«М.К. Иванов, Г.А. Калмыков, В.С. Белохин, Д.В. Корост, Р.А. Хамидуллин Петрофизические методы исследования кернового материала Учебное пособие В 2-х книгах Книга 2 Лабораторные методы петрофизических исследований ...»

Так, при воздействии 5% соляной кислотой при комнатной температуре в течение 24 часов ажурные листочки хлорита на зернах как бы «увяли» и поникли, образуя отдельные бугорочки с гладкой поверхностью (Рис. 15.2 б,в), что, несомненно, привело к уменьшению удельной поверхности стенок межзерновых пор и поровых каналов и толщины пленки связанной воды, что позволяет ожидать заметного приращения проницаемости коллектора.

Рис. 15.2 Образец №15, пласт АВ8: А) каемка крустификационного хлорита на песчинках, видны кристаллические грани регенерированного зерна кварца, Б) и В) крустификационный хлорит после воздействия 5% раствора соляной кислоты (увеличение 1000х и 4000х) На Рис. 15.3 представлен результат воздействия 10% соляной кислотой также в течение суток, но при близкой к пластовой температуре (80оС). В данном случае хлоритовая крустификационная каемка растворилась почти полностью, образовав на поверхности зерна гелеподобную трещиноватую массу.

По результатам анализов при обработке тех же образцов пород после воздействия 5% соляной кислотой в течение часа полученное приращение проницаемости песчаной породы составило 57,4 мД (до опыта - 328,9 мД, 386,3 мД - после).

Эти данные позволяют с большей долей вероятности прогнозировать возможный эффект вторичного увеличения фильтрационных способностей породколлекторов, содержащих новообразованный крустификационный хлорит, путем солянокислотной обработки призабойной зоны и повысить нефтеотдачу пластов в добывающих скважинах или их приемистость – в нагнетательных. Наиболее оптимальным вариантом при этом является случай неполного растворения чешуек хлорита, то есть тот, который получен при первом опыте (Рис. 15.2), приведший только к сглаживанию чешуйчатых наростов хлорита. При полном растворении хлоритового цемента до образования гелеподобного осадка и последующем его затвердевании с образованием трещин синерезиса не исключена возможность отрыва продуктов распада хлорита от зерен и загрязнения ими поровых каналов до полной закупорки.

Рис. 15.3 Крустификационный хлорит после обработки 10% соляной кислотой при t = 80°С Таким образом, для изучения процессов, идущих при разработке скважины, необходимо провести оценку изменения емкостно-фильтрационных свойств породы при переходе от нормальных к пластовым условиям, а также при изменении режима пласта (падение давления при разработке), провести работы по изучению воздействия буровых растворов, вод различной солености и различных солей, поверхностно-активных веществ на образцы пород для оценки воздействия на призабойную зону. Данная оценка позволит установить тип и соленость вод, оказывающих наименьшее влияние на структуру порового пространства коллектора, определить буровой раствор, минимизирующий образование глинистой корки и понижающий проницаемость коллектора.

Рассмотрим методики изучения изменения ФЕС при обработке соляной кислотой и воздействия на пласт техногенных жидкостей.

15.1 Обработка образцов разбавленной соляной кислотой Обработка происходит в несколько этапов. Основной целью воздействия на горную породу кислотой является определение изменения объема порового пространства и, как следствие, изменение открытой пористости образца.

На образце сначала определяется открытая пористость согласно ГОСТ 26450.1-85 (гл. 1). При определении пористости методом жидкостенасыщения используются образцы цилиндрической формы. В качестве насыщающей жидкости используется модель пластовой воды.

Далее образец отмывается от насыщающей жидкости и высушивается до постоянного веса в сушильном шкафу, после чего обрабатывается 8% соляной кислотой. Насыщение кислотой происходит под вакуумом в течение 2 часов аналогично насыщению моделью пластовой воды. После чего образцы опять промываются, высушиваются и насыщаются моделью пластовой воды для измерения конечной пористости. После просушки для них вновь определяется пористость.

15.2 Изменение фильтрационных свойств пород при обработке Образец керна диаметром 30 мм помещается в кернодержатель автоматизированной установки моделирования пластовых условий ПУМА-650 и герметизируется под ограничивающим давлением 300 атм. Создавется поровое давление в 50 атм.

Температура поднимается до уровня 80°С при постоянном ограничивающем давлении. Методика работы на установке ПУМА-650 изложена в главе 3.4.2.

Начинается фильтрация через образец модели пластовой воды с концентрацией NaCl 20 г/л в направлении добычи и продолжается с заданной постоянной скоростью до тех пор, пока объем просочившегося флюида не составит 500 мл или не стабилизируется перепад давления на образце керна. Затем через образец начинается фильтрация керосина в направлении добычи до тех пор, пока объем просочившегося флюида не составит 500 мл или не стабилизируется перепад давления на образце керна.

Вышеупомянутые процедуры фильтрации повторяются еще раз: начинается фильтрация модели пластовой воды с концентрацией NaCl 20 г/л через образец до тех пор, пока объем просочившегося флюида не составит 500 мл или не стабилизируется перепад давления на образце керна. Затем еще раз через образец повторяется фильтрация керосина с постоянной скоростью в направлении добычи до тех пор, пока не стабилизируется перепад давления, таким образом, получается постоянное значение проницаемости. В этот момент измеряется начальная проницаемость. Образец керна подвергается воздействию ПАВ или CaCl2 в течение 2 часов при перепаде давления 20 атмосфер в направлении закачки.

Затем начинается заключительный этап фильтрации керосина в направлении ведения добычи до тех пор, пока не достигнута та же скорость, при которой была измерена первоначальная проницаемость. Прокачка продолжается до тех пор, пока не стабилизируется перепад давления, а, следовательно, и проницаемость. В этот момент фиксируется конечная проницаемость. По соотношению начальной и конечной проницаемостей можно судить об изменении проницаемости после воздействия на образец ПАВ или CaCl2.

15.3 Изучение влияния различных типов буровых растворов на фильтрационные свойства терригенных пород в пластовых условиях Перед проведением измерений образцы экстрагируются, высушиваются, определяется коэффициент открытой пористости и абсолютной газопроницаемости, а также другие петрофизические параметры.

Эксперимент состоит из трех основных частей. Первая часть представляет собой «симуляцию» водо-углеводородной системы в образце. Ее суть заключается в стадийной фильтрации модели пластовой воды и неполярного «нефтезаменителя»

(керосин). Вторая часть заключается в прокачке изучаемого реагента через образец.

В ходе третьей части происходит повторная фильтрация керосином и оценка изменения фильтрационных свойств образца.

В ходе экспериментов определенно типичное «поведение» кривых проницаемости (подразумевается первая часть вышеописанного эксперимента) в зависимости от жидкости фильтрации. В целом ход кривой можно описать так (Рис. 15.4):

Рис. 15.4 «Типичный» ход кривых проницаемости в первой части эксперимента - Этап 1. Формируется кривая проницаемости по воде. Значение проницаемостьи по воде постепенно, но незначительно снижается, что связано с составом пластовой воды, содержащей различные катионы, которые вступают в реакцию обмена с катионами глин.

- Этап 2. Первоначально при фильтрации керосином отмечается резкое понижение проницаемости, что связано с вытеснением воды углеводородной жидкостью.

Затем проницаемость возрастает, но не превышает значение проницаемости по воде, что объясняется тем, что частички воды уже заняли некоторое пространство в капиллярах и на их стенках (за счет физико-химической связи) и не могут быть замещены неполярным растворителем.

- Этап 3. Повторная фильтрация воды приводит к значительному (примерно в 2 - 2,5 раза) понижению проницаемости. Данный эффект связан с тем, что более мелкие каналы и поры, не занятые водой на этапе 1, теперь заполнены керосином.

Кроме того, на поверхности более крупных поровых каналов, обеспечивающих фильтрацию, возможно образование заряженной водно-керосиновой эмульсии, которая занимает определенную часть площади фильтрации, а также значительно затрудняет скольжение частиц воды по поверхности пор (повышение силы трения за счет физико-химических сил на контакте сред).

- Этап 4. Характеризуется нормализацией проницаемости на уровне этапа за счет частичного разрушения вышеописанных пленок, а также того, что на неполярный керосин не воздействует заряженный слой (эмульсия или ДЭС) на поверхности пор.

В целом важно отметить, что подбор растворов для дополнительной обработки пласта должен иметь целенаправленный характер и быть не только ориентированным на определенный пласт или месторождение, но и соответствовать физикохимическим свойствам пород в каждой скважине с учетом фациальных изменений литологии пласта по латерали.

Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Постседиментационные изменения минералогии и фильтрационных свойств коллекторов нефти и газа Западной Сибири// Труды Зап.-СибНИГНИ. Вып. 35. Тюмень, 1970.

Приложение Перечень лабораторных работ, проводимых в рамках курса «Петрофизические методы исследования кернового материала»

1. Макроописание колонки керна 2. Содержание естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ) в недиспергированном (целом) образце керна 3. Профильные измерения концентраций ЕРЭ 4. Описание шлифов 5. Гранулометрия 6. Абсолютная проницаемость по газу. Поправка Клинкенберга 7. Минералогическая плотность (метод Мельчура) 8. Открытая пористость и объемная плотность жидкостенасыщением (моделью пластовой воды) методом Преображенского 9. Определение сопротивления 100% водонасыщенной породы 10. Определение интервального времени продольной волны 11. Определение водоудерживающей способности горных пород, основанное на вытеснении воды из их порового пространства методом центрифугирования 12. Определение сопротивления породы, насыщенной остаточной водой 13. Измерение содержания воды при различных давлениях (метод капилляриметрии) 14. Измерение фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации 15. Определение коэффициента вытеснения нефти водой 16. Обработка результатов измерений:

a. Расчет минералогической пористости b. Расчет интервального времени c. Построение связей КЕРН-ГИС: Кп = f(ПС) d. Построение связей между параметром пористости и пористостью e. Построение связей между параметром насыщенности и остаточной Петрофизические методы исследования кернового материала Лабораторные методы петрофизических исследований кернового материала Ордена «Знак Почета» издательство Московского университета, Отпечатано Бесплатно