Диссертация (1173035), страница 13
Текст из файла (страница 13)
В результатебыли выделены три коллекторские зоны (Рисунок 3.4), связанные с концентрациейкомковатого заполнителя. Первая зона характеризуется самыми хорошими коллекторскими свойствами и представлена рыхлым комковатым заполнителем. Вторая зона является преобладающей в коллекторах D3fm, характеризуется средними90показателями пористости и проницаемости и представлена переходным типом.Третья зона характеризует ненасыщенную часть, с плохими коллекторскими свойствами и представлена по большей части строматопоровым каркасом.
Следует отметить, что керн неэкстрагированный и обладает некоторой влажностью, поэтомувеличины профильной газопроницаемости могут быть меньше, чем величины проницаемости, определенные по ГОСТ 26450.2-85.Газопроницаемостьлитотипов (неэкстрагированный керн):Относительная частота, %40строматопоровый каркас (n = 960)комковатый заполнитель плотный,переходный тип (n = 810)комковатый заполнительпористый (n = 400)30201000.11101001000Газопроницаемость, мДРисунок 3.4 – Результаты сопоставления профильной газопроницаемостиразличных литотипов пород отложений D3fm ТПП [по 18]Рассмотрим подробнее результаты определения смачиваемости и структурыпустотного пространства представительных образцов из разных нефтенасыщенных коллекторских зон.Образец №1 был отобран из нефтенасыщенной зоны, практически во всемобъеме сложен строматопорами, вследствие чего имеет низкие ФЕС. Исследовался без экстракции.
По данным ОСТ 39-180-85 обладает гидрофильной смачиваемостью, однако индекс Амотта-Харви для этого образца соответствуетнейтральной смачиваемости. По кривым капиллярного давления, полученным методом USBM (Рисунок 3.5, Таблица 3.1), можно заметить, что внедрение флюидовв образец затруднено при низких капиллярных давлениях (что объясняется низкими ФЕС).918Моделирование kвоВытеснение воды нефтьюВытеснение нефти водой45Капиллярное давление, 10 кПа620-2-4kп = 4.54%-32kпр = 0.13·10 мкм-6насыщенность(ГИС):нефть-85060708090100Водонасыщенность, %Рисунок 3.5 – Кривые капиллярного давления образца керна №1 в процессетеста USBM [по 18].
= 0,91, = −0.09, = 0.40Таблица 3.1 – Результаты определения смачиваемости методом USBMобразца керна №1.USBMмоделирование во ,105 кПа0.000.050.201.843.277.39в , %87.3979.1970.862.9760.1554.84 ,105 кПа0.000.050.200.570.821.843.275.137.39вытеснениедренированиев , %54.8456.3957.2758.1558.8159.2559.6959.9159.911в , %236.7259.9159.2558.8158.1557.4957.0556.1755.5155.0792.440.40Парциальная пористость, %920.0010.60.4Радиус пор и поровых каналов, мкм0.010.11101001000100000.6Спектры ЯМРИмидж-анализ шлифаРтутная порометрия0.40.200.0010.200.010.1110100Время релаксации Т2, мс100010000Рисунок 3.6 – Результаты комплексного исследования1314 структуры пустотного пространстваобразцакернаКп нас. = 3.6 %, Кп (ртутн.пором.).=1.64%, №1 [18]Работа,Кп шлиф = 1.24 %(Известняки биогермные строматопорово-полифитныес комковатым заполнителем (баундстоуны))затрачиваемаядля внедренияпустотноепространствоСихорейскоеместорождение, вскв.53Вобразца №1воды, существенно меньше работы, затрачиваемой при внедрении в образецнефти, что свидетельствуето гидрофильностиданногомкмобразца ( = 0.40).Радиуспор и поровых каналов,Парциальная пористость, %0.00120.010.11101001000100002Спектры ЯМРИмидж-анализ шлифаРтутная порометрияМикротомографияИмидж-анализ и фото шлифов выполнены К.
Ю. Оленовой, измерения методом ртутной порометрии выпол11нены А. Р. Анашкиным.14Светлой линией показан спектр ЯМР экстрагированного образца, полностью насыщенного водой, построенныйпо оси Т2. Темной линией изображен тот же спектр, но построенный по оси радиусов пор. Соотношение размерапор и времени релаксации для сдвига спектра (по сути, релаксационная активность поверхности) получено в результате совместной интерпретации данных ЯМР, имидж-анализа шлифов и микротомографии.1300.0010.010.1110100Время релаксации Т2, мс100001000093Парциальная пористость, %0.15Моделирование остаточной водонасыщенностиkп = 4.54%-32kпр = 0.13·10 мкм0.10насыщенность:нефть0.050.000.1110100100010000Время релаксации Т2, мс5Капиллярное давление, 10 кПа:0.00; kв = 87.39%1.84; kв = 62.97%0.05; kв = 79.19%3.27; kв = 60.15%0.20; kв = 70.80%7.39; kв = 54.84%Первоначальное насыщение: D2OПарциальная пористость, %0.15kп = 4.54%Вытеснение нефти водой-32kпр = 0.13·10 мкм0.10насыщенность:нефть0.050.000.1110100100010000Время релаксации Т2, мс5Капиллярное давление, 10 кПа:0.00; kв = 54.84%0.57; kв = 58.15%3.27; kв = 59.69%0.05; kв = 56.39%0.82; kв = 58.81%5.13; kв = 59.91%0.20; kв = 57.27%1.84; kв = 59.25%7.39; kв = 59.91%Парциальная пористость, %0.15Вытеснение воды нефтьюkп = 4.54%-32kпр = 0.13·10 мкм0.10насыщенность:нефть0.050.000.11105Капиллярное давление, 10 кПа:100100010000Время релаксации Т2, мс0.00; kв = 59.91%0.57; kв = 58.15%3.27; kв = 56.17%0.05; kв = 59.25%0.82; kв = 57.49%5.13; kв = 55.51%0.20; kв = 58.81%1.84; kв = 57.05%7.39; kв = 55.07%Рисунок 3.7 – ЯМР-визуализация изменения нефтенасыщенностиобразца керна №1 в процессе теста USBM [18].
Распределение цвета на«тепловых картах» отражает изменение амплитуды спектров ЯМР94Если обратить внимание на процессы перераспределения нефти в пустотномпространстве образца при повышении нефтенасыщенности, то можно заметитьрезкий рост амплитуды части спектра, соответствующей большим временам релаксации (Рисунок 3.7).
Указанный рост амплитуды свидетельствует об объемнойрелаксации нефти, находящейся в порах самого крупного размера, в то время каквода стремится занять мелкие поры и располагается в виде пленки по поверхностикрупных пор. Напомним, что в качестве водной фазы используется оксид дейтерия, который не регистрируется релаксометром. «Тепловые карты» (Рисунок 3.7)ЯМР представляют собой вид «сверху» на поверхность, образованную соответствующими группами спектров.В образце выделяется три типа пустотного пространства: межформенные ивнутриформенные поры, участки развития микропористости. Переходя от временных характеристик к метрическим (Рисунок 3.6), можно заключить, что в строматопоровом каркасе сильно гидрофильными являются микропоры, внутриформенные и межформенные поры с радиусами до 30 мкм. В порах, размером от 50 мкм,соответствующим межформенной пустотности, происходят динамические процессы при высоких оборотах центрифуги.Рассматриваемые далее образцы керна 2, 3, 4, относящиеся к коллектору,были выбраны целенаправленно с близкими значениями коэффициентов открытой пористости.Образец №2 был отобран из нефтенасыщенной зоны, практически во всемобъеме сложен комковато-водорослевым материалом, вследствие чего имеет высокие ФЕС.
Исследовался в состаренном состоянии. По данным ОСТ 39-180-85обладает гидрофобной смачиваемостью, индекс Амотта-Харви для этого образцатакже соответствует гидрофобной смачиваемости. Поровое пространство образца№2 представлено пятью типами пустотного пространства: межформенные поры,внутриформенные поры, участки развития микропористости, каверны и трещины.Максимум распределения пор по размерам приходится на крупные межформенные пустоты и каверны радиусом 160 мкм и более, имеющие высокую сообщаемость (Рисунок 3.8).
В порах данного размера происходят динамические процессыПарциальная пористость, %0.0010.60.010.11101001000100000.695АСпектры ЯМРИмидж-анализ шлифаРтутная порометрия0.4 поверхноуже при самых0.4низких скоростях центрифугирования. Гидрофобизациясти этих пор оказывает заметное влияние на объемы дренируемой нефти, а следо0.2 кривых капиллярного давления (Рисунок 3.9).вательно, и форму00.0010.200.010.11101001000Время релаксации Т2, мс10000Кп нас. = 3.6 %, Кп (ртутн. пором.).= 1.64%,Кп шлиф = 1.24 %(Известняки биогермные строматопорово-полифитныес комковатым заполнителем (баундстоуны))Сихорейское месторождение, скв.
53ВПарциальная пористость, %0.0012Радиус пор и поровых каналов, мкм0.010.111010010002Спектры ЯМРИмидж-анализ шлифаРтутная порометрияМикротомография100.0011000010.010.1110100Время релаксации Т2, мс1000010000Рисунок 3.8 – Результаты комплексного исследования1516 структуры пустотного пространства образца керна №2 [18]Image-анализ и фото шлифов выполнены К. Ю. Оленовой, измерения методом ртутной порометрии выполненыА. Р. Анашкиным, исследования методом микротомографии выполнены Д. В.
Коростом.16Светлой линией показан спектр ЯМР экстрагированного образца, полностью насыщенного водой, построенныйпо оси Т2. Темной линией изображен тот же спектр, но построенный по оси радиусов пор. Соотношение размерапор и времени релаксации для сдвига спектра (по сути, релаксационная активность поверхности) получено в результате совместной интерпретации данных ЯМР, имидж-анализа шлифов и микротомографии.15968Моделирование kвоВытеснение воды нефтьюВытеснение нефти водой45Капиллярное давление, 10 кПа620-2-4kп = 12.72%-3-82kпр = 146.04·10 мкм-6насыщенность(ГИС):нефть020406080100Водонасыщенность, %Рисунок 3.9 – Кривые капиллярного давления образца керна №2 в процессетеста USBM [18] = 0,04, = −0.50, = −0.46Таблица 3.2 – Результаты определения смачиваемости методом USBMобразца керна №2.USBMмоделирование во ,105 кПа0.001.383.277.39в , %97.1822.4514.8914.19 ,105 кПа0.000.050.200.570.821.843.277.39вытеснениедренированиев , %14.1922.0546.5757.2961.1867.7568.9969.961в , %2262.5269.9629.8822.1418.7515.9113.9513.8313.5992.27-0.4597Парциальная пористость, %1.00kп = 12.72%Моделирование остаточной водонасыщенности-30.752kпр = 146.04·10 мкмнасыщенность:нефть0.500.250.000.1110100100010000Время релаксации Т2, мс5Капиллярное давление, 10 кПа:0.00; kв = 97.18%7.39; kв = 14.19%1.38; kв = 22.45%Первоначальное насыщение: D2O3.27; kв = 14.89%Парциальная пористость, %1.00Вытеснение нефти водойkп = 12.72%-30.752kпр = 146.04·10 мкмнасыщенность:нефть0.500.250.000.11105Капиллярное давление, 10 кПа:100100010000Время релаксации Т2, мс0.00; kв = 14.19%0.57; kв = 57.29%3.27; kв = 68.99%0.05; kв = 22.05%0.82; kв = 61.18%7.39; kв = 69.96%0.20; kв = 46.57%1.84; kв = 67.75%Парциальная пористость, %1.00kп = 12.72%Вытеснение воды нефтью-30.752kпр = 146.04·10 мкмнасыщенность:нефть0.500.250.000.11105Капиллярное давление, 10 кПа:100100010000Время релаксации Т2, мс0.00; kв = 69.96%0.57; kв = 18.75%3.27; kв = 13.83%0.05; kв = 29.88%0.82; kв = 15.91%7.39; kв = 13.59%0.20; kв = 22.14%1.84; kв = 13.95%Рисунок 3.10 – ЯМР-визуализация изменения нефтенасыщенностиобразца керна №2 в процессе теста USBM [18].
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
