эксплуатационных энергозатрат.
Научная новизна
1. Разработан метод исследования капиллярных характеристик горных пород методом центрифугирования, основанный на трехмерном математическом моделировании. В отличие от аналогов, метод позволяет получать кривые капиллярного давления с количеством точек большим, чем количество скоростей центрифугирования. Также в отличие от всех ранее разработанных методов обработки, данный метод позволяет работать с роторами наклонного типа, что весьма актуально для центрифуг отечественного производства.
2. Разработана методика построения капиллярных петрофизических моделей, которые успешно заменяют J-функцию Леверетта, обеспечивая более точное описание формы капиллярных кривых и значений водонасыщенности. Данная методика позволяет на основе лабораторных экспериментов получать кривые капиллярного давления для заданных значений проницаемости.
3. Разработан способ оценки вклада капиллярных сил в добычу нефти. В отличие от ранее существующих способов, разработанный основывается на анализе истории добычи.
4. Разработаны способы нагнетания, позволяющие наиболее эффективно задействовать потенциал капиллярных сил залежи и снизить эксплуатационные затраты. В отличие от известного ранее циклического заводнения, предлагаемые режимы обеспечивают плавный запуск и остановку нагнетательных скважин, а также вытеснение нефти в промежуточных направлениях между скважинами.
Основные защищаемые положения
1. Применение трехмерного математического моделирования при исследовании капиллярных свойств методом центрифугирования позволяет получать более достоверные и детальные кривые капиллярного давления, чем при использовании традиционных методик.
2. Использование авторских эмпирико-аналитических моделей позволяет повысить точность математического описания и обобщения экспериментальных кривых капиллярного давления.
3. Замена единичного капиллярного числа на кривую капиллярных чисел, построенную по предлагаемой автором формуле, позволяет более достоверно и детально рассматривать соотношения капиллярных и гидродинамических сил в поровых каналах.
Теоретическая значимость работы
В результате выполненной работы расширены представления о соотношении и взаимодействии капиллярных и гидродинамических сил в нефтегазоносных пластах введен ряд новых понятий и формул. В работе расширено понятие двойной среды, переработаны представления о механизме вытеснения из нее углеводородов.
Практическая ценность работы
Реализация разработок, сделанных в ходе данной работы, позволит повысить качество исследования капиллярных характеристик, точность геологических моделей залежей и подсчета запасов углеводородов.
Разработанный метод исследования капиллярных характеристик путем центрифугирования позволяет работать с роторами наклонного типа, которые наиболее часто используются в лабораториях России и стран бывшего СССР.
Кроме того, использование предложенных капиллярных моделей позволяет оценить потенциальный вклад капиллярных процессов в добычу нефти, что позволит более правильно выбрать режимы разработки залежи. Последнее позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить эксплуатационные энергозатраты.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.12 – «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», а именно пунктам:
1. Происхождение и условия образования месторождений нефти и газа:
- условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре;
2. Прогнозирование, поиски, разведка и геолого-экономическая оценка месторождений:
- методология прогнозирования, оценки ресурсов и подсчет запасов нефти и газа;
3. Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.
Реализация работы
Материалы диссертации используются в научно-исследовательской деятельности ООО «ТюменНИИгипрогаз». Методика построения капиллярных петрофизических моделей, внедрена в практику исследования керна ООО «ТюменНИИгипрогаз».
Личный вклад автора
Автором разработаны: метод обработки результатов центрифугирования, метод построения капиллярных петрофизических моделей; способ оценки потенциального вклада капиллярных сил в добычу нефти. В соавторстве с Р.И. Медведским был разработан способ оценки доли нефти, добываемой за счет капиллярных процессов. Все выводы по результатам исследований сделаны лично автором.
Апробация работы
Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений ТюмГНГУ а также на ряде конференций, в числе которых:
Международные и с иностранным участием. «Трофимуковские чтения - 2008» (Новосибирск, 2008), II международная конференция геологов и геофизиков «Тюмень -2009» (Тюмень, 2009), «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов» (Геленджик, 2009) , «Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения» (Оренбург, 2009), «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы»(Москва, 2010), «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2010).
Всероссийские. «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2008).
Региональные. «Пути развития нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского – Югры» (Ханты-Мансийск, 2008);
Конференции молодых ученых и специалистов. «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2006, 2008, 2010), «Молодежь как инновационная составляющая развития Тюменской Области» (Тюмень, 2007), «Современные методы изучения, моделирования и разработки нефтегазовых и газоконденсатных месторождений» (Тюмень, 2008), научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов Газпром добыча Надым (Надым, 2009), «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!» (Ставрополь, 2010).
Публикации
Основные положения работы изложены в 10 печатных работах, в том числе 6 статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 147 страницах машинописного текста, включая 9 таблиц и 66 рисунков. Список использованных источников включает 131 наименование.
Характеристика пустотного пространства пород
Пустотным пространством горных пород принято называть часть объема породы, которая не занята твердой фазой и может вмещать флюиды. Пустоты, не содержащие никаких флюидов, в естественной среде отсутствуют. Принято выделять три вида пустот: поры, трещины, каверны. Ниже будут отдельно рассмотрены эти виды пустот и их капиллярность.
Поры. В терригенных породах представляют собой пространства, образовавшиеся в результате укладки частиц неправильной формы. Поры сами имеют неправильную форму, как и частицы, их образующие. Иными свойствами обладают поры пород вулканического и хемогенного генезиса, однако, ввиду практически полного отсутствия у последних проницаемости, в данной работе они не рассматриваются. Размеры и форма пор зависят от многих параметров: размера слагающих зерен, однородности гранулометрического состава, степени окатанности, плотности упаковки, типа и доли цемента в твердой фазе, влияния постседиментационных преобразований. В геологии существует несколько классификаций пор по степени влияния капиллярных явлений. Так, В.Н. Кобранова [32] выделяет следующие группы: 1) крупные сверхкапиллярные поры с эффективным диаметром более 100 мкм (галечник, гравий, крупно- и среднезернистый песок); 2) капиллярные поры с эффективными диаметрами в пределах 0.1- 100 мкм (мелкозернистые песчаники и алевролиты); 3) тонкие субкапиллярные поры, в которых диаметр изменяется в пределах 0.001-0.1 мкм (глины, известняки); 4) микропоры с эффективным диаметром меньше 0.001 мкм (цеолиты).
Так, в сверхкапиллярных порах максимальное капиллярное давление в системе «газ – вода» не может превышать 0.014105 Па. По мнению многих исследователей, это пренебрежимо малая величина, чтобы оказывать влияние на движение флюидов. В капиллярных порах преобладают капиллярные силы. Субкапиллярные поры считаются настолько мелкими, что пленочные явления в них имеют большее влияние, чем капиллярные силы. Сразу следует отметить, что данное деление весьма условно, четких границ между группами пор не существует, а преобладание тех или иных сил также зависит от типа флюидов, одновременно присутствующих в пористой среде, характера поверхности пор и гидродинамического градиента давления. В целом в порах капиллярные процессы более развиты, чем в других пустотах.
Трещины. Представляют собой плоские разрывные нарушения вследствие чрезмерных физических нагрузок на породу. По генезису трещины подразделяются на естественные и техногенные. Естественные трещины образуются, как правило, вследствие тектонических движений и неравномерной нагрузки вышележащих пород. По своим размерам и распространению они весьма разнообразны. Трещины, возникающие в результате тектонических подвижек (разломов), сопровождаются сбросом или взбросом, в результате образуется зеркало скольжения толщиной от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Пространство между плоскостями скольжения заполняется обломками пород и хемогенными минералами. В результате происходит залечивание трещин, после которого трещина чаще представляет собой флюидоупор, нежели коллектор. Трещины, возникающие вследствие неравномерной нагрузки и тепловых деформаций [21], которые часто имеют место при погружении пород на глубину, образуются, как правило, без сдвигов, поэтому обломочный материал, попадающий в трещину, представлен породообразующими минералами. Такая трещина может представлять собой канал высокой проводимости (что неоднократно наблюдалось автором при исследовании пород Собинского НГКМ). Естественные микротрещины наблюдаются практически во всех сцементированных коллекторах (обнаруживаются при изучении петрографических шлифов). Практически все они залечены и не оказывают серьезного влияния на ФЕС пород, однако серьезно ухудшают их прочностные свойства. Также эти трещины не создают единой сети и имеют небольшой размер порядка нескольких сантиметров. Однако в силу большой распространенности такие трещины часто становятся зародышем техногенных трещин.
Техногенные трещины можно разделить на 2 вида: чисто техногенные и техногенно-развитые. Чисто техногенные трещины возникают из-за производственного воздействия на породу. Например, микротрещины, возникающие от дробящего воздействия долота при бурении, трещины, возникающие при нагнетании флюидов при репрессии, превышающей давление гидроразрыва. В силу небольшого размера и практически нулевой раскрытости микротрещины не оказывают серьезного влияния на ФЕС пласта. Однако на конце каждой такой трещины находится концентратор напряжений, что позволяет им легко расти в случае нагнетания в них флюидов. Также в силу своей повышенной проницаемости микротрещины искажают поле давления, что приводит к появлению больших градиентов на отдельных участках между микротрещинами. Последнее вызывает быстрый рост и соединение соседних микротрещин. Таким образом, появляются техногенно-развитые трещины, имеющие большую протяженность, «зародышем» которых были естественные микротрещины (рис. 1.1).
Распространенным примером может быть следующая ситуация. В пористом терригенном коллекторе, представленном песчаником, имеющем множество несвязанных микротрещин, пробурена скважина (рис. 1.1). В ходе бурения долотом дробяще-скалывающего типа с применением утяжеленного раствора вокруг скважины образовалась серия микротрещин небольшого простирания (порядка нескольких сантиметров). После обсадки и цементирования скважина была проперфорирована (рис. 2) и использовалась как нагнетательная. Часть перфорационных отверстий пересекла микротрещины, другая часть оказалась в непосредственной близости от них. Под действием нагнетаемых вод вокруг скважины образовалась воронка репрессии, наибольшие градиенты давления образовались в непосредственной близости к стволу скважины, в результате чего в прискважинной области началось интенсивное трещинообразование за счет следующих факторов: 1) рост техногенных микротрещин, пересеченных перфорационными отверстиями; 2) пробой трещин от перфорационных отверстий до ближайших микротрещин вследствие образования на этих участках больших градиентов давлений; 3) образование трещин от забоев перфорационных отверстий. Первоначально трещины развиваются по всем направлениям, но по мере удаления от скважины все сильнее начинают преобладать градиенты, направленные к ближайшим добывающим скважинам, вследствие чего происходит перераспределение потоков на эти направления. Рост трещин тоже происходит преимущественно в этих направлениях. Остальные трещины по мере отклонения от описанных направлений либо прекращают, либо серьезно замедляют свой рост. Трещины, ориентированные в направлении потоков, растут в направлении наибольших градиентов, проходя таким образом через естественные микротрещины. Несмотря на то, что естественные микротрещины несколько отклоняют траекторию растущей трещины, общее направление роста сохраняется, что диктуется принципом наименьшей энергии. Рост трещины продолжается до тех пор, пока она не дойдет до добывающей скважины.
Капиллярные силы в трещинах сильно зависят от степени их раскрытости. Тем не менее, в подавляющем большинстве случаев капиллярное давление в работающих трещинах во много раз ниже, чем в прилегающих к ним порах [59,48], поэтому при решении прикладных задач пренебрегают капиллярным давлением в трещинах.
Исследование структуры порового пространства в шлифах
Данный метод обладает рядом серьезных недостатков. Во-первых, исследуется очень малый объем породы (единичный срез), при этом площадь шлифа, в которой ведется подсчет пустот, как правило не превышает 1 см2. Во-вторых, из-за срезания пор в произвольных местах (рис. 1.2) получаемая структура отражает не распределение поровых устий, а распределение произвольных сечений, пор, которое практически невозможно достоверно пересчитать в капиллярное давление. Самый главный недостаток заключается в отсутствии достоверных способов вычисления радиуса капилляра по форме его сечения. Естественные капилляры имеют не круглую, а фрактально - изрезанную форму (см. рис. 1.4, 1.5). Зачастую за радиус капилляра принимают радиус круга, имеющего такую же площадь, что и сечение капилляра в шлифе. Этот подход в корне неверен, поскольку сплюснутый капилляр неправильной формы имеет гораздо более высокое капиллярное давление, чем круглый. Также необходимо отметить, что при исследовании шлифов выделяются только капилляры, размеры которых превышают разрешающую способность микроскопа и в которые смогла проникнуть прокрашенная смола. Таким образом, мелкие поры (менее 10 мкм в поперечнике) и поры глин остаются незамеченными в шлифах.
Исследования методом ядерно-магнитного резонанса Исследования с помощью ЯМР дают наименее достоверный результат. Причиной низкой достоверности является то, что в основе ЯМР- исследований лежит измерение времени релаксации спинов ядер водорода в породе, которое лишь косвенно связано с размером пор. Релаксация ядер водорода в породе имеет три составляющие: поверхностную, объемную и диффузионную, которые проявляются одновременно. Размеры пор влияют только на поверхностную релаксацию, при этом немалое влияние на нее же оказывает релаксационная активность поверхности минералов, которая тоже складывается из ряда факторов. Еще одной серьезной проблемой ЯМР является невозможность точно разложить релаксационную кривую в распределение времен релаксации. Из-за зашумленности ЯМР-сигнала и слияния широкого спектра экспонент всегда существует большое количество вариантов разложения, из которых проблематично выбрать даже наиболее вероятный. Также следует отметить, что при исследовании методом ЯМР на характер релаксации влияет весь объем пор, а поровые устья вносят лишь ничтожный вклад.
Таким образом, метод ЯМР непригоден для исследования капиллярных характеристик, поскольку является косвенным, носит вероятностный характер и не соответствует по объекту исследований. Опыт применения ЯМР в России и за рубежом показал невысокую эффективность данного метода. В отдельных случаях исследователям удавалось пронормировать результаты ЯМР по результатам капилляриметрии. При этом совпадение распределений пор носило лишь качественный характер, а полученная нормировка была непригодна для других отложений.
Данный метод наиболее активно развивается в последнее время и является наиболее достоверным из косвенных методов, поскольку позволяет изучать форму и размеры поровых каналов вне зависимости от их расположения, а также строить трехмерные модели порового пространства. Расчет кривых капиллярного давления, как правило, осуществляется на основании сеточных моделей порового пространства, которые строятся путем обработки набора томографических снимков. Недостатками метода является невозможность исследования мелких капилляров (определяется разрешающей способностью томографа). Для получения высокого разрешения необходимо использовать маленькие образцы (диаметром менее 10 мм), не всегда обладающие достаточной представительностью. Кроме того, расчетные капиллярные характеристики близки к экспериментальным только в случае мономинерального состава породы. Наибольшее сходство наблюдается в карбонатных породах. Для полимиктовых песчаников Западной Сибири данный метод мало приемлем.
Метод центрифугирования был выбран для данной работы в связи с тем, что приобрел подавляющую популярность. Эта популярность продолжает расти и, по всей вероятности, не будет утрачена в ближайшие десятилетия. Главным недостатком метода центрифугирования является его косвенность. Принципиальные отличия метода центрифугирования от метода полупроницаемой мембраны детально описаны Л.И. Орловым [53]. В основе метода лежит способность породы удерживать при центрифугировании первоначально насыщающий флюид, которая определяется в первую очередь капиллярными силами. Но помимо капиллярных сил на удерживание флюида большое влияние оказывают и другие факторы, такие как природа центробежной силы и различное соотношение каналов в образце. Эти факторы существенно искажают качество получаемых ККД. Отличительными свойствами ККД, получаемых центрифугированием, являются выраженная гиперболическая форма и отсутствие четкого выхода на остаточную водонасыщенность. Характер вытеснения при центрифугировании также широко изучался за рубежом [102,104,105,87,83,86,89,106], в отличие от отечественных работ, зарубежными исследователями широко применялась рентгеновская и магнитно-резонансная томография, определение насыщенности по электрическому сопротивлению и акустическим свойствам. При центрифугировании насыщенного образца происходит отток более тяжелого флюида на максимально возможное расстояние от оси ротора. С отходом более тяжелого флюида в поры образца поступает более легкий флюид (воздух, керосин, нефть), при этом происходит преодоление капиллярных сил, оказывающих сопротивление этому замещению.
По мере замещения флюидов в поровых каналах (рис. 2.4а) происходит снижение средней плотности насыщающих флюидов и, соответственно, уменьшение центробежной силы. Для полного замещения флюидов необходимо, чтобы каналы могли отдавать вытесняемый флюид даже при бесконечно низких значениях центробежной силы, однако это невозможно из-за капиллярных сил. Поэтому при центрифугировании, в отличие от капилляриметрии и ртутной порометрии, полного замещения вытесняемого флюида, даже в отдельно взятых каналах, никогда не происходит. Вытеснение продолжается до тех пор, пока капиллярное давление в отдельно взятом канале не уравновесит центробежную силу. При повышении частоты вращения центробежная сила увеличивается, и вытеснение продолжается до установления нового равновесия, однако полного замещения не происходит ни при какой частоте вращения. Также при центрифугировании в системе флюидов «вода – воздух» может произойти разрыв цепочек воды, в результате чего появятся дополнительные препятствия замещению.
Следует еще отметить, что в отличие от капилляриметрии и ртутной порометрии, где замещение флюидов происходит только в каналах, чье капиллярное давление ниже создаваемого, при центрифугировании замещение происходит в широком диапазоне каналов и с разной интенсивностью. В результате насыщенность образца после центрифугирования на определенной частоте представляет собой суперпозицию насыщенностей всех его каналов для данной частоты.
Как уже было упомянуто, вытесняющее воздействие на жидкость в капилляре определяется выражением (2.2), однако при больших частотах вращения, когда его можно упростить до вида [62]:
Анализ Существующих методов построения капиллярных петрофизических моделей
В рамках данной работы были проанализированы модели, предложенные другими авторами и распространенные на данный момент в нефтегазовой отрасли, в числе которых: J-функция Левертта и различные её модификации; модели Р. Гутри и М. Гринбургера, А. Джонсона, и др.
Первым проблемой создания обобщенной капиллярной модели пласта в начале 40-х годов ХХ в. занялся М. Леверетт [97]. Им была разработана J – функция (3.1), названная впоследствии его именем. Построение J- функции Леверетта и по сей день является наиболее простым и распространенным способом обобщения ККД. . (3.1)
Как правило, совокупность значений J-функции достаточно легко аппроксимируется уравнением типа (где а и b – некоторые постоянные), благодаря тому, что множитель «сжимает» кривые от низкопроницаемых образцов и «растягивает» от высокопроницаемых. В результате образуется большая область неоднозначности в области низких значений J, когда одному и тому же значению J соответствует сразу несколько значений водонасыщенности (рис. 3.1) .
В ряде случаев для обобщения капиллярных кривых чистых песчаников (с низким содержанием глинистого материала) применение J- функции дает удовлетворительные результаты. Это объясняется тем, что большинство пор таких пород являются капиллярными, а вода капиллярно-удерживаемой. Также обязательным условием получения удовлетворительных результатов по J-функции является хорошая сортировка и равномерное содержание глинистого материала, что встречается довольно редко в естественных формациях. Следует отметить, что в силу устоявшейся практики кривая капиллярного давления графически изображается как функция капиллярного давления от водонасыщенности, что физически не является правильным. В реальном же пласте не водонасыщенность создает капиллярное давление, а капиллярное давление определяет водонасыщенность. Примером этого является подъем воды над зеркалом воды, где капиллярное давление вызывает подъем воды из водонасыщенной зоны с заполнением части пор, а не внедрение воды вызывает появление капиллярного давления. Также первенство капиллярного давления подтверждается в лабораторных экспериментах, где давление воздуха противодействует капиллярному давлению (метод полупроницаемой мембраны) и создает водонасыщенность образцов, которая потом измеряется. В связи с этим несколько изменяются требования к аналитическому описанию ККД. Критерием точности описания становится не отклонение капиллярного давления от истинного (полученного экспериментальным путем) при какой-либо насыщенности, а отклонение насыщенности от истинной при каком-либо капиллярном давлении (рис. 3.2). Использование первого принципа зачастую создает кажущееся впечатление об удовлетворительном описании кривой. В силу этого многим исследователям неточности описания капиллярной кривой J-функцией представляются приемлемыми (рис. 3.2). Ситуацию усугубляет то, что зачастую после пересчета ККД в J-функцию не производится обратного ее преобразования и сравнения модельных ККД с исходными, в результате серьезные искажения кривых остаются незамеченными. Рисунок 3.2 Пример сопоставления фактической (факт) капиллярной кривой образца и кривой, полученной из J- функции Леверетта (J) после обобщения серии кривых
Если же определять водонасыщенность по J-функции, то выясняется, что она дает более серьезные погрешности (порядка 10-20 % по водонасыщенности), что является ее главным недостатком. Как видно из рис. 3.2, наибольшее расхождение между кривыми (по насыщенности) наблюдаются в области низких капиллярных давлений, которым соответствуют поры, содержащие полезный флюид. Таким образом, искажения на начальном участке кривой влекут за собой неправильное описание структуры продуктивного порового пространства. В данном случае кривая, полученная по J-функции, существенно завышает долю полезных пор (рис. 3.2), что приводит к кажущемуся увеличению доли извлекаемого флюида. При этом в ряде случаев наблюдается, как кривая, вычисленная по J-функции, пересекает ось 100% водонасыщенности (физически невозможно), что не позволяет вычислить насыщенность на низких давлениях и смоделировать давление начала вытеснения (давление, при котором несмачивающий флюид начинает вытеснять смачивающий).
Также необходимо отметить, что в силу своей математической формулы J-функция не обобщает кривые с разной формой, а выделяет некую среднюю форму, которую “растягивает” либо “сжимает” в зависимости от параметра .
Причиной вышеописанных недостатков J-функции является то, что в ее основе лежит модель фиктивного коллектора, который лишь частично моделирует свойства реального. В подтверждение этого ниже приведено сравнение свойств фиктивного и реального коллектора (табл 3.1).
Однако, как видно на графике (рис. 3.4), некоторые точки имеют серьезное отклонение от аппроксимирующей линии (расположены над ней). При подробном анализе данных удалось выяснить, что эти точки принадлежат к «окончаниям» кривых от низкопроницаемых образцов. Свести эти точки к общей зависимости, варьируя параметрами r0 и , не получается, что еще раз подтверждает неспособность J-функции к обобщению кривых разной формы. При восстановлении ККД из такой функции будет серьезно занижена остаточная водонасыщенность низкопроницаемых пород (до 20 % по рисунку).
Другим весьма распространенным способом модификации является использование нормированной водонасыщенности [61], что позволяет сделать картину более красивой (рис. 3.5) за счет «растягивания» кривых по оси водонасыщенности: где Sw – водонасыщенность, Swi – водонасыщенность последней точки на ККД (как правило, неснижаемая водонасыщенность).
Этот прием позволяет избавиться от «выпадающих» точек, описанных выше, полученная в результате функция Js легче аппроксимируется табулированной функцией, однако остается неясным, как производить обратное ее преобразование в ККД. Одним из возможных выходов может быть использование статистической связи между неснижаемой водонасыщенностью и проницаемостью (пористостью), однако, учитывая то, что не все ККД «выходят» на неснижаемую водонасыщенность, такой подход остается нежелательным.
Наиболее интересной модификацией представляется функция, разработанная Номаном Эль Катибом [125]. Им предложена модифицированная функция от эффективной пористости и нормированной водонасыщенности, в которую добавлено значение извилистости. где: - извилистость
Преимущество данной формы автор видит в лучшей аппроксимацией данной зависимости степенной функцией. Иными словами, ему удалось линеаризовать J-функцию в билогарифмическом масштабе (рис. 3.6). Однако следует отметить, что данное решение приносит хорошие результаты, если все лабораторные кривые удовлетворяют формуле
Оценка доли нефти, добываемой за счет капиллярных перетоков, по промысловым данным
На основе сделанных в разделе 1 предположений о капиллярно-гидродинамической природе квазистабилизации добычи на последней стадии был сформирован способ оценки вклада капиллярных сил в добычу нефти. В основе метода лежит аппроксимация кривых падающей добычи экспоненциальными функциями с постоянным членом.
Первоначально выполняется аппроксимация падающей добычи многоэкспоненциальной зависимостью за весь период падения
Рекомендуется использовать для аппроксимации не менее трех экспонент для выявления всех экспонент в падающей добыче. Если после аппроксимации у нескольких экспонент декременты совпадают, то их объединяют в одну. Как правило, аппроксимирующая функция сводится к виду
Следующим этапом производится аппроксимация за первые 4 года падения добычи, потом за 5 лет и т.д. Аппроксимация за срок менее 4 лет не имеет смысла из-за сильного разброса промысловых данных. На каждом шаге оценивается экспоненциальная и постоянная составляющая добычи (рис. 4.12). Как видно из рисунка, на разных этапах аппроксимация дает разные соотношения экспоненциальной и постоянной составляющей, что обусловлено естественным разбросом промысловых показателей. Особенно это проявляется в первые годы падения добычи, когда постоянная составляющая не выделяется (этим объясняется хорошая аппроксимация на 3 стадии универсальным законом). Однако по ходу эксплуатации постоянная составляющая стабилизируется, и становится возможным оценить ее среднее значение, которое будет соответствовать вкладу капиллярных процессов. Как видно из рисунка 4.12, для пласта Б82 этот вклад составляет около 250 т.т. в год. Несмотря на то что в начале падения это незначительная часть добычи, на 4 стадии это уже большая ее часть.
Рисунок 4.12 Определение вклада капиллярных процессов в добычу на примере пласта Б82 Варьеганского НМ
Как видно из результатов обработки по объектам Варьеганского НГМ (табл. 4.2), капиллярный вклад составляет 1-3% от добычи нефти на момент начала её падения, однако по пластам Б80-1 и Ю11-2 наблюдаются высокие значения порядка 10 %, что, по-видимому, связано с неоднородным строением данных пластов.
Требования к режимам эксплуатации Для наиболее полного использования потенциалов капиллярных и гидродинамических сил необходимо подбирать режимы, обеспечивающие следующие условия:
1 Накопление нефти в промываемой среде, достаточное для её фильтрации. Для этого необходимо периодически останавливать фильтрацию в пласте или какой-то его части. За это время нефть, благодаря миграцонным и немиграцонным капиллярным перетокам, должна поступить в промытые крупные поры и увеличить капли нефти, защемленные в их центрах. Капли должны увеличиться настолько, чтобы при возобновлении фильтрации возобновилась фильтрация нефти или капельная проводимость.
2 Своевременный вынос нефти, перемещенной миграционными и немиграционными перетоками. Поскольку в процессе перетоков распределение флюидов в поровом пространстве стремится к капиллярно- гравитационному равновесию, то по мере установления данного равновесия интенсивность перетоков снижается. Если фильтрация в породе была остановлена, то перетоки начинают затухать по экспоненциальному закону. Для поддержания интенсивности перетоков необходимо периодически возобновлять фильтрацию с целью нарушения равновесия путем удаления из крупных пор скопившейся нефти и транспортировки её к стволам добывающих скважин.
3 Достаточный подвод воды для поддержания капиллярных процессов. В виду того что капиллярная пропитка нефтенасыщенных пор требует постоянного подвода смачивающего флюида – воды, возникает необходимость в обеспечении такого подвода путем поддержания должного уровня закачки. Однако следует отметить, что на последних стадиях разработки вода в пластах занимает существенную часть порового пространства в виде непрерывной фазы и дефицита ее практически не возникает.
4 Градиент давления, обеспечивающий проталкивание капель нефти через горловины промываемых пор. Достаточный градиент необходим для обеспечения капельной проводимости и снижения объемов капиллярно- защемленной нефти. Это же необходимо для выполнения условия 2.
5 Экономию энергозатрат на эксплуатацию залежи. Что особенно актуально в настоящее время. 6 Экономически рентабельную эксплуатацию. Как следствие из предыдущей цели, экономия должна быть достаточной, чтобы период рентабельной добычи был продлен. 7 Наиболее полное извлечение нефти. Необходимо для выполнения проектных показателей разработки. Прирост КИН должен быть следствием продления периода рентабельной добычи.
Кроме всего вышеперечисленного, желательно соблюдение некоторых технологических требований: 1 Баланс добываемой и нагнетаемой воды для своевременной ее утилизации; 2 Постоянство суммарной потребляемой электроэнергии насосами для обеспечения стабильности электрической сети; 3 Плавный запуск и остановка нагнетательных скважин во избежание появления техногенных трещин в пласте и преждевременного выхода из строя промыслового оборудования.
Как видно из вышеприведенного перечня, выполнение одних условий при стационарном заводнении залежи противоречит выполнению других. Так выполнение условий 1,5,7 требует поддержания низких градиентов пластового давления в залежи, а выполнение условий 2,3,4 требует, наоборот, создание больших градиентов. В связи с этим наиболее оптимальным вариантом является применение циклического заводнения. 4.4.2 Применение циклического заводнения
Эффективность применения циклического заводнения подробно рассмотрена в работах М.Л. Сургучева [59,69]. Основными преимуществами циклического заводнения являются создание знакопеременных перепадов давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми зонами, что ускоряет противоточную пропитку последних; а также смена направления фильтрационных потоков, что также увеличивает нефтеотдачу. Эффективность циклического заводнения доказана на ряде месторождений, в т.ч. на Самотлорском. В классическом варианте применение циклического заводнения возможно лишь на рядных схемах расстановки скважин. Учитывая то, что в Западной Сибири большинство месторождений эксплуатируется по площадным схемам, переход на рядные схемы будет сопряжен с большими капитальными вложениями, которые могут превысить экономический эффект от циклического воздействия. Особенно это актуально на 4 стадии, когда месторождение балансирует на грани рентабельности. 4.4.3 Циклическое разнонаправленное заводнение
В данной работе предлагается модифицированный вариант циклического заводнения, адаптированный к площадным схемам – циклическое разнонаправленное заводнение. Принцип последнего заключается в последовательном включении и выключении нагнетательных скважин в ячейке (рис. 4.13а).
