Теоретичні та методичні основи обґрунтування флюїдонасичення порід-колекторів

З метою з'ясування причин відхилення вимірів залишкового водонасичення Кзв від проникності Кпр і встановленої між ними кореляційної залежності досліджено дві групи порід в турнейських відкладах Рудівського і Свиридівського родовищ ДДЗ: а) з близькими значеннями проникності, пористості і різним характером змочування поверхні порових каналів; б) з близькими значеннями проникності, пористості і з однаковою змочуваністю.

Особливістю досліджених порід із різною змочуваністю є те, що ККТ гідрофільних і гідрофобних зразків істотно відрізняються. Отже, ефективна і динамічна пористість порід значною мірою зумовлені структурою порового простору та змочуваністю поверхні порових каналів, що треба враховувати під час вивчення колекторів нафти і газу.

Досліджені пісковики мали різні змочуваність поверхні та типи цементу: карбонатний, ангідрит-карбонатно-глинистий, глинисто-кременисто-карбонатний, а також відрізнялися структурою порового простору, що загалом впливало на формування частки надкапілярних, капілярних і субкапілярних пор. Зразки з однаковою змочуваністю були гідрофільними, але відрізнялися за структурою порового простору. У кожному конкретному випадку визначального впливу набували ті чи інші якості породи, чим і пояснюється відхилення окремих показників залишкового водонасичення від середньостатистичної кореляції. Низьке водонасичення (20-25 %) пов'язується з гідрофобізацією поверхні окремих порових каналів і карбонатного цементу, просякнутого вуглеводнями, наявністю ізометричних пор розміром понад 100 мкм та відкритих тріщин, що підтверджується літологічним вивченням порід у шліфах. Високі значення водонасичення (80-90 %) зумовлюються особливостями структури порового середовища порід: низький вміст надкапілярних (6 %) і капілярних (6 %) пор та високий (88 %) субкапілярних пор, у яких фільтрація відсутня.

Виділення колекторів вуглеводнів та обґрунтування кондиційних значень їх фільтраційно-ємнісних параметрів. Розподілу порід на колектори і неколектори присвячена низка праць (В.І. Азаматов, 1973, І.М. Мухарінська, А.А. Лагутін, 1979, І.В. Леськів, В.М. Щерба, 1979, В.М. Бортніцька, 1985, Ю.С. Губанов, 1988, Ю.П. Ладика, 1988, Б.І. Тульбович, 1990, В.О. Федишин, 2003 та ін.). В них обґрунтування методичних засад базується переважно на аналізі результатів лабораторних досліджень кернового матеріалу в зіставленні з даними досліджень свердловин або навпаки, продуктивність свердловин порівнюється з ФЄВ керна.

Здобувачем запропоновані графічні залежності, за якими визначається рентабельний дебіт різноглибоких свердловин, що забезпечує можливість за рівнянням припливу вирахувати мінімальні значення Кпр або Кпрh (де h - ефективна товщина пласта) за умови відповідного перепаду тиску. За кореляційною залежністю між фазовою проникністю і відкритою пористістю, ефективною товщиною пласта, оптимальною депресією та дебітом будують відповідну номограму, яка дає змогу диференційовано прогнозувати кондиційну відкриту пористість залежно від геологічних, технологічних чинників та економічних показників.

Виконано експериментальні дослідження на зразках керна продуктивних горизонтів В-16, В-25-26 Котелевського газоконденсатного родовища ДДЗ. На основі встановлених корелятивів рекомендовані для виділення колекторів у розрізі такі кондиційні значення ємнісних параметрів: Кп=2,2 %, Кзв=68 %.

Колектори також виділялися на прикладі порід горизонту А-2 слов'янської світи і горизонту А-5 микитівської світи нижньопермських відкладів Чутівського газоконденсатного родовища ДДЗ. При цьому використовували експериментально отримані залежності фазової і відносної фазової проникності від водонасичення Кв.

У теригенних колекторах за умов водонасичення Кв=50-60 % проходить різка зміна фільтраційної здатності газу, а за Кв=70 % вона наближається до нуля. В карбонатних породах (вапняки, доломіти) за результатами визначення фільтраційно-ємнісних властивостей виділено два типи колекторів: кавернозно-поровий (висока пористість - 15-30 % і незначна проникність - 510 м2) і тріщинно-поровий (низька пористість - 6-11 % і нехарактерна для цієї пористості проникність 110 м2). Одержані дані підтверджуються також відношенням між ефективною і відкритою, динамічною і відкритою пористістю. Для теригенних порід вони вже здатні віддавати газ за відкритої пористості понад 5,2 %, тоді як для карбонатних коли вона перевищує 6,0 %. Кавернозно-поровий тип має дещо вищі кондиційні значення пористості - 10 %.

На основі експериментально отриманих результатів простежувалася зміна пористості зі зміною дебіту свердловин та ефективної товщини пластів. За залежностями між фазовою проникністю і відкритою пористістю та вказаними параметрами окремо для теригенних (порових) і карбонатних (кавернозно-порових) колекторів побудовані графіки, які дають можливість диференційовано обгрунтовувати кондиційні значення пористості з урахуванням геологічних (ефективна товщина пласта) та економічних (мінімальний рентабельний дебіт газу) показників за оптимальної депресії 10 МПа (рис. 1).

Згідно з одержаними здобувачем для Юліївського нафтогазоконденсатного родовища ДДЗ емпіричними залежностями породи набувають ознак колектора, коли значення проникності, відкритої пористості і залишкового водонасичення для відкладів серпуховського ярусу становлять відповідно 0,08110 м2, 7 % і 60 %; візейського 0,04510 м2, 3,8 % і 70 %. Гідродинамічні розрахунки та залежності між ефективною проникністю і відкритою пористістю вказують на те, що припливи газу на рівні 15-20 тис. м3/д можуть бути отримані з колекторів серпуховського ярусу за пористості 10 % і візейського ярусу - 6,9 %, якщо ефективна товщина становить 1 м, а депресія - 33 % від пластового тиску і забезпечено якісне розкриття пласта. За n-кратного збільшення ефективної товщини в n разів зростає дебіт свердловин. Запропоновані номограми дають змогу диференційовано підійти до обґрунтування кондицій колекторів.

Для вапняків чокрак-караганського віку Північнобулганацького газового родовища (Індоло-Кубанська НГО) із застосуванням розробленої методики кількісно визначені на мікрорівні параметри порового середовища з вмістом надкапілярних, капілярних і субкапілярних пор. Встановлено, що фазова проникність газу дорівнює нулю, якщо коефіцієнт газонасичення Кг=0,4. Вже при Кг=0,43 коефіцієнт вилучення газу г відмінний від нуля (0,095). Отже, кондиційне значення залишкового водонасичення, за яким породи можна розділяти на колектори і неколектори, становить близько 60 %. Породи з вмістом надкапілярних пор на рівні 6-8 % у пластових умовах під дією ефективного тиску переважно змикаються і стають нефільтрувальними, оскільки на частку субкапілярних пор припадає 62-67 %, які заповнені залишковою водою.

Фільтраційно-ємнісні й електричні властивості порід параметричної свердловини 400-Олімпійська (Причорноморсько-Кримська НГО) вивчені вперше, тому публікації з цього питання відсутні, крім досліджень за участю здобувача (П.М. Мельничук, М.Ю. Нестеренко, Є.В. Туркевич, І.Б. Губич, 2005). Оскільки в карбонатних колекторах зафіксовано прояви нафти та припливи нафти і води, оцінено потенційно можливі нафтовіддавальні властивості порід. З урахуванням частки надкапілярних, капілярних і субкапілярних пор матриці карбонатних порід для них обґрунтовано коефіцієнт витіснення нафти, який залежно від проникності порід і конфігурації ККТ змінюється в межах 0,450-0,704 (в середньому 0,577).

Для порід середньокембрійського віку Гіркаляйського нафтового родовища (Балтійська НО) на основі одержаних здобувачем кореляційних залежностей між фільтраційно-ємнісними властивостями встановлено, що вони набувають ознак колектора, коли відкрита пористість перевищує 3,8 %, фазова проникність 0,2310 м2, а залишкове водонасичення менше 52 % і слугують петрофізичною основою для виділення у розрізі колекторів. Результати досліджень також дають змогу прогнозувати потенційно можливі припливи нафти у свердловинах.

Фізичне моделювання процесу нафтовилучення

Дослідження фізико-хімічних явищ і процесів, які відбуваються в поровому середовищі, спрямовані на визначення фізичних властивостей і кількісних взаємовідношень між петрофізичними характеристиками порід-колекторів. Для цього виконують фізичне моделювання, яке за теорією подібності передбачає встановлення зв'язків між параметрами процесів і властивостями порід.

Методичні засади обґрунтування коефіцієнта витіснення нафти. Питанням експериментального визначення коефіцієнта витіснення нафти водою та іншими агентами присвячено чимало досліджень (Г.А. Бабалян, 1956, Ш.К. Гіматудінов, 1970, Ф.Ф. Крейг, 1974, Г.Б. Крічлоу, 1979, Б.І. Тульбович, 1979, 1990, Є.І. Ліскевич, В.Д. Михайлюк, В.Й. Шеленко, 1991 та ін.). Параметри моделей пластів вибирають з урахуванням умов подібності. При цьому не береться до уваги характер змочування поверхні порід, оскільки моделі пласта формуються лише за проникністю (ОСТ 39-195-86). Іноді при цьому використовують зразки, відібрані з відслонень, кар'єрів або виготовлені штучно. Такий методичний підхід може призвести до хибних результатів, оскільки моделювання пластів за фільтраційними властивостями ще не характеризує колектор за структурою порового простору і змочуваністю.

Об'єктом досліджень здобувача були зразки керна, відібрані з крейдових відкладів Лопушнянського (Передкарпатська НГО) і турнейських Личківського (Дніпровсько-Донецька ГНО) родовищ.

Модель пласта довжиною 0,48 м і діаметром 0,029 м, залишковим водонасиченням 32 % Лопушнянського родовища характеризувалася такими усередненими параметрами: пористість 13,6 %, проникність 59,910 м2. Умови досліду були максимально наближені до пластових. Виявлено, що основний об'єм нафти витісняється за безводний період 0,51. Подальше нагнітання води незначно змінює коефіцієнт витіснення нафти, який за кратності промивання 4,1 досягає 0,53, а у разі нескінченного нагнітання води - 0,55. Коефіцієнт нафтовилучення з урахуванням охоплення заводненням становитиме близько 0,34. Результати досліджень показали, що залежно від фільтраційних властивостей та характеру змочування порід за безводний період розробки з нижньокрейдових відкладів Лопушнянського родовища можна вилучити 53-57 % нафти, 22-30 % нафти перебуває у плівковому стані, 21 % становить адсорбована нафта (відносно нафтонасиченого об'єму пор).

Подібні експериментальні дослідження виконані на моделі пласта довжиною 0,31 м, діаметром 0,029 м і залишковим водонасиченням 21 % із середніми пористістю 9,6 % і проникністю 20,610 м2, зібраній із зразків порід горизонту Т-3 Личківського родовища ДДЗ. Коефіцієнт витіснення за безводний період становив 0,523, після 3-4-разового промивання порового простору моделі технічною водою досягав значення 0,683, а у разі нескінченного нагнітання води - 0,69. Коефіцієнт нафтовилучення для цього горизонту з урахуванням охоплення заводненням прогнозується на рівні 0,444.

Визначення коефіцієнта витіснення нафти за стандартною методикою (ОСТ 39-195-86) - трудомісткий і технічно складний процес. У зв'язку з цим здобувачем запропонований експресний метод, суть якого полягає у проведенні капіляриметричних досліджень у відцентровому полі. Метод апробований на зразках керна Юліївського (горизонти В-20-21, В-25-26), Лопушнянського (нижньокрейдові) і Гіркаляйського (середньокембрійські відклади) родовищ. Зіставлення результатів, одержаних експресним методом і на фільтраційній установці з моделюванням пластових термобаричних умов, показали, що відносна похибка, як правило, не перевищує 3 %. Перевагами запропонованої методики є також можливість диференційованого визначення коефіцієнта витіснення залежно від фільтраційно-ємнісних властивостей і змочуваності поверхні порід-колекторів.

Дослідження структури нафтонасичення порід. Диференціація нафтонасичення на залишкове (ЗН) і за ступенем рухливості нафти в породах-колекторах має важливе значення, оскільки від неї суттєво залежить ефективність підвищення нафтовилучення. Нагромаджено чималий досвід визначення ЗН методами фізичного та математичного моделювання, промислової геофізики, узагальнено значний обсяг досліджень керна (Н.Н. Міхайлов, 1992). Проте вони не дають можливості здійснити диференціацію нафтонасичення під час підрахунку запасів за даними геологорозвідувальних робіт.

Здобувачем теоретично обґрунтовано і запропоновано нову методику визначення структури нафтонасичення порід-колекторів (патент України 33113, ГСТУ 41-31-2002), яка враховує сили молекулярної взаємодії води і нафти з поровим середовищем. Методика передбачає детальне вивчення фільтраційно-ємнісних і поверхнево-активних властивостей на зразках керна, проведення капіляриметрії з одержанням кривих залежності водо- і нафтонасичення Кв, Кн від тиску витіснення р, диференціацію умов витіснення на кожному режимі, побудову диференційних кривих витіснення води, нафти при залишковій воді залежно від приведеного відносного початкового тиску витіснення . За характерними точками на диференційних кривих виконують поділ нафтонасичення Кн на зони, які враховують енергію зв'язку флюїда з поверхнею порового середовища.

Визначення структури нафтонасичення колекторів виконані на зразках керна горизонту В-22 Бугруватівського родовища Дніпровського-Донецької ГНО. За поверхнево-активними властивостями досліджені породи відносяться до чотирьох класів змочуваності - нейтральні, гідрофільні, гідрофобні та гетерогенні. При цьому проникність їх змінювалася від 0,04·10 м2 до 66,9·10 м2, а відкрита пористість від 3,9 до 17,2 %. Залежно від вищезгаданих параметрів для горизонту В-22 встановлено, що 41-62 % нафти знаходиться у вільному; 11-32 % - у плівковому, а 9-33 % - в адсорбованому стані (відносно загального об'єму пор).

Для горизонтів В-20-21, В-25-26 Юліївського родовища ДДЗ із застосуванням розробленої автором методики (ГСТУ 41-31-2002) встановлено такі кількісні співвідношення структури нафтонасичення колекторів: нафта у вільному стані 23-45 %, у плівковому - 28-30 %, в адсорбованому - 10-22 % (відносно загального об'єму пор).

З метою вивчення зміни ЗН порід-колекторів залежно від умов витіснення здобувачем виконано експериментальні дослідження із застосуванням нових композицій - реагента-емульгатора “Емір” та реагента-блокатора “Емір-Б” (І.Б. Губич, 2004) на пісковиках нижньокрейдових відкладів Лопушнянського нафтового родовища (Передкарпатська НГО), які характеризуються пористістю 13,5 % і проникністю близько 1510 м2. Встановлено, що після блокування надкапілярних пор коефіцієнт витіснення залежно від градієнта тиску (1-6,6 МПа/м) змінюється від 0,51 до 0,82, що підтверджує вилучення плівкової нафти, яка зосереджена в капілярних порах радіусом менше 10 мкм. Таким чином, нафту у плівковому стані слід розглядати як потенційний резерв підвищення нафтовилучення за відповідних фільтраційних властивостей порід, їх змочуваності і градієнта тиску витіснення із застосуванням відповідних технологій.

За порометричними дослідженнями методом центрифугування в поровому просторі верхньоюрських карбонатних колекторів Лопушнянського родовища вміст надкапілярних пор становить 7-12 %, а субкапілярних (нефільтрувальних) - переважно 16-18 %. Незважаючи на відносно високу пористість (12,4 %), вміст нефільтрувальних пор в окремих випадках досягає 44 %, що загалом зумовлює погіршення фільтраційних властивостей порід.

У породах із залишковим водонасиченням 22-29 % об'єм вільної нафти становить 31-50 %, плівкової - 16-33 %, адсорбованої - 6-9 %. Коли залишкове водонасичення наближається до 50 %, вільна нафта займає лише 9 %, плівкова - 26 %, адсорбована - 15 %. Наведений аналітичний матеріал характеризує матрицю, тобто міжтріщинні блоки порід-колекторів, що є джерелом живлення потоку нафти через тріщини до вибою свердловини.

На прикладі колекторів середньокембрійського віку Гіркаляйського родовища (Балтійська НО) розроблена петрофізична основа диференціації нафтонасичення за ступенем взаємодії нафти з поровим середовищем (відносно загального об'єму пор), яка враховує фільтраційно-ємнісні та електричні (параметр вологості - добуток параметра пористості на параметр насичення РпРн) властивості порід (рис. 2).

Встановлено, що в середньому відносно ефективного об'єму пор 37 % нафти перебуває у вільному, 37 % - у плівковому і 26 % - в адсорбованому стані; це відповідає середньому значенню пористості порід 8,2 %, фазовій проникності 2,610 м2 і залишковому водонасиченню 24 %. З експериментальних визначень коефіцієнта витіснення нафти пластовою водою обґрунтовано коефіцієнт нафтовилучення на рівні 0,47.

Дослідження на порово-тріщинній моделі пласта, сформованій з порід середньокембрійського віку Шюпаряйського родовища (Балтійська НО) показали, що зниження пластового тиску під час розроблення покладу слабо впливатиме на зміну ефективної проникності для нафти. В такого типу колекторах фільтрація відбувається переважно через тріщини, а з порового простору витісняється лише нафта, яка знаходиться у вільному стані. Збільшення промивання пор водою не приводить до відчутного нарощування об'єму вилученої нафти. Коефіцієнт витіснення нафти водою за безводний період становив 0,4, за кратності промивання ефективних пор моделі 0,79 він дорівнював 0,44, а за 6-разового промивання збільшився несуттєво (до 0,49). Коефіцієнт нафтовилучення прогнозується на рівні 0,29.

У разі водонасичення моделі пласта на рівні 52-54 % фазова проникність нафти практично дорівнює нулю, а пластової води у діапазоні водонасичення 35-60 % зменшується на 2-3 порядки. Нафтонасичення порід-колекторів змінюється від 74 до 81 %. Структура нафтонасичення розподіляється відносно загального об'єму пор так: нафта у вільному стані - 27-51 %, плівкова - 24-31 %, адсорбована - 6-18 %.

Прогнозування потенційної продуктивності колекторів. Проникнення глинистого розчину спричиняє зміну колекторських властивостей порід у присвердловинній зоні пласта. Для прогнозування потенційних припливів нафти і газу із порід з низькими ФЄВ практичний інтерес викликає дослідження впливу депресії і розмірів зони проникнення на час її розформування. У зв'язку з цим здобувачем узагальнені результати визначення тиску прориву рпр залежно від коефіцієнта екранування 1/Кпр для низькопроникних колекторів різного літологічного складу, графіки залежностей описуються рівняннями регресії типу: рпр=f(1/Кпр)n .

Для визначення тиску і часу прориву газу через водонасичені породи з низькими ФЄВ здобувачем виконані експериментальні дослідження на зразках керна горизонту Т-3 Руденківського родовища ДДЗ в умовах, що моделюють пластові. Виділено два режими: перший відповідає значенням проникності в межах (0,1-0,7)10 м2 і пористості понад 5 %, другий - проникності менше 0,110 м2 і пористості менше 5 %. На підставі зіставлення експериментально одержаного часу прориву газу через водонасичені породи з теоретичним, здобувачем запропоновано номограму часу розформування зони проникнення залежно від її радіуса і депресії на пласт для умов глибокозалягаючих теригенних колекторів родовищ ДДЗ. Дослідження дали змогу спрогнозувати потенційно можливі припливи газу із порід з низькими ФЄВ, а також оцінити об'єктивність випробування “сухих” об'єктів і виділення колекторів у розрізі. Пласти ефективною товщиною понад 5 м з фазовою проникністю 0,110 м2 та пористістю 5-7 % за умови їх якісного розкриття залежно від депресії (10-50 МПа) здатні забезпечити припливи газу на рівні 10-30 тис. м3/д за часу стояння на припливі у процесі випробування свердловин 2-3 доби.

Подібний методичний підхід застосований здобувачем у прогнозуванні припливів нафти з пісковиків середньокембрійського віку Балтійської НО (на прикладі Шюпаряйського родовища). З урахуванням матричної проникності 2,310 м2 і тріщинної - 30,510 м2 за депресії 6,4 МПа розраховано, що кожний метр ефективної товщини пласта здатний забезпечити припливи нафти з матриці близько 4 м3/д, з тріщинної складової - 19 м3/д.

Висновки

У дисертаційній роботі на основі виконаних досліджень структурних особливостей порового середовища, капілярних явищ, теоретичного і фізичного моделювання процесу витіснення флюїдів вирішено актуальну наукову проблему нафтогазопромислової геології - обґрунтування флюїдонасичення та максимально можливої величини нафтовилучення з порід-колекторів, що мають низькі фільтраційно-ємнісні властивості (ФЄВ).

Отримано такі основні результати:

1. Залишкове водонасичення порід-колекторів (ГСТУ 41-00032626-00-025-2000) значною мірою зумовлюється часткою субкапілярних пор у структурі їх порового простору.

2. Оцінка змочуваності порід-колекторів (патент України 15470, ГСТУ 41-32-2002) за параметрами процесу витіснення незмішуваних рідин з порового середовища дає змогу класифікувати породи на гідрофільні, гідрофобні, з нейтральною і гетерогенною змочуваністю.

3. На підставі проведених досліджень керна з продуктивних відкладів різних нафтогазоносних областей вперше експериментально підтверджена гетерогенна змочуваність порід-колекторів. Встановлено, що найбільш виразно молекулярно-поверхневі ефекти проявляються у породах з проникністю менше 110-15 м2.

4. Розроблено методику визначення капілярного тиску в поровому середовищі (патент України 14912) за рівнянням Лапласа, в якому крайовий кут змочування розраховується за результатами інтерпретації кривих залежності водо- та гасонасичення від тиску витіснення.

5. Результати експериментальних досліджень на капілярах різної форми не підтвердили тотожність між електричною і гідродинамічною звивистістю порових каналів. Тому в розвитку модельних уявлень про структуру порового середовища слід відмовитися від використання цих параметрів.

6. Запропоновано методику кількісної оцінки структурних параметрів порового середовища за характерними ділянками кривих капілярного тиску, за якою визначається частка надкапілярних, капілярних і субкапілярних пор. Їх співвідношення значною мірою зумовлює характер насичення порід-колекторів пластовими флюїдами.

7. Визначення ємнісних властивостей низькопроникних порід методом І.А. Преображенського з використанням води призводить до заниження відкритої пористості на 0,51,5 % абсолютних, а залишкового водонасичення до завищення в 1,4 разу, що зумовлено проявом поверхневих сил під час насичення порових каналів. Врахування ступеня недонасичення таких порід підвищує достовірність оцінки їх ємнісних параметрів.

8. За кореляційними залежностями між фільтраційно-ємнісними властивостями порід-колекторів та продуктивністю обґрунтовано кондиційні величини відкритої пористості та нафтогазонасичення, які забезпечують отримання рентабельного дебіту .

9. Диференціювання нафти в породах-колекторах за ступенем її рухливості (патент України 33113, ГСТУ 41-31-2002) здійснюється за параметрами її витіснення з врахуванням гідродинамічних і капілярних сил. Це дає можливість аргументувати видобувні запаси родовищ нафти.

Список опублікованих праць за темою дисертації

1. Вивчення на мікрорівні структурних параметрів порового середовища / М.Ю. Нестеренко, Г.П. Боднарчук, А.А. Хома, Є.В. Туркевич // Науковий вісник Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу. - 2004. - № 3(9). - С. 8-15. (Особистий внесок - запропоновано методику вивчення структурних параметрів з диференціацією порових каналів на надкапілярні (проточні), капілярні і субкапілярні, дано наукове пояснення відхилення окремих значень ємнісних параметрів від стандартних кореляційних залежностей).

2. Визначення поверхневої активності порід-колекторів шляхом витіснення незмішуваних рідин / В.О. Федишин, М.Ю. Нестеренко, М.М. Багнюк, Ю.І. Петраш // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2000. - № 2. - С. 104-108. (Особистий внесок - сформульовані загальні вимоги до класифікації порід-колекторів на гідрофільні, гідрофобні, з нейтральною і гетерогенною змочуваністю).

3. Вплив структури порового середовища і характеру змочування ефективних пор на особливості капілярного витіснення незмішуваних рідин / М.Ю. Нестеренко, В.В. Олійник, Г.П. Боднарчук, Ю.І. Петраш, А.А. Хома // Нафт. і газов. пром-сть. - 2004. - № 1(213). - С. 16-22. (Особистий внесок - вивчено вплив особливостей структури порового простору і змочування ефективних порових каналів на капілярне витіснення полярних рідин із порід-колекторів різної змочуваності).

4. Граничні і кондиційні значення фільтраційно-ємнісних параметрів колекторів Котелівського родовища / М.Ю. Нестеренко, В.В. Олійник, Ю.І. Петраш, Г.П. Боднарчук // Мінеральні ресурси України. - 2000. - № 3. - С. 25-27. (Особистий внесок - виділено критерії обґрунтування граничних значень пористості, проникності і газонасичення порід, встановлено кореляційні зв'язки між петрофізичними параметрами).

5. ГСТУ 41-31-2002 Визначення параметрів структури нафтонасичення порід-колекторів методом центрифугування зразків / М.Ю. Нестеренко, М.М.Багнюк, Ю.І. Петраш, Г.П. Боднарчук, В.Б. Заланський. - К.: Мінекоресурсів України, 2002. - 20 с. (Особистий внесок - розроблена методика кількісного визначення нафти у вільному, плівковому і адсорбованому стані, викладені вимоги до виконання досліджень, їх інтерпретації та оформлення).

6. ГСТУ 41-32-2002 Визначення змочуваності порід-колекторів методом центрифугування зразків / М.Ю. Нестеренко, Ю.І. Петраш, Г.П. Боднарчук, А.А. Хома, В.Б. Заланський. - К.: Мінекоресурсів України, 2002. - 17 с. (Особистий внесок - розроблена методика класифікації порід за змочуваністю порової поверхні, обгрунтовані вимоги до виконання досліджень і оброблення результатів).

7. ГСТУ 41-00032626-00-025-2000 Коефіцієнт залишкового водонасичення гірських порід. Методика виконання вимірювань методом центрифугування зразків / М.Ю. Нестеренко, М.М. Багнюк, Д.М. Євдокимов, В.С. Семінський, Ю.І. Петраш, Г.П. Боднарчук, В.П. Сенцюк. - К.: Мінекоресурсів України, 2001. - 19 с. (Особистий внесок - обгрунтована і впроваджена у практиці лабораторних досліджень методика визначення залишкового водонасичення порід-колекторів, у тому числі низькопроникних).

8. Іванов В.В., Нестеренко М.Ю., Лесюк І.Т. Експериментальне обґрунтування визначення залишкового водонасичення непрямими методами // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2004. - № 1. - С. 94-101. (Особистий внесок - проаналізовані питання визначення залишкового водонасичення різними методами).

9. Методика визначення коефіцієнта залишкового водонасичення порід-колекторів / М.Ю. Нестеренко, Ю.І. Петраш, Г.П. Боднарчук, В.Б. Заланський, А.А. Хома // Мінеральні ресурси України. - 2002. - № 3. - С. 24-27. (Особистий внесок - обгрунтовані теоретичні основи визначення залишкового водонасичення низькопроникних порід-колекторів методом центрифугування).

10. Методичні аспекти визначення залишкового водонасичення за кривими кінетики капілярного всмоктування води пористим середовищем / М.Ю. Нестеренко, А.А. Хома, Ю.І. Петраш, Г.П. Боднарчук, В.Б. Заланський // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2002. - № 3. - С. 93-99. (Особистий внесок - виконано інтерпретацію визначень залишкового водонасичення порід різними методами, обґрунтовано виділення різних типів пластової води - вільної, плівкової і тупикових пор, гігроскопічної).

11. Нестеренко М.Ю., Губанов Ю.С., Ципенюк Т.М. Вплив геолого-фізичних факторів на значення залишкового водонасичення порід-колекторів нафти і газу // Там же. - 1993. - № 1. - С. 60-69. (Особистий внесок - узагальнені результати експериментальних досліджень з визначення залишкового водонасичення порід, проаналізовано фактори, які впливають на цей параметр).

12. Нестеренко М.Ю. Особливості фільтраційних процесів у низькопористих теригенних колекторах // Мінеральні ресурси України. - 1996. - № 3. - С. 40-41.

13. Нестеренко М.Ю. Структура нафтонасичення колекторів нижньої крейди Лопушнянського родовища // Там же. - 1996. - № 4. - С. 30-31.

14. Нестеренко М.Ю. Вплив змочуваності на петрофізичні властивості і нафтовилучення теригенних колекторів // Там же. - 1999. - № 2. - С. 40-42.

15. Нестеренко М.Ю., Олійник В.В. Петрофізичні властивості і нафтовіддача теригенних колекторів Лопушнянського родовища // Геологія і геохімія горючих копалин. - 1999. - № 3. - С. 94-96. (Особистий внесок - встановлено кореляційні зв'язки між електричними і ємнісними властивостями порід, обґрунтовано коефіцієнт нафтовилучення в умовах заводнення).

16. Нестеренко М.Ю., Петраш Ю.І. Експрес-метод визначення коефіцієнта витіснення нафти водою // Мінеральні ресурси України. - 2001. - № 2. - С. 35-36. (Особистий внесок - запропоновано експрес-метод визначення коефіцієнта витіснення нафти водою проведенням капіляриметричних досліджень на одиничних зразках у відцентровому полі, зіставлені одержані результати з визначенням цього параметра на моделях пласта).

17. Нестеренко М.Ю. Проблемні питання методичного забезпечення лабораторних робіт з визначення параметрів порід-колекторів // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2001. - № 4. - С. 92-97.

18. Нестеренко М.Ю. Експериментальні дослідження з визначення коефіцієнта витіснення нафти технічною водою на моделях пластів Лопушнянського і Личківського родовищ // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2003. - № 4. - С. 45-48.

19. Нестеренко М.Ю., Мельничук П.М. Колекторські властивості порід міоцену Північнобулганацького газового родовища // Там же. - 2004. - № 1. - С. 56-67. (Особистий внесок - обгрунтовані результати петрофізичних досліджень карбонатних колекторів міоцену, простежено зміну коефіцієнта вилучення газу залежно від газонасичення за умов низького винесення кернового матеріалу).

20. Нестеренко М.Ю., Петраш Ю.І. Петрофізичне обґрунтування ефективного вилучення нафти з порід-колекторів // Нафт. і газов. пром-сть. - 2004. - № 3. - С. 9-11. (Особистий внесок - створена петрофізична основа диференціації нафти за ступенем її рухливості в поровому середовищі).

21. Нестеренко М.Ю. Аномальні петрофізичні властивості слабопроникних порід // Мінеральні ресурси України. - 2004. - № 3. - С. 26-27.

22. Нестеренко М.Ю., Мацуляк О.Г., Граб О.І. Геологічна будова і нафтоносність колекторів Лопушнянського родовища // Нафт. і газов. пром-сть. - 2004. - № 6. - С. 18-21. (Особистий внесок - узагальнені результати вивчення колекторських властивостей і нафтовилучення порід нижньої крейди).

23. Нестеренко М.Ю., Хома А.А., Боднарчук Г.П. Вплив капілярних і гідродинамічних сил на ефективність вилучення вуглеводнів // Нафт. і газов. пром-сть. - 2005. - № 1. - С. 23-34. (Особистий внесок - досліджено на мікрорівні процес вилучення нафти з надкапілярних (проточних) і неоднорідних пор; встановлено, що за несприятливого співвідношення гідродинамічних і капілярних сил формуються застійні зони, не охоплені заводненням).

24. Особливості літолого-фізичних властивостей колекторів нижньої крейди Лопушнянського родовища / М.Ю. Нестеренко, В.В. Олійник, Ю.І. Петраш, Г.П. Боднарчук, А.А. Хома, В.Б. Заланський // Науковий вісник Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу. - 2002. - № 3. - С. 24-32. (Особистий внесок - установлено петрофізичні залежності, вивчено вплив ефективного тиску на проникність порід).

25. Особливості фізичного моделювання розробки Шюпаряйського нафтового родовища / М.Ю. Нестеренко, Ю.І. Петраш, А.А. Хома, В.Б. Заланський, Г.П. Боднарчук // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2003. - № 3. - С. 51-58. (Особистий внесок - оцінено вплив капілярних і гідродинамічних сил на радіус дренування, зроблена прогнозна оцінка можливих припливів нафти з порової та тріщинної складових ємності колекторів середнього кембрію).

26. Пат. 3995 Україна, МПК Е 21В 47/10. Спосіб визначення залишкової водонасиченості гірських порід / Ю.С. Губанов, М.Ю. Нестеренко, Є.Й. Сказко (Україна); УкрДГРІ. № 4871519/03; Заявл. 08.10.90; Опубл. 27.12.94; Бюл. № 6-1. - 5 с. (Особистий внесок - запропоновано здійснювати холодне екстрагування зразків в низькомолекулярній вуглеводневій рідині і порівнювати питомий електричний опір моделі пласта з питомим електричним опором порід продуктивного пласта за даними ГДС).

27. Пат. 2927 Україна, МПК G 01N 15/08. Пристрій для визначення пористості і флюїдонасиченості зразків гірських порід / Ю.С. Губанов, М.Ю. Нестеренко, Ю.П. Ладика (Україна); УкрДГРІ. № 4925152; Заявл. 04.04.91; Опубл. 26.12.94; Бюл. № 5-1. - 6 с. (Особистий внесок - запропонована конструкція кернотримача для петрофізичних досліджень порід-колекторів, яка значно розширює його функціональні можливості).

28. Пат. 14912 Україна, МПК G 01N 15/08, Е 21 В 49/00. Спосіб визначення капілярного тиску в пористому середовищі / М.Ю. Нестеренко, В.А. Даніленко, Ю.С. Губанов (Україна); УкрДГРІ. № 94032131; Заявл. 01.03.94; Опубл. 30.06.97; Бюл. № 3. - 6 с. (Особистий внесок - запропоновано визначати капілярний тиск з урахуванням кута змочування із зміною водонасичення порід).

29. Пат. 15470 Україна, МПК G 01N 13/02. Спосіб визначення змочуваності порід-колекторів / М.Ю. Нестеренко, Ю.С. Губанов (Україна); УкрДГРІ. № 93006349; Заявл. 16.11.93; Опубл. 30.06.97; Бюл. № 3. - 12 с. (Особистий внесок - створено теоретичні основи методики визначення змочуваності порід, здійснено її експериментальне обґрунтування).

30. Пат. 33113 Україна, МПК Е 21В 49/00, G 01 N 15/00. Спосіб визначення структури нафтонасичення порід-колекторів / М.Ю. Нестеренко (Україна); УкрДГРІ. - № 98126321; Заявл. 01.12.1998; Опубл. 15.02.2001; Бюл. № 1. - 6 с.

31. Петрофізичні та геохімічні властивості порід свердловини 400-Олімпійська / П.М. Мельничук, М.Ю. Нестеренко, Є.В. Туркевич, І.Б. Губич //Мінеральні ресурси України. - 2005. - № 1. - С. 38-42. (Особистий внесок - вивчені фільтраційно-ємнісні та електричні властивості порід міоцену, еоцену, верхньої крейди, за параметрами структури порового простору оцінені потенційно можливі нафтогазовіддавальні властивості карбонатних колекторів).

32. Федишин В.О., Нестеренко М.Ю., Іванишин В.С. Проблеми вивчення та освоєння колекторів з низькими фільтраційно-ємнісними властивостями // Геологія і геохімія горючих копалин. - 1998. - № 2. - С. 3-9. (Особистий внесок - виявлена залежність коефіцієнта вилучення газу від пористості, досліджена структура нафтонасичення колекторів Бугруватівського та Юліївського родовищ ДДЗ).

33. Федишин В.О., Нестеренко М.Ю., Багнюк М.М. Обґрунтування ємнісних властивостей низькопроникних колекторів методом центрифугування // Мінеральні ресурси України. - 2001. - № 3. - С. 39-41. (Особистий внесок - обґрунтовано визначення ефективної і динамічної пористості порід-колекторів із врахуванням диференційних кривих витіснення води і гасу і структури порового середовища).

Анотація

Нестеренко М.Ю. Теоретичні та методичні основи обґрунтування флюїдонасичення порід-колекторів. Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня доктора геологічних наук за спеціальністю 04.00.17 - Геологія нафти і газу. Інститут геології і геохімії горючих копалин Національної академії наук України. Львів, 2007.

Роботу присвячено розробленню нових методик вивчення молекулярно-поверхневих явищ, структури флюїдонасичення, комплексним петрофізичним дослідженням і фізичному моделюванню процесів нафтовилучення на прикладі порід-колекторів середньокембрійського віку Балтійської нафтоносної області, ранньокам'яновугільного і ранньопермського Дніпровсько-Донецької газонафтоносної, пізньоюрського і ранньокрейдового Передкарпатської, палеогенового Причорноморсько-Кримської та неогенового віку Індоло-Кубанської нафтогазоносних областей.

Обґрунтовано визначення залишкового водонасичення і параметрів структури порового середовища порід з низькими значеннями фільтраційно-ємнісних властивостей з кривих капілярного тиску та диференційних кривих витіснення. Ємнісні властивості низькопроникних порід приведені до реальних умов насичення з урахуванням недонасичення пор водою порівняно з гасом. Подаються результати вивчення змочуваності, диференціації насичення порід нафтою на вільну, плівкову та адсорбовану складові.

Обґрунтовано кондиційні значення фільтраційно-ємнісних параметрів порід-колекторів досліджених родовищ. Здійснено прогнозування оптимальної тривалості дослідження й одержання потенційних дебітів газу під час випробування об'єктів з низькими фільтраційно-ємнісними властивостями на стадії геологорозвідувальних робіт.

Ключові слова: порода-колектор, пористість, фазова проникність, залишкове водонасичення, змочуваність, структура нафтонасичення, коефіцієнт нафтовилучення, коефіцієнт вилучення газу.

Аннотация

Нестеренко Н.Ю. Теоретические и методические основы обоснования флюидонасыщения пород-коллекторов. Рукопись.

Диссертация на соискание ученой степени доктора геологических наук по специальности 04.00.17 - Геология нефти и газа. Институт геологии и геохимии горючих ископаемых Национальной академии наук Украины. Львов, 2007.

Работа посвящена разработке новых методик изучения молекулярно-поверхностных явлений, структуры флюидонасыщения, комплексным петрофизическим исследованиям и физическому моделированию процессов нефтеизвлечения на примере пород-коллекторов среднекембрийского возраста Балтийской нефтеносной области, раннекаменноугольного и раннепермского Днепровско-Донецкой газонефтеносной, позднеюрского и раннемелового Предкарпатской, палеогенового Причерноморско-Крымской и неогенового возраста Индоло-Кубанской нефтегазоносных областей.

Проанализированы факторы, влияющие на остаточную водонасыщенность пород, рассмотрены методические вопросы определения этого параметра путем центрифугирования, капиллярной пропитки, испарения, вытеснения воды из образцов пород-коллекторов. Обосновано определение остаточного водонасыщения и параметров структуры поровой среды пород с низкими фильтрационно-емкостными свойствами по кривым капиллярного давления и дифференциальным кривым вытеснения в условиях отсутствия стабилизации насыщения от приложенного давления. Для объяснения причин низкой корреляционной связи между фильтрационными и емкостными свойствами пород предложена методика количественной оценки надкапиллярных, капиллярных и субкапиллярных пор по кривым капиллярного давления. Емкостные свойства пород-коллекторов предложено приводить к истинным значениям с учетом недонасыщения капиллярных и субкапиллярных пор водой по сравнению с керосином.

Приведены результаты изучения смачиваемости поверхности эффективных поровых каналов на основе авторской методики, оценено влияние смачиваемости на петрофизические свойства низкопроницаемых пород. Установлено, что наиболее выразительно молекулярно-поверхностные процессы прослеживаются на границе коллектор-неколлектор, где формируются различные типы смачиваемости поверхности - гидрофильная, гидрофобная, нейтральная и гетерогенная. При этом критерием оценки поверхностной активности пор являются отличительные стороны динамики вытеснения несмешивающихся жидкостей как функции давления их вытеснения.

Предложены методики определения капиллярного давления и структуры нефтенасыщения. Нефтенасыщенность разделена на составляющие - нефть в свободном, пленочном и адсорбированном состоянии, что является основой дифференциации нефти в поровой среде на активную, трудноизвлекаемую и остаточную.

Освещены методические вопросы выделения коллекторов. С учетом полученных корреляционных связей и графических построений обоснованы кондиционные значения проницаемости, открытой пористости и остаточной водонасыщенности для разделения пород на коллекторы и неколлекторы и повышения достоверности подсчета общих запасов углеводородов. Предложены графики, позволяющие прогнозировать кондиционные значения параметров на начальных стадиях геологоразведочных работ с учетом геологических (эффективная мощность пласта), технологических (оптимальная депрессия) и экономических (минимальный рентабельный дебит) показателей.

Изучена структура нефтенасыщения и обоснованы коэффициенты извлечения нефти из пород-коллекторов для определения извлекаемых запасов по данным физического моделирования на составных керновых колонках и единичных образцах керна, обладающих различной смачиваемостью поверхности эффективных пор.

На основании выполненных экспериментов по определению перепада давления прорыва газа через водонасыщенные породы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами выявлены два режима расформирования водонасыщения пор и с учетом сопоставления экспериментальных данных с теоретическими расчетами предложена модель для прогнозирования оптимальной продолжительности исследований объектов и получения из них возможных дебитов газа в процессе опробования скважин, когда по данным промыслово-геофизических исследований подобные объекты идентифицируются как “сухие”.

Ключевые слова: порода-коллектор, пористость, фазовая проницаемость, остаточная водонасыщенность, смачиваемость, структура нефтенасыщения, коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент извлечения газа.

Annotation

Nesterenko M. Yu. Theoretical and methodical fundamentals of rock-reservoirs fluid saturation substantiation. Manuscript.

Dissertation for degree of doctor of geological sciences by speciality 04.00.17 - Oil and gas geology. Institute of Geology and Geochemistry of combustible minerals of the National Academy of Sciences of Ukraine. Lviv, 2007.

The work is devoted to elaboration of the new methods of molecular-surface phenomena and fluid saturation structure study, to complex petrophysical research and physical modeling of oil recovery processes on the example of rock-reservoirs of Middle Cambrian age of Baltic oil-bearing region, of Lower Carboniferous and Lower Permian age of Dnipro-Donets gas and oil bearing region, of Upper Jurassic and Lower Cretaceous age of the Precarpathian region, of Paleogene of Near Black Sea-Crimean region and Neogene age of Indol-Cuban oil and gas bearing region.

The determination of residual water saturation and rocks porous medium structure parameters with low values of filtration-capacity properties from capillary pressure curves and differential curves of displacement is substantiated. The capacity properties of low-permeable rocks are brought to the real conditions of saturation with due regard for undersaturation of pores with water in comparison with kerosene. The results of wettability study, differentiation of rocks oil saturation on free, film and adsorbed component parts are given.

Standard values of the studied fields rock-reservoirs filtration-capacity parameters are substantiated. The forecasting of optimum duration of research and potential gas flow rate obtaining during testing of objects with low filtration-capacity properties at the stages of geologic-exploration works is carried out.

Key words: rock reservoir, porosity, phase permeability, residual water saturation, wettability, structure of oil saturation, coefficient of oil recovery, coefficient of gas recovery.

Размещено на Allbest.ru