Диссертация (1173035), страница 8
Текст из файла (страница 8)
В работах [112, 154]авторы провели математическое моделирование терригенного и карбонатногоколлектора, состоящего из сферических зерен размером порядка сотых долей миллиметра. Было установлено, что в гидрофильных породах нефть проявляет объемные свойства, при смешанной смачиваемости условия для поверхностной релаксации существуют только для легкой нефти, область которой находится вблизилинии нефти, высоковязкие нефти, а также нефти, находящиеся в порах радиусомменее 10 мкм, не реагируют на смачиваемость поверхности, индикатором типа которой является только изменение 2 для воды.Представляют практический интерес и двумерные карты, построенные понаборам других параметров, например, 1 − 2.
Подобные диаграммы использовались для определения насыщенности сланцев Green Shale [142, 159, 160]. Такжеприменяется трехмерный ЯМР, при этом результаты изображаются в пространстве 1−2 − , однако визуально данное построение трудночитаемо, поэтомучаще используют комплект проекций 2 − , 1 − , 1 − 2 [9].В [67] была показана возможность получения распределения угла смачиваемости поверхности пор по размерам пор (Рисунок 1.22, C) путем сопоставления52реальной и теоретической кривых капиллярного давления. Дополнительно необходимо знать распределение пористости по временам релаксации (парциальныйспектр 2) и газопроницаемость образца породы. Угол смачиваемости при этомрассчитывается из уравнения Лапласа.
Теоретическая кривая представляет собойзависимость капиллярного давления от водонасыщенности для того же образцагорной породы при идеальной гидрофильной смачиваемости (Рисунок 1.22, А).Тогда краевой угол смачиваемости , соответствующий группе пор размером ,из которых произошло вытеснение жидкости при капиллярном давлении, соответствующем насыщенности в, , можно рассчитать как [67]:2, = (),1,(1.23)где 2, и 1, – значения капиллярного давления по реальной и теоретическойкривым капиллярного давления, соответствующие одному и тому же значениюнасыщенности в, .Построение теоретической кривой капиллярного давления предлагается выполнить в рамках капиллярно-решеточной модели пористых сред [68] и уравненияЛапласа:−1в,1=∙ (∑ Δп + 6 ∑ Δп ) ;п=1{1,=(1.24)4=,где п – пористость, – коэффициент поверхностного натяжения смачивающейжидкости, – вероятность того, что размер капилляров в случайно выбраннойячейке будет удовлетворять условию < [67].53AРк1 – теоретическая зависимость, соответствующая идеальной смачиваемости2 – экспериментальная зависимость, соответствующая реальной смачиваемостиРк1i1Рк2i2kвikв1ВСРисунок 1.22 – Кривые капиллярного давления:схематическое изображение – А, для образца горной породы – В.Распределение косинуса краевого угла смачивания по размерам пор дляобразца горной породы – С [67]Для перехода от распределения пористости по временам релаксации к распределению по размерам пор, исходя из уравнения (1.17), необходимо знание величины релаксационной активности поверхности , которую предлагается рассчитать из следующего соотношения:(=пр2 )1.12 ∙ 2,ΔпΔп (2 2 )2√∑=1 ∑=1 [ 4∙∙]4 3 −22 + 222 32 −22(1.25)Работоспособность методики была проверена автором на образцах терригенных пород четырех месторождений Западной Сибири.541.4.Особенности изучения сложнопостроенных коллекторовСогласно [59] «сложнопостроенность» или «нетрадиционность» пород-кол-лекторов нефти и газа могут определяться различными особенностями их строения, в том числе структурными, текстурными, сложностью пустотного пространства, характеристиками насыщающих флюидов и так далее.
Авторы рассматривают сочетания различных факторов, приводящих к «сложнопостроенности».Здесь мы ограничимся рассмотрением двух типов сложнопостроенных пород-коллекторов»: пород со сложным вещественным составом на примере отложений баженовской свиты Западно-Сибирской НГП и пород со сложной структурой пустотного пространства на примере отложений D3fm ТПП.1.4.1.Породы со сложным вещественным составомПримером нетрадиционного коллектора со сложным вещественным составом могут служить породы баженовской свиты – крупной сланцевой формации,представленной практически по всей территории Западной Сибири. В общем случае отложения баженовской свиты представлены четырехкомпонентными породами, состоящими из кремнистых, карбонатных, глинистых и органических составляющих, смешанных в различных пропорциях [78].
Растворимая часть органического вещества (битумоид) при этом выполняет цементирующую роль, соединяя отдельные минеральные образования. При проведении лабораторных исследований применение экстракции органическими растворителями приводят кразрушению пород, вследствие растворения органического вещества, что являетсясерьезным ограничением. Интересным является факт, отмеченный в [48], что высушивание и экстракция меняет структуру пустотного пространства.
Результатыисследований методом ЯМР после отгонки углеводородов и воды в реторте показали заметно большие потери подвижного флюида, чем регистрируется ретортой.Этот эффект может быть связан с увеличением вязкости битума при дистилляции,то есть при термическом воздействии. На основании этого факта, автор делает вы-55вод, что процессы образования метаморфизованных «твердых растворов» углеводородов в отложениях баженовской свиты происходили в результате высокотемпературных гидротермальных воздействий [46].Поровая система пород баженовской свиты характеризуется межзерновой,межформенной и трещинной пористостью, а также микропористостью глин и пористостью, связанной с керогеном (внутрикерогеновой) [13].
При этом проницаемость, связанная в первую очередь с размером зерен и их упаковкой чрезвычайнонизка, и составляет величины порядка 10-9…10-5 мкм2 [92, 137]. Необходимо отметить, что размеры некоторых фильтрационных каналов могут быть сопоставимы с размерами углеводородных молекул. В таких масштабах при процессахфильтрации наблюдаются отклонения от закона Дарси и большее влияние начинают оказывать другие механизмы, например, диффузия [124].Пористость и распределение пор по размерам являются важнейшими параметрами, которые необходимы для расчета объема резервуара, а также для оценкипродуктивности.
В отложениях баженовской свиты эти измерения затруднены попричине наличия пор малого размера и присутствия органического вещества. Дляизмерения пористости привлекаются методы внедрения ртути и ЯМР в низких частотах (1 МГц), а также методы насыщения водой, керосином и гелиевой порометрии. В результате, возможно изучить влияние текстурных и матричных компонентов на пористость и распределение пор по размерам с учетом содержания и типаглины, а также общего органического углерода.
Все измерения пористости предоставляют некоторую информацию и дополняют друг друга. В породах с доминирующей пористостью в керогене метод гелиевой порометрии показывает низкуюкорреляцию с другими методами, поскольку время установления давления недостаточно длительно, чтобы измерить точную пористость. Однако при увеличениивремени экспозиции сходимость методов пропорционально растет. В мелкозернистых породах с высоким содержанием глины недоступность ртути к порам с размером менее 3,6 нм приводит к занижению пористости, в то время как поры в керогене доступны этой методике. Надежность величины пористости, определенной56методом жидкостенасыщения, зависит от доступности пор к насыщающей жидкости.
В результате пористость, определенная методом ЯМР, является наиболеепредставительной. Также наблюдается хорошая корреляция с результатами внедрения ртути. Геометрия пор и распределение пор по размерам доступны исследованиям методом РЭМ [107, 147].Проблема смачиваемости пород сланцевых формаций неоднократно рассматривалась в рамках месторождений Eagle Ford Shale (смешанная смачиваемость [146, 163]), Barnett Shale (все типы смачиваемости [117]), Bakken (гидрофобная и преимущественно гидрофобная смачиваемость [143, 157]), Marcellus Shale(гидрофильная смачиваемость [141, 163]) и других, в то время как для пород баженовской свиты РФ остается неизученным.
Учитывая общую сложность объектаи неприменимость большинства стандартных подходов к изучению кернового материала также необходима разработка методик и проведение комплексных исследований, включая исследования методом ЯМР.1.4.2.Породы со сложной структурой пустотного пространстваКарбонатные коллекторы, даже будучи мономинеральными разностями, характеризуются высокой степенью дифференцированности и неоднородностистроения пустотного пространства, обусловленной как особенностями процессаосадконакопления, так и вторичной преобразованностью: перекристаллизацией ивыщелачиванием.
Например, в коллекторах фаменских отложений верхнедевонской системы Центрально-Хорейверского поднятия пустотное пространство представлено сложнопостроенной фильтрационно-емкостной системой, в которой сочетаются участки развития микропористости, межформенные и внутриформенные поры, каверны и пустоты выщелачивания, дополненные развитой системойтрещин.В подобных объектах сильно выражен эффект масштаба, который проявляется в изменении измеренных петрофизических параметров породы в зависимостиот размера исследуемого образца.
В [34, 35] исследовалось влияние размеров образца на ФЕС, в результате было получено, то при переходе от исследований на57стандартных образцах (диаметром 30 мм) к полноразмерным (диаметром 65…100мм) наблюдается смещение максимума распределения значений открытой пористости от 7,56 до 8,07%, а газопроницаемости от 41,89 до 69,79 мД. При этом причиной эффекта масштаба при определении ФЕС является микро- и макроструктурная неоднородность пород, а также перколяция.
Более того, авторами подчеркивается, что адекватно оценить анизотропию ФЕС можно только на полноразмерных образцах.Наличие масштабного эффекта диктует многоуровневый подход к изучениюраспределения пор по размерам. Для максимально полной характеристики пустотного пространства необходимо поэтапно спускаться с макроуровня до микроуровня [94]. При этом совокупность таких методов как рентгеновская томографияполноразмерного керна, капилляриметрия, томография стандартных цилиндров,ЯМР, ртутная порометрия, исследования пород в шлифах и имидж-анализ, микротомография и РЭМ позволят преодолеть масштабный эффект и ограниченностьотдельных инструментов [87, 88].Касаемо смачиваемости карбонатных пород существует устойчивое мнениео преимущественной гидрофобности [32, 42, 84, 85], однако ситуация гораздоглубже и многограннее. Например, в [62] была продемонстрирована зависимостькоэффициентов гидрофобизации от распределения пор по размерам, рассчитанных по кривым капиллярного давления, полученных методом полупроницаемоймембраны для образцов Тэдинского месторождения.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
