Способ определения фильтрационных свойств кавернозно-трещиноватых коллекторов Российский патент 2024 года по МПК G01N15/08 G01N23/00 

Изобретение относится к области нефтехимической промышленности и может быть использовано в промысловых и научно-исследовательских лабораториях для разработки технологий увеличения нефтеотдачи пластов и при подсчете извлекаемых запасов нефти, оперативном контроле над разработкой месторождений углеводородов.

Кавернозно-трещиноватые коллектора характеризуются существенной неоднородностью распределения микротрещиноватости и кавернозности, что не позволяет получить достоверные данные традиционными способами из-за наличия масштабного эффекта. Частичным решением этой проблемы являются потоковые исследования на образцах полноразмерного керна, однако массовый отбор керна в вертикальных и наклонно-направленных скважинах позволяет проводить исследования на моделях пласта ориентированных перпендикулярно напластованию или под некоторым углом, использование образцов увеличенного диаметра или стандартных образцов, изготовленных параллельно напластованию, частично снимает эту проблему (Рассохин С.Г. Анизотропия фильтрационных свойств горных пород и ее влияние на относительные фазовые проницаемости. Геология нефть и газ, №3 2003 г.; Гурбатова И.П. Масштабные и анизотропные эффекты при экспериментальном изучении физических свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов. Автореферат, Москва 2011 г.).

Модели пласта, составленные из единичных или составных образцов керна в текстурно-неоднородных коллекторах (например, в кавернозно-трещиноватых) не позволяют обеспечить достоверную оценку влияния структуры порового пространства на петрофизические и фильтрационные параметры, и в связи с этим в лабораторной практике используют кубические образцы, которые позволяют повысить достоверность оценки влияния направления фильтрации для текстурно-неоднородных систем (Li, С; Wang, S.; You, Q.; Yu, С. A New Measurement of Anisotropic Relative Permeability and Its Application in Numerical Simulation. Energies 2021, 14, 4731).

Однако указанные решения не позволяют получить обобщенную модель пласта для отдельного участка полноразмерного керна с характерной для него функцией относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в зависимости от направления фильтрации.

Кроме проблем, связанных с высокой неоднородностью коллекторов кавернозно-трещиноватого типа, как на микро, так и на макроуровне и с получением представительной выборки образцов для оценки его фильтрационных свойств, существуют ограничения по использованию методов измерения насыщенности образцов в потоковых экспериментах, а именно: методы, основанные на измерении УЭС; методы матбаланса; методы, основанные на поглощении гамма и рентгеновского излучения. Каждый из методов имеет свои ограничения, которые должны быть учтены при разработке технологии проведения потоковых экспериментов на образцах керна кавернозно-трещиноватых коллекторов.

Известен способ определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях (ОСТ 39-195-86). Способ включает подготовку рабочей жидкости и образца к испытаниям, экстракцию и высушивание образца, создание остаточной водонасыщенности в образце горной породы, создание рабочего давления и температуры, соответствующих пластовым, прокачку нефти через исследуемый образец, прокачку модели пластовой воды с постоянным расходом и вытеснение нефти. Расчет коэффициента вытеснения нефти проводится с использованием значений начальной и конечной нефтенасыщенности образца горной породы.

Данный способ не позволяет определить остаточную нефтенасыщенность для кавернозно-трещиноватых образцов горных пород в лабораторном эксперименте, как функцию фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и особенностей строения коллектора при использовании как стандартных, так и полноразмерных образцов керна. Кавернозно-трещиноватые коллектора характеризуются тем, что средние значения пористости и проницаемости того или иного объема породы может быть реализовано множеством способов: это может быть равномерное распределение трещин и каверн в объеме; неравномерное распределение областей занятых трещинами и кавернами и т.п. При таких условиях нет однозначной связи остаточной нефтенасыщенности с ФЕС коллектора, следовательно, такая связь отсутствует и для Квыт.

Известен способ определения ОФП и нефтенасыщенности керна, включающий в себя: подготовку рабочей жидкости и образца к испытаниям; экстракцию и высушивание образца, создание рабочего давления и температуры, соответствующие пластовым; прокачку моделей пластовой воды и нефти/газа с постоянным суммарным расходом (при изменяющемся соотношении нефти/газа и воды в потоке); измерение электрического сопротивления образцов керна (ОСТ 39-235-89 «Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»). Определение нефтенасыщенности проводят при фильтрации минерализованной воды и нефти в различных соотношениях в условиях максимально приближенных к пластовым, с использованием пластовых и модельных жидкостей.

Данный способ не позволяет определить остаточную нефтенасыщенность для кавернозно-трещиноватых образцов горных пород, рассчитать коэффициент извлечения нефти и ОФП. Кроме тех соображений, что изложены выше, опыт использования электрических методов измерения насыщенности показал, что невозможно корректно, методом измерения электрического сопротивления, оценить водонасыщенность для глинистых, слоистых, с текстурной и объемной неоднородностью образцов керна.

Известен способ определения водо- и нефтенасыщенности с помощью полихроматической рентгеновской системы с контролем насыщенности пород коллектора жидкостями по поглощению рентгеновского излучения (Кузнецов A.M. Научно-методические основы и исследования влияния свойств пород-коллекторов на эффективность извлечения углеводородов из недр. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. М., 1998). Данные об интенсивности рентгеновского излучения собирают при синхронном движении рентгеновской трубки, коллиматора и детектора вдоль горизонтальной оси исследуемого образца от входного сечения к выходному. Водонасыщенность образца породы рассчитывают на основе закона Ламберта, используя линейность полулогарифмической зависимости поглощения рентгеновского излучения, измеренного при 100%-ной насыщенности образца меченой жидкостью и 100%-ной насыщенности не меченой жидкостью по математической формуле, для чего измеряют текущую интенсивность рентгеновского излучения, прошедшего через сухой образец; интенсивность рентгеновского излучения при 100%-ной насыщенности меченой жидкостью. При этом меченой может быть как водная фаза (в качестве метки используют иодид натрия), так и нефтяная (метка-раствор йодооктана). На таком же принципе работает система контроля насыщенности пород коллектора жидкостями по поглощению гамма излучения.

Данный способ контроля насыщенности также напрямую не позволяет определить остаточную нефтенасыщенность для кавернозно-трещиноватых образцов горных пород, рассчитать коэффициент извлечения нефти и ОФП.

Основной целью заявляемого технического решения является создание технологии оценки фильтрационных свойств кавернозно-трещиноватых коллекторов, с учетом влияния масштабного эффекта (т.е. влияние размера образцов на измеряемые величины) на результаты потоковых экспериментов.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка информативного способа определения коэффициента вытеснения нефти/газа и ОФП в режиме стационарной фильтрации в кавернозно-трещиноватых образцах горных пород в условиях приближенных к пластовым.

При решении поставленной задачи достигается технический результат, который заключается в увеличении достоверности и воспроизводимости определения коэффициента вытеснения нефти/газа и ОФП для кавернозно-трещиноватых полноразмерных образцов керна и минимизация масштабного эффекта.

Указанный технический результат достигается тем, что дополнительно к измерениям используется процедура создания гидродинамической модели полноразмерного керна (для симулятора Eclipse или аналогичных коммерческих симуляторов) по результатам томографии полноразмерных образцов керна и изучения их ФЕС, с использованием данных ФЕС и ОФП полученных на стандартных или кубических образцах. Эта процедура заключается в следующем. По объемному распределению плотности в полноразмерной колонке образцов рассчитывают распределение пористости и других параметров в ее объеме, создают гидродинамическую модель и рассчитывают ОФП для заданной части этой колонки и в зависимости от выделенных направлений.

Предложенное техническое решение иллюстрируется фигурами.

На фиг. 1 показан график распределения по глубине от кровли изучаемого интервала пласта средней по сечению колонки плотности породы по результатам томографии полноразмерного образца керна.

На фиг. 2 представлен график изменения средней по сечению трещиновато-кавернозной в интервале глубин 0-100 мм от кровли изучаемого интервала пласта (рассчитанной по результатам томографии колонки полноразмерного керна кавернозно-трещиноватого коллектора).

На фиг. 3 приведены графики ОФП по нефти перпендикулярно напластованию измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна.

На фиг. 4 показаны графики ОФП по воде перпендикулярно напластованию измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна.

На фиг. 5 - графики ОФП по нефти параллельно напластованию измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна.

На фиг. 6 - графики ОФП по воде параллельно напластованию измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна.

Способ осуществляют следующим образом.

Проводят томографию колонки полноразмерных образцов керна изучаемого интервала пласта, по результатам которой рассчитывают объемное распределение плотности в колонке и выделяют характерные по плотности зоны коллектора.

Ориентированные по отношению к исходной колонке образцы цилиндрических или кубических размеров вырезают из характерных по плотности зон коллектора и измеряют их ФЕС, коэффициент вытеснения и ОФП (по двум или трем выделенным направлениям).

Измерения для разных направлений проводят на одном и том же кубическом образце керна (при использовании цилиндрических образцов для этого используют образцы-дублеры). Образцы должны быть изготовлены в соответствии с ГОСТ 26450.0. Размеры образцов определяют конструкцией рентгенопрозрачного кернодержателя. Для всех образцов исследуемой коллекции, после стандартной процедуры пробоподготовки, определяют абсолютную проницаемость по выбранным направлениям и пористость. Далее, для проведения измерений, помещают единичный стандартный или кубический образец в манжету кернодержателя фильтрационной установки с рентгеновским/гамма контролем. Устанавливают температуру кернодержателя, подводящих линий, поршневых емкостей с моделями нефти и воды в соответствии с геолого-физическими условиями исследуемого пласта/месторождения. Для восстановления смачиваемости выдерживают образец в течение 360-480 часов или более при температуре и давлении испытания, равным пластовым. Далее прокачивают через образец модель пластовой воды в количестве не менее 5 поровых объемов (для измерения остаточной нефтенасыщенности и расчета коэффициента вытеснения) либо фильтруют поток нефти совместно с водой при различных соотношениях воды и нефти в потоке для определения ОФП. При измерении коэффициента вытеснения нефти водой (Квыт) и ОФП объемную скорость течения флюидов поддерживают постоянной. На каждом этапе проводят сканирование образца рентгеновским/гамма излучением. Далее, если не используют образцы дублеры, образцы повторно экстрагируют, и процедуру создания насыщенностей и измерений повторяют для другого направления. После завершения измерений ОФП и Квыт, их значения систематизируют в соответствии с особенностями выделенных характерных зон (плотность, пористость).

По объемному распределению плотности в объеме колонки полноразмерных образцов керна изучаемого интервала пласта рассчитывают распределение пористости и других параметров в объеме этой колонки. По этим данным создают гидродинамическую модель колонки полноразмерных образцов керна изучаемого интервала пласта для того или иного симулятора. Для этого объем исследуемой колонки разбивают на ячейки. В каждой ячейке в соответствии с ее пористостью и плотностью породы задают остаточную водонасыщенность, проницаемость, Квыт и ОФП по заданному направлению. Далее на созданной гидродинамической модели имитируют процесс вытеснения нефти (газа) водой или совместной фильтрации углеводородных флюидов и воды при их разных соотношениях в потоке (имитация проведения измерения ОФП) и заданном режиме фильтрации.

По результатам расчета на каждом режиме по соотношению фаз фиксируют перепад давления на торцах модели (или ее части), насыщенность модели колонки (или ее части) флюидами, расходы и вязкости фильтрующихся флюидов.

Фазовую проницаемость по заданному направлению по воде и нефти (газу) рассчитывают из выражения:

где K_hydi - фазовая проницаемость для нефти (или газу) при i-м соотношении, мкм²; K_вi -фазовая проницаемость для воды при i-м соотношении, мкм²; Q_hydi - расход нефти (или газа) в условиях измерений при i-м соотношении, см³/с; Q_вi - расход воды в условиях измерений при i-м соотношении, см³/с; μ_hyd - вязкость нефти (или газа) в пластовых условиях, мПа⋅с; μ_в - вязкость воды в пластовых условиях, мПа⋅с; ΔP_i - перепад давления для модели колонки в заданном направлении при i-м соотношении, 10⁵ Па; F - площадь поперечного сечения для модели колонки в заданном направлении, см²; L - длина ребра для модели колонки в заданном направлении, см.

Коэффициенты относительной фазовой проницаемости для нефти и воды при различных соотношениях флюидов рассчитывают по формулам:

где - коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти (или газа) при i-том соотношении; - коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды при i'-том соотношении; K - абсолютная проницаемость модели по выделенному направлению, мкм².

Коэффициент вытеснения нефти (или газа) рассчитывается по формуле:

Квыт=(Sнн-Soн)/Sнн (5)

где Sнн, Soн начальная и остаточная насыщенность модели (или ее части) нефтью или газом, соответственно.

Новым в предлагаемом способе является использование гидродинамической модели заданного интервала пласта, созданной по результатам томографии колонки полноразмерных образцов керна изучаемого интервала пласта и результатов измерения ФЕС, Квыт и ОФП образцов керна, вырезанных из характерных по плотности зон этой колонки. Гидродинамическая модель позволяет рассчитать ОФП в объеме полноразмерного образца керна (или целой колонки) в зависимости от ориентации относительно выделенных направлений (например, вдоль напластования или поперек напластования).

Существенной новизной является возможность расчета ОФП и остаточной нефтенасыщенности для всей колонки полноразмерного керна, относящейся к определенной фациальной обстановке осадконакопления на основе томографии этой колонки и измерения ОФП для ограниченного количества образцов объемом 21-27 см³.

Расчет ОФП и остаточной нефтенасыщенности может быть осуществлен для любого масштаба больше исходных образцов, на которых измерены ОФП и остаточная нефтенасыщенность с учетом анизотропии свойств изучаемого объекта. Предлагаемый способ применим в лабораторных экспериментах по определению коэффициента вытеснения нефти/газа и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в режиме стационарной фильтрации насыщающих образцы горных пород флюидов в условиях приближенных к пластовым.

Пример конкретной реализации способа для ОФП в системе нефть-вода

Пример расчета ОФП колонки полноразмерного керна кавернозно-трещиноватых отложений длиной 100 мм по данным ее томографии и измерения ОФП на кубических образцах объемом 27 см³ по двум направлениям (перпендикулярно и параллельно исходному напластованию отложений). Результаты томографии колонки полноразмерного керна показали, что колонка однородна по сечению (параллельно напластованию), но неоднородна вдоль направления поперек напластования, фиг. 1. На фиг. 1 показано распределение по глубине от кровли изучаемого интервала пласта средней по сечению колонки плотности породы по результатам томографии колонки полноразмерного керна.

По объемному распределению плотности в полноразмерном образце рассчитано распределение пористости в его объеме. На фиг. 2 представлено изменение средней по сечению трещиновато-кавернозной пористости в интервале глубин 0-100 мм от кровли изучаемого интервала пласта (рассчитанной по результатам томографии колонки полноразмерного керна кавернозно-трещиноватого коллектора).

Соответственно, исходя из распределения плотности в объеме этого полноразмерного образца выделено две характерные зоны и изготовлено два кубических образца керна размерами 40*40*40 мм, пористость первого 2.9%, пористость второго - 5.4%. Для обоих образцов проведено измерение ОФП по двум направлениям по технологии описанной ранее, при этом вязкость воды составляла 1.67 мПа⋅с, вязкость нефти - 4.01 мПа⋅с.

Результаты определения ОФП для этих образцов керна приведены в таблицах 1-4, где: Qн, Qв - расход нефти и воды на данном этапе испытания, соответственно, мл/мин; dP - перепад давления на образце при заданном направлении фильтрации, атм.

Поскольку свойства колонки не существенно изменялись по ее сечению, то для расчета ОФП использовалась модель размерностью 1*1*10. Созданная для этой колонки полноразмерного керна гидродинамическая модель (для симулятора Eclipse 100) содержит 10 ячеек по направлению поперек напластования размером 100*100*10 мм, свойства ячеек приведены в таблице 5.

При моделировании ОФП поперек напластования поток задавался на грани (расположенной в плоскости XY) первой ячейки перпендикулярной оси Z, соответственно, для направления вдоль напластования на грани (расположенной в плоскости YZ) первой ячейки перпендикулярной оси X. Результаты расчетов ОФП по результатам моделирования на гидродинамической модели для колонки полноразмерного керна по двум направлениям приведены в табл. 6 (перпендикулярно напластованию) и табл.7 (параллельно напластованию), где: Qн, Qв - расход нефти и воды на данном этапе расчета, соответственно, мл/мин; dP/dL - градиент давления при заданном направлении фильтрации, атм/м. Абсолютная проницаемость модели в первом случае составила 37 мД, во втором случае - 140.1 мД.

На фиг. 3-6 для сравнения показаны ОФП по нефти и воде измеренных на кубических образцах и рассчитанных для колонки полноразмерного керна изучаемого интервала пласта. На фиг. 3 показаны ОФП по нефти измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна в направлении перпендикулярно исходному напластованию. На фиг. 4 показаны ОФП по воде измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна в направлении перпендикулярно исходному напластованию. На фиг. 5 показаны ОФП по нефти измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна в направлении параллельно исходному напластованию. На фиг. 6 показаны ОФП по воде измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна в направлении параллельно исходному напластованию.

Все ОФП приведены относительно абсолютной проницаемости образцов керна или колонки полноразмерного керна с учетом анизотропии этой проницаемости по направлениям.

Предлагаемый способ применим в лабораторных экспериментах по определению коэффициента вытеснения нефти/газа и относительных фазовых проницаемостей в режиме стационарной фильтрации насыщающих образцы горных пород флюидов в условиях приближенных к пластовым. Для контроля и измерения насыщенности в процессе эксперимента используется метод, основанный на поглощении гамма-квантов, энергия которых зависит от используемого источника (рентгеновские трубки с напряжением питания 8-150 кВ, радиоактивные изотопы).

Рассчитанные на основе измерений значения коэффициента вытеснения нефти/газа водой (Квыт) и ОФП могут быть использованы для проектирования и контроля разработки нефтяных залежей месторождений углеводородов.

Изобретение относится к средствам исследования фильтрационных свойств кавернозно-трещиноватых коллекторов. Сущность: проводят томографию колонки полноразмерных образцов керна изучаемого интервала пласта. Рассчитывают объемное распределение плотности в колонке. По плотности выделяют зоны, характерные для коллекторов. Из выделенных зон вырезают цилиндрические или кубические образцы. Для вырезанных образцов измеряют по двум или трем направлениям проницаемость, относительную фазовую проницаемость, коэффициент вытеснения нефти/газа, остаточную водонасыщенность. По объемному распределению плотности в колонке полноразмерного образца керна рассчитывают распределение пористости в его объеме. Создают гидродинамическую модель колонки керна изучаемого интервала пласта. С этой целью объем исследуемой колонки разбивают на ячейки. В каждой ячейке задают рассчитанные и измеренные значения пористости, плотности, проницаемости, относительной фазовой проницаемости, коэффициента вытеснения нефти/газа, остаточной водонасыщенности. На созданной гидродинамической модели имитируют процесс вытеснения нефти/газа водой или совместной фильтрации углеводородных флюидов и воды при их разных соотношениях в потоке и заданном режиме фильтрации. При этом на каждом режиме фильтрации фиксируют перепад давления, остаточную насыщенность нефтью/газом, расходы и вязкости фильтрующих флюидов. Рассчитывают фазовую проницаемость по воде и нефти/газу по заданному направлению, а также коэффициенты относительной фазовой проницаемости для нефти/газа и воды при различных соотношениях флюидов, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти/газа. Технический результат: увеличение достоверности и воспроизводимости определения фильтрационных свойств кавернозно-трещиноватых коллекторов. 6 ил., 7 табл.

Способ определения фильтрационных свойств кавернозно-трещиноватых коллекторов, характеризующийся тем, что проводят томографию колонки полноразмерных образцов керна изучаемого интервала пласта, по результатам которой рассчитывают объемное распределение плотности в колонке, и по плотности выделяют зоны, характерные для коллекторов, из выделенных зон вырезают цилиндрические или кубические образцы, для вырезанных образцов измеряют по двум или трем направлениям проницаемость, относительную фазовую проницаемость, коэффициент вытеснения нефти/газа, остаточную водонасыщенность, по объемному распределению плотности в колонке полноразмерного образца керна рассчитывают распределение пористости в его объеме, создают гидродинамическую модель колонки керна изучаемого интервала пласта, для чего объем исследуемой колонки разбивают на ячейки, в каждой ячейке задают рассчитанные и измеренные значения пористости, плотности, проницаемости, относительной фазовой проницаемости, коэффициента вытеснения нефти/газа, остаточной водонасыщенности, на созданной гидродинамической модели имитируют процесс вытеснения нефти/газа водой или совместной фильтрации углеводородных флюидов и воды при их разных соотношениях в потоке и заданном режиме фильтрации, при этом на каждом режиме фильтрации фиксируют перепад давления, остаточную насыщенность нефтью/газом, расходы и вязкости фильтрующих флюидов, рассчитывают фазовую проницаемость по воде и нефти/газу по заданному направлению, а также коэффициенты относительной фазовой проницаемости для нефти/газа и воды при различных соотношениях флюидов, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти/газа.