image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 1-2 2017

Добыча нефти и газа

01.1-2.2017 10:00 Определение коэффициента вытеснения нефти с использованием изучения структуры порового пространства методом капилляриметрии
Коэффициент вытеснения нефти водой – один из важнейших параметров, определяющих добычной потенциал объектов нефтедобычи. Недостоверная оценка данного параметра приводит к искажению коэффициентов извлечения и извлекаемых запасов углеводородов (УВ), а также технико-экономических показателей разработки отдельных объектов и месторождений. Предложен метод определения коэффициента вытеснения нефти водой на основе изучения структуры порового пространства образцов керна капилляриметрией, для чего на образцах керна соответствующего объекта должны быть проведены капилляриметрические исследования с помощью метода центрифугирования или полупроницаемой мембраны. Основной предпосылкой является то, что вклад в фильтрацию поровых каналов разного размера соответствует доле объема пор, в которых сосредоточены подвижные запасы нефти в микрообъеме пласта. На примере объектов Западной Сибири, расположенных в различных возрастных отложениях, показана удовлетворительная сходимость полученных результатов с результатами специальных потоковых экспериментов. Приведенные примеры свидетельствуют о возможности применения метода для контроля результатов потоковых исследований и как независимого, при условии достаточной выборки коллекции образцов керна по проницаемости при отсутствии на объекте прямых специальных лабораторных исследований.
Ключевые слова: коэффициент вытеснения нефти водой, капилляриметрические исследования, потоковые исследования, остаточная нефтенасыщенность, суммарная доля фильтрующих каналов, коэффициент микронеоднородности фильтрующих каналов.
Ссылка для цитирования: Балин В.П., Мохова Н.А., Синцов И.А., Остапчук Д.А. Определение коэффициента вытеснения нефти с использованием изучения структуры порового пространства методом капилляриметрии // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 1–2. С. 40–50.
Открыть PDF


В практике оценки коэффициента вытеснения нефти водой (Квыт.) и коэффициента остаточной нефтенасыщенности (Кон) нередки случаи противоречивости результатов, полученных в разное время различными исследователями. Так, по одному из нефтегазоКонденсатных месторождений Западной Сибири (месторождение Y, пласты группы БТ) при составлении технико-эКономического обоснования коэффициентов извлечения нефти (ТЭО КИН) на керне из 8 скважин было проведено 26 опытов по вытеснению нефти водой, в которых исследовано 129 образцов, имеющих следующие характеристики: пористость – 10,3–21 % (средняя – 14,4 %); проницаемость – 2–471 мД (средняя – 26,1 мД); начальная нефтенасыщенность – 41,8–79,3 % (средняя – 65,1 %). В результате проведенных опытов получены слишком оптимистические параметры вытеснения: средний Квыт. – 0,677 д.ед., средний Кон – 20 %. Авторы ТЭО КИН посчитали полученные результаты недостаточно обоснованными и воспользовались зависимостью остаточной нефтенасыщенности от начальной с учетом линейной скорости фильтрации для пластов группы Б месторождений Западной Сибири, имеющей вид 

Кон = (2,31 + 0,35 Кнн).V0,1,                       (1) 

где Кон – остаточная нефтенасыщенность, д.ед., Кнн – начальная нефтенасыщенность, д.ед., V – линейная скорость фильтрации, м/сут.

В результате параметр Кон был обоснован равным 33,5 %, а коэффициент вытеснения нефти водой – 0,519 д.ед.

Image_005.png
Рис. 1. Результаты специальных исследований керна месторождения Y, выполненные:
а) в 1990-х гг.; б) в 2012–2014 гг.

Fig. 1. Results of the special core analysis of the deposit Y, that performed:
a) in the 1990s; b) in 2012-2014

В 1995 г. дополнительно в этой же лаборатории было исследовано 30 образцов из скважины, не участвующей в первичных исследованиях. Пористость образцов составляла 11,5–16,5 % (средняя – 13,7 %), проницаемость – 2–90,7 мД (средняя – 21,8мД), начальная нефтенасыщенность – 49,9–72,8 % (средняя – 62,7 %). Полученные результаты экспериментов представлены на рис. 1а и характеризуются следующими средними параметрами вытеснения: Кон изменяется в диапазоне 15,4–29,7 % при среднем значении 22,9 %; Квыт. варьирует от 0,478 до 0,773 д.ед. при среднем значении 0,629 д.ед.

К сожалению, условия проведения опытов в соответствии с [1] (давление, скорость фильтрации, кратность промывки, характеристика флюидов) в ТЭО КИН не были представлены, поэтому судить о достоверности полученных результатов не представляется возможным, что и было отмечено экспертами Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ).

Экспертизой ГКЗ результаты исследований и вышеуказанная зависимость были отклонены, а коэффициенты извлечения нефти приняты экспертно.

Перед повторным представлением ТЭО КИН в ГКЗ компанией-недропользователем данным исследованиям уделено значительное внимание.

На остаточную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти водой дополнительно исследовано 217 образцов керна из трех скважин. Кроме того, на 28 образцах керна данных скважин проведены исследования относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в системе «нефть – вода». Таким образом, общее количество образцов составляет 245, что вполне достаточно для достоверного и надежного определения параметров вытеснения. Представлены полные данные по условиям экспериментов. Диапазон параметров исследуемого керна был значительно расширен: пористость – 10,3–21,9 % (средняя – 14,2 %), проницаемость – 0,3–310 мД (средняя – 25,1 мД), начальная нефтенасыщенность – 19,9–84,6 % (средняя – 68,3 %).

Результаты проведенных исследований существенно отличаются от тех, которые были получены в 1990-х гг.: Кон изменяется от 14 до 44,4 % (средний – 38,6 %), Квыт. – в пределах 0,296–0,546 д.ед. (средний – 0,434 д.ед.) (рис. 1б).

Для подтверждения правомерности полученных результатов авторы воспользовались экспериментальными данными, полученными другими исследователями на месторождениях-аналогах (рис. 1б). Исследования на объектах-аналогах показали хорошее согласование параметров вытеснения Квыт. и Кон и дали основания использовать приведенную зависимость, полученную в 2012–2014 гг., для обоснования КИН и проектирования разработки и отказаться от результатов ранее проведенных исследований.

Отсутствие объектов-аналогов затрудняет принятие решения в случае противоречивости полученных результатов и оценки их объективности.

Необходимость такой оценки в настоящее время диктуется новыми методическими рекомендациями по проектированию разработки, в которых обязательным является обоснование коэффициентов нефтеизвлечения.

Image_007.png
Рис. 2. Распределение поровых каналов по размерам и их участие в фильтрации

Fig. 2. The distribution of the pore channels by the size and their part in filtering

К числу специальных исследований керна относится изучение характеристик порового пространства методом капилляриметрии. Существуют различные способы получения капиллярной кривой, например центрифугирование.

Изучение структуры порового пространства играет значительную роль в прогнозировании распределения и поведения флюида в породе. Влияние структуры порового пространства на фильтрационные свойства пород-коллекторов обусловлено не только размерами пор, но и их взаимным расположением, удельным количеством тех или иных групп пор.

Связь между капиллярным давлением и структурой порового пространства является выражением поведения флюида в породе и определяется с учетом свойств породы и флюида по формуле Лапласа: 

Pк = 2σ•cosQ/Rк,                                   (2) 

где Pк – капиллярное давление, Па; σ – поверхностное натяжение на границе раздела фаз, н/м; Q – угол увлажнения, град.; Rк – радиус капилляра (поры), м.

С помощью центрифуги можно создавать различные давления на образец, меняя скорости вращения ротора, и таким образом вызвать отжатие воды из капилляров соответствующего размера.

На основании экспериментально получаемых зависимостей Pк = f(Sв) по формуле (2) рассчитываются функции распределения пор по размерам для каждого исследованного образца коллектора, определяется доля фильтрации поровых каналов в зависимости от их размера. Для примера на рис. 2 представлено распределение поровых каналов по размерам и их доля в фильтрации для одного из образцов пласта ЮВ1 Чистинного месторождения (пористость – 18,03 %, проницаемость – 40 мД).

Суммарная доля фильтрующих каналов в каждом образце разная и зависит в основном от принадлежности образца к тем или иным отложениям, внутри отложений – от принадлежности к той или иной фации, внутри фации – от пористости и проницаемости образца.

Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости образцов пласта ЮВ1 Чистинного месторождения, построенная по результатам исследования структуры порового пространства методом капилляриметрии, представлена на рис. 3. Для ее построения использованы данные, полученные на основе исследования 15 образцов керна.

В режиме вытеснения нефти агентом коэффициент нефтеотдачи для Конкретной системы разработки представляется произведением нескольких коэффициентов, где произведение первых двух коэффициентов определяет долю подвижных запасов нефти

 

Кон = Квыт Кохв.•Кзав.,                  (3)

 

где Квыт. – коэффициент вытеснения, д.ед.; Кохв. – коэффициент охвата пласта воздействием (коэффициент сетки), д.ед.; Кзав. – коэффициент заводнения, д.ед.

По сути, приведенная на рис. 3 зависимость определяет долю объема пор, в которых сосредоточена подвижная часть запасов нефти в микрообъеме пласта. В микрообъеме пласта, т. е. в образце породы, долю подвижных запасов определяет коэффициент вытеснения.

Из практики определения коэффициентов вытеснения нефти водой известно, что по многим объектам существует зависимость данного параметра от проницаемости: чем выше проницаемость, тем выше коэффициент вытеснения. Этот вывод касается Конкретных отложений и Конкретных фаций.

Image_015.png
Рис. 3. Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости образцов. Пласт ЮВ1 Чистинного месторождения

Fig. 3. The dependence of the total percentage of the filter channels, according to the permeability of the samples. Layer ЮВ1 of Chistinskoe deposit

Данная зависимость (рис. 3) представляет собой максимальный коэффициент вытеснения при Конкретной проницаемости образца, соответствующий его бесКонечной промывке. Поскольку доля пор разного размера в фильтрации существенно различается, для оценки истинного коэффициента вытеснения необходимо определить процент его снижения, т. е. неоднородность вклада в фильтрационный процесс пор различного размера.

На первой стадии для каждого образца находим средневзвешенную долю вклада в фильтрацию пор разного размера, используя информацию с
рис. 3, приведенную в табличную форму (табл. 1).

1_1.png                              (4)

 

где Di – средневзвешенный вклад в фильтрацию пор разного размера; fi – частость пор i-го размера, участвующих в фильтрации, %; di – доля в фильтрации пор i-го размера, %.

По исследуемому образцу средневзвешенный вклад в фильтрацию пор разного размера составит 29,5 %.

Параметр неоднородности вклада пор, участвующих в фильтрации, или процент снижения максимального коэффициента вытеснения нефти определим по формуле 

1_1_1.png,                              (5)

 

где W – коэффициент неоднородности фильтрующих каналов, д.ед. (%); Di – средневзвешенный вклад фильтрующих каналов в образце, %; n – количество образцов; Dср – средняя доля участия в фильтрации пор разного размера
Dср = ΣDi/n, %.

По итогам расчета получаем коэффициент микронеоднородности вклада пор, участвующих в фильтрации, или коэффициент снижения максимального объема пор, участвующих в фильтрации, или коэффициент снижения максимального коэффициента вытеснения.

Image_016.png
Рис. 4. Результаты определения Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований по объекту ЮВ1 Чистинного месторождения

Fig. 4. The results of determining Квыт. using capillarimetry and stream research facility ЮВ1 object of Chistinskoe deposit

В частности, для пласта ЮВ1 Чистинного месторождения этот коэффициент составляет 12 %. Процедура и результаты расчета представлены в табл. 2.

В результате получена зависимость коэффициента использования объема фильтрующих пор (коэффициента использования подвижных запасов) с учетом неоднородности вклада в фильтрацию (коэффициента вытеснения) от проницаемости (синие точки на рис. 4). На этот же график нанесены результаты потоковых исследований определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти водой (желтые точки). Результаты потоковых исследований по объекту ЮВ1 Чистинного месторождения представлены в табл. 3.

Различия в средней величине Квыт. объясняются различием средней проницаемости образцов при проведении капилляриметрических и потоковых исследований в 1,7 раза (табл. 2 и 3).

Image_017.png

а) а)                                                                                        б) b)

Рис. 5. Зависимости от проницаемости (пласт БС10 Западно-Асомкинского месторождения):

а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 5. Dependences of the permeability (Layer БС10 of West Asomkinskoe deposit) according to:

a) the total percentage of filter channels; b) Квыт. using capillarimetry and streaming investigations

Определяющими в данном случае являются проверка корректности оценки коэффициента вытеснения нефти водой при проведении потоковых исследований и возможность самостоятельного определения Квыт. независимым методом.

По данному объекту получены очень близкие корреляционные зависимости, которые можно использовать при оценке Квыт. как самостоятельно, так и в комплексе.

Покажем результаты определения Квыт. с использованием данных о структуре порового пространства, полученных методом капилляриметрии на других месторождениях и объектах Западной Сибири.

 

Пласт БС10 Западно-Асомкинского месторождения

В распоряжении авторов имеются результаты изучения структуры порового пространства по 8 образцам керна с диапазоном прониаемости от 6,8 до 559 мД.

Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости приведена на рис. 5а.

В результате расчета коэффициент, корректирующий долю объема подвижных запасов, равен 5,92 %. На эту величину была скорректирована зависимость, приведенная на рис. 5б (синие точки). На этом же рисунке показаны результаты потоковых исследований коэффициента вытеснения, которых было значительно больше (желтые точки).

Здесь наблюдается неплохое согласование полученных результатов с использованием метода капилляриметрии и потоковыми исследованиями.

Средняя проницаемость образцов при капилляриметрических исследованиях составляет 234 мД, при этом средний коэффициент вытеснения нефти – 0,578, средняя проницаемость выборки образцов при проведении потоковых исследований – 168,2 мД, при этом средний Квыт. – 0,559.

 

Пласт БВ8 Южно-Аганского месторождения

Капилляриметрические исследования проведены на 13 образцах керна, проницаемость которых изменяется от 59,2 до 646,7 мД при среднем значении 236,5 мД.

Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости приведена на рис. 6а и характеризуется существенно меньшим коэффициентом корреляции, чем зависимости по предыдущим объектам, – 0,707.

В результате расчета коэффициент неоднородности, корректирующий долю объема подвижных запасов, равен 25,0 %. На эту величину была скорректирована зависимость, приведенная на рис. 6б (синие точки).

Image_018.png

а) а)                                                                                       б) b)

Рис. 6. Зависимости от проницаемости (пласт БВ8 Южно-Аганского месторождения):

а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 6. Dependences of the permeability (Layer БВ8 of West Asomkinskoe deposit) according to:

a) the total percentage of filter channels; b) Квыт. using capillarimetry and streaming investigations


В распоряжении авторов имеются 5 образцов керна с результатами определения Квыт. в соответствии с действующим ОСТом (желтые точки на рис. 7б).

Использование результатов капилляриметрии и потоковых исследований в комплексе расширяет выборку по параметру проницаемости и увеличивает коэффициент корреляции с 0,71 до 0,79.

Пласт БВ8 Мегионского месторождения

Капилляриметрические исследования проведены на 14 образцах керна, проницаемость которых изменяется от 25,9 до 1528,3 мД при среднем значении 798,1 мД. По результатам исследований построена зависимость суммарной доли фильтрующих пор от проницаемости, имеющая достаточно высокий коэффициент корреляции – 0,888 (рис. 7а).

Обработка полученных данных капилляриметрии по вышеописанному методу дала поправочный коэффициент снижения доли фильтрующего порового объема – 7,9 %, что будет соответствовать коэффициенту вытеснения. Полученная зависимость представлена на рис. 7б (синие точки) – коэффициент корреляции 0,888. Результаты потоковых исследований коэффициента вытеснения представлены здесь же (46 образцов – желтые точки), коэффициент корреляции составляет 0,726.

Image_019.png

а) а)                                                                                     б) b)

Рис. 7. Зависимости от проницаемости (пласт БВ8 Мегионского месторождения):

а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 7. Dependences of the permeability (Layer БВ8 of Meginskoe deposit) according to:

a) the total percentage of filter channels; b) Квыт. using capillarimetry and streaming investigations


Следует отметить, что зависимости, полученные различными методами, в основном согласуются, а небольшое различие объясняется разными выборками образцов по проницаемости. Так, средняя проницаемость выборки образцов при капилляриметрических исследованиях составляла 798,1 мД, а при потоковых – 544,9 мД.

При средней проницаемости пласта БВ8 Мегионского месторождения 220 мД Квыт. при определении по результатам капилляриметрии составит 0,592, при определении по результатам потоковых исследований – 0,573, по обобщенной выборке – 0,577 (коэффициент корреляции – 0,763).

 

Пласт ЮВ1 Ново-Покурского месторождения

По данному пласту ситуация несколько иная. Проницаемость выборки образцов при капилляриметрических исследованиях составляла 1,12–10,5 мД при среднем значении 5,1 мД, а проницаемость выборки образцов при проведении потоковых исследований – 4,5–37,0 мД при среднем значении 16,3 мД.

Для построения зависимости суммарного фильтрующего порового объема от проницаемости использованы данные, полученные по исследованию 11 образцов (рис. 8а).

Image_020.png

а) а)                                                                                     б) b)

Рис. 8. Зависимости от проницаемости (пласт ЮВ1 Ново-Покурского месторождения):

а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 8. Dependences of the permeability (Layer ЮВ8 of Novo-Pokurskoe deposit) according to:

a) the total percentage of filter channels; b) Квыт. using capillarimetry and streaming investigations


Обработка полученных данных капилляриметрии по вышеописанному методу дала поправочный коэффициент снижения доли фильтрующего порового объема – 18,5 %, что будет соответствовать коэффициенту вытеснения. Полученная зависимость представлена на рис. 8б (синие точки), коэффициент корреляции – 0,83. Результаты потоковых исследований коэффициента вытеснения представлены здесь же (25 образцов – желтые точки), коэффициент корреляции составляет 0,825.

Как видно из рисунка, зависимости, полученные разными методами, имеют различный диапазон по проницаемости с небольшим перекрытием в области 6–10 мД.

В данном случае рекомендуется использовать обобщенную зависимость (рис. 9), коэффициент корреляции которой составляет 0,897, а диапазон проницаемости – 1,12–37 мД.

 Image_021.png

Рис. 9. Обобщенная зависимость Квыт. от проницаемости с учетом данных капилляриметрии и потоковых исследований. Пласт ЮВ1 Ново-Покурского месторождения

Fig. 9. Generalized dependence Квыт. according to the permeability taking into account the data of capillarimetry and streaming investigations. Layer ЮВ1 Novo-Pokurskoe deposit


Пласт ЮС1 Западно-Асомкинского месторождения

Диаметрально противоположная ситуация наблюдается на объекте ЮС1 Западно-Асомкинского месторождения.

Проницаемость выборки образцов при капилляриметрических исследованиях составляла 3,1–64 мД при среднем значении 23 мД, а проницаемость выборки достоверных образцов при проведении потоковых исследований – 4,4–18,6 мД при среднем значении 9,1 мД.

Image_022.png

а) а)                                                                             б) b)
Рис. 10. Зависимости от проницаемости (пласт ЮС1 Западно-Асомкинского месторождения):
а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 10. Dependences of the permeability (Layer ЮC1 of West Asomkinskoe deposit) according to:
a) the total percentage of filter channels; b) Квыт. using capillarimetry and streaming investigations


Для построения зависимости суммарного фильтрующего порового объема от проницаемости использованы данные 8 образцов (рис. 10а).

Обработка полученных данных капилляриметрии по вышеописанному методу дала поправочный коэффициент снижения доли суммарного фильтрующего порового объема – 15,6 %.

Достоверных данных по результатам потоковых исследований коэффициента вытеснения также немного – 12 образцов (рис. 10б). Зависимость имеет низкое корреляционное отношение – 0,509.

В данном случае целесообразно использовать обобщенную зависимость с объединением результатов определения Квыт. по капилляриметрии и потоковым исследованиям. Коэффициент корреляции обобщенной зависимости составляет 0,823.

 Image_023.png

а) а)                                                                            б) b)

Рис. 11. Зависимости от проницаемости (пласт ЮВ1 Северо-Ореховского месторождения):

а) суммарной доли фильтрующих каналов; б) Квыт. с использованием капилляриметрии и потоковых исследований

Fig. 11. Dependences of the permeability (Layer ЮВ1 of North Orehovskoe deposit) according to:

a) the total percentage of filter channels; b) Квыт. using capillarimetry and streaming investigations


Пласт ЮВ1 Северо-Ореховского месторождения

Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости представлена на рис. 11а по данным исследования 11 образцов керна и имеет высокое корреляционное отношение – 0,935.

Уточняющий данную зависимость коэффициент снижения (неоднородности) для перехода на коэффициент вытеснения составит 6,2 %.

Зависимость полученного коэффициента вытеснения от проницаемости по данным изучения структуры порового пространства представлена на рис. 11б (синие точки). На этом же рисунке представлена зависимость Квыт. = f(Кпр.) по данным потоковых исследований (18 определений – желтые точки) – коэффициент корреляции очень низкий и составляет 0,416.

Корреляционное отношение обобщенной зависимости составляет 0,599, поэтому для обоснования Квыт. по данному объекту необходимо привлечение аналогов [2] или же проведение дополнительных потоковых исследований в соответствии с вышеназванным ОСТом [1].

Рассмотренные примеры касаются объектов, принадлежащих различным продуктивным отложениям, и доказывают возможность оценки коэффициента вытеснения с помощью метода капилляриметрии – определения структуры порового пространства.

Вернемся к месторождению Y, проблемы по которому были изложены в начале статьи. В 2015 г. на керне одной из новых скважин данного месторождения были проведены капилляриметрические исследования и определен вклад в фильтрацию поровых каналов различного размера. Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости образцов представлена на рис. 12.

Обработка данных вклада в фильтрацию пор различного размера по вышеописанному методу позволила вычислить корректирующий коэффициент снижения коэффициента вытеснения с учетом микронеоднородности образцов керна – 10,5 %.

Image_024.png

Рис. 12. Зависимость суммарной доли фильтрующих каналов от проницаемости образцов. Пласты группы БТ месторождения Y

Fig. 12. The dependence of the total percentage of filter channels, according to the permeability of the samples. Layers of БТ group of Y deposit

С учетом данного коэффициента уточнена искомая зависимость (рис. 12), а откорректированные значения представлены на рис. 13 (синие точки). Результаты собственных потоковых исследований, включая результаты определения относительных фазовых проницаемостей в системе «нефть – вода», представлены здесь же (зеленые точки – зеленая линия тренда). Достаточно хорошее согласование получено в области низких значений проницаемости (1–20 мД), в области проницаемостей от 20 до 100 мД порометрические исследования дают несколько больший Квыт. по сравнению с потоковыми исследованиями, которые в большей степени согласуются с аналогом 2 (рис. 13). Вполне возможно, что данное различие связано с использованием данных капилляриметрии по одной скважине, т. е. на площади месторождения это одна точка. Необходимы дальнейшие исследования, объясняющие причины расхождения, например исследования смачиваемости породы образцов или переход от обобщенной зависимости к частным (пообъектным).

Смачиваемость является одним из основных факторов, регулирующих течение и распределение флюидов в пласте. Смачиваемость керна влияет на результаты почти всех видов анализа, включая капиллярное давление, относительную проницаемость, режим вытеснения нефти водой, электрические свойства.

Обобщенная корреляционная зависимость с использованием данных капилляриметрии и потоковых исследований (черная линия тренда без учета аналогов) описывается зависимостью, близкой к изображенной на рис. 1б.

Image_026.png 

Рис. 13. Обобщеная зависимость Квыт. от проницаемости по данным капилляриметрии и потокометрии

Fig. 13. Generalized dependence Квыт. according to the permeability taking into account the data of capillarimetry and streaming investigations


Выводы

Предлагаемый метод оценки коэффициента вытеснения нефти с использованием результатов изучения структуры порового пространства методом капилляриметрии может использоваться как для оценки достоверности результатов потоковых исследований, так и самостоятельно при условии достаточной выборки коллекции образцов по проницаемости при отсутствии на объекте прямых специальных лабораторных исследований.

Результаты оценки коэффициента вытеснения с использованием капилляриметрии могут служить в качестве дополнительных данных при анализе и обосновании параметров вытеснения.

Лучших результатов следует ожидать при изученности структуры порового пространства равномерно по площади и разрезу Конкретного объекта.


Таблица 1. Форма представления исходных данных на примере образца на рис. 3
Table 1. Form of the initial data on the sample in Fig. 3

Размер пор, мкм

Pore size, µm

<0,5

0,5–1,5

1,5–3,3

3,3–13,3

13,3–27,2

27,2

>83,4

Частость, %

Frequency, %

32,6

7,4

12,1

30,4

11,2

3,6

2,7

61,1

Вклад в фильтрацию, %

Contribution to the filtration, %

0

0,113

0,988

35,4

63,5

0

0

fi.di

0,8

11,9

1075,9

713,5

1802,1

 

 

Таблица 2. Результаты расчета коэффициента использования подвижных запасов (Квыт.)
Table 2. The calculation results of the coefficient of moving stocks usage (Квыт.)

Образец

The sample

Кпр, мД

The coefficient of permeability, mD

Суммарная доля вклада
в фильтрацию, %

The total percentage of contribution to the filtration, %

Средневзвешенный вклад пор, участвующих в фильтрации, %

The average contribution of pore, involved in the filtration, %

Коэффициент использования подвижных запасов, Квыт., д.ед.

The application coefficient of mobile reserves, Квыт, d. units

1

3,6

45,7

34,4

0,402

2

1,2

34

48,7

0,299

3

1,2

30,4

54

0,268

4

30

61,1

31,3

0,538

5

40

61,1

29,5

0,538

6

98,5

60,7

23,2

0,534

7

83

61,1

22,8

0,538

8

80

62,7

23,1

0,552

9

37

63,3

31,5

0,557

10

22

57,7

60

0,508

11

24

60,9

36,8

0,536

12

20

58

63

0,510

13

16

58,9

62,4

0,518

14

10

56,8

55,3

0,500

15

11

55,5

53,4

0,488

Среднее

The average value

31,8

55,2

41,96

0,486

 

 

Таблица 3. Результаты потоковых исследований коэффициента вытеснения по объекту ЮВ1 Чистинного месторождения

Table 3. The results of stream investgations of the displacement coefficient of ЮВ1 object of Chistinskoe deposit

Образец

The sample

Проницаемость, мД

The permeability, mD

Начальная нефтенасыщенность, д.ед.

The initial oil saturation, d. units

Остаточная нефтенасыщенность, д.ед.

The residual oil saturation, d. units

Коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед

Coefficient of oil displacement by water, d. units

1

21,79

0,635

0,24

0,622

2

197,18

0,802

0,272

0,661

3

5,6

0,557

0,272

0,512

4

93,87

0,737

0,328

0,555

5

16,21

0,657

0,318

0,516

6

95,3

0,614

0,299

0,513

7

80,4

0,716

0,268

0,626

8

58,01

0,724

0,257

0,644

9

30,04

0,693

0,325

0,531

10

56,73

0,725

0,317

0,563

11

62,6

0,724

0,319

0,558

12

16,2

0,657

0,394

0,4

13

10,9

0,614

0,369

0,399

14

80,4

0,716

0,341

0,524

15

10,2

0,674

0,425

0,37

16

30

0,665

0,407

0,389

Среднее

The average value

54,1

0,682

0,322

0,524



← Назад к списку


im - научные статьи.