Из литературы известно, что зависимость коэффициента вытеснения и остаточной нефтенасыщенности от проницаемости неоднозначна. Встречаются работы, в которых приведены корреляционные уравнения, согласно которым с увеличением проницаемости коэффициент вытеснения убывает и практически не зависит не только от давления вытеснения, но и от проницаемости пористой среды.

Основанием для постановки и анализа лабораторных исследований послужил вопрос о достоверности принимаемых в проектных документах значений коэффициентов вытеснения по объектам у пластов с высокой проницаемостью, где больше остаточная нефтенасыщенность и заметно меньше коэффициент вытеснения [1].

В результате проведенного анализа была установлена одна из причин полученного несоответствия, а именно определяющее влияние смачиваемости порового пространства на величину коэффициента вытеснения нефти водой.

Анализ проводился по результатам лабораторных определений коэффициента вытеснения нефти водой. Полнота вытеснения нефти водой определялась в лабораторных условиях по методике, описанной в отраслевом стандарте 1986 г. [2].

Моделирование процесса вытеснения нефти водой осуществлялось на составной модели элемента пласта, смонтированной из стандартных образцов керна, отобранного из продуктивного пласта. Перед испытанием образцы керна экстрагировались спиртобензольной смесью и высушивались до постоянного веса. Затем образцы насыщались моделью пластовой воды продуктивного пласта и методом центрифугирования в них создавалась остаточная водонасыщенность.

После центрифугирования образцы донасыщались керосином и компоновались в составную модель элемента пласта таким образом, чтобы по направлению вытеснения каждый последующий образец имел меньшую проницаемость. Составной образец помещался в резиновую манжету и устанавливался в кернодержатель, где происходило донасыщение керосином.

При давлении испытания, соответствующем пластовому, через составной элемент пласта фильтровался сначала керосин, а затем модель нефти в количестве, превышающем 10 объемов пор модели элемента пласта. По завершении фильтрации нефти образцы выдерживались в течение 48 часов при термобарических условиях, соответствующих пластовым.

Модель нефти, применявшаяся в опыте, была приготовлена добавлением керосина к дегазированной и профильтрованной поверхностной пробе нефти продуктивного пласта. В качестве вытесняющего агента использовалась модель пластовой воды продуктивного пласта. Вытеснение осуществлялось при пластовой температуре с постоянной скоростью до полного обводнения выходящей жидкости.

По окончании испытания отдельные образцы после взвешивания помещались в экстракционные аппараты (приборы Закса) для определения остаточной нефтенасыщенности.

Величина коэффициента вытеснения (К_выт) рассчитывалась по формуле

К_выт = (К_н - К_он) / К_н,

где К_н - начальная нефтенасыщенность модели элемента пласта;

К_он - остаточная нефтенасыщенность модели элемента пласта.

Определение относительных фазовых проницаемостей (ОФП) проводилось по данным процесса вытеснения одной жидкости другой [3, 4]. Использовался модифицированный метод, основанный на методике Кундина - Куранова [7], аналоге метода Уелджа [5, 6] расчета ОФП, который использует аппарат решения обратной задачи и определяет ОФП в некотором пространстве функций. Данный метод отличается от самой методики Кундина - Куранова тем, что отпадает необходимость дифференцирования данных по перепаду давления и обеспечивается быстрота счета. Данные эксперимента по вытеснению нефти водой обрабатывались с помощью специально разработанной программы [8].

Лабораторные исследования проводились на образцах керна продуктивных пластов месторождений с близкими геолого-физическими свойствами (см. таблицу).

Проницаемость по нефти при начальной водонасыщенности принималась за 100 %.

На рис.1-2 приведены кривые ОФП воды и нефти, полученные по описанной методике.

На составном образце пласта В₁ Аглосского месторождения получена величина остаточной нефтенасыщенности 45,4 %. Проницаемость по воде при остаточной водонасыщенности 64,4 %. Точка равных относительных проницаемостей по нефти и воде находится на графике при значении насыщенности образца водой около 42,5 %.

На составном образце пласта В₁ Песчанодольского месторождения величина остаточной нефтенасыщенности составила 40,6 %, а точка равных относительных проницаемостей по нефти и воде находится на графике при значении водонасыщенности образца около 45,5 %.

Рис.1. Диаграммы относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды пласта В₁ Аглосского и Песчанодольского месторождений

Характеристика пластовых флюидов и керна, используемых в опытах по определению относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, а также смачиваемости керна продуктивного пласта В₁

На составном образце пласта В₁ Советского месторождения получено значение остаточной нефтенасыщенности 36,4 %. При этом точка равных относительных проницаемостей по нефти и воде находится на графике при значении водонасыщенности образца около 53,4 %.

Составной образец пласта В₁ Горьковского месторождения характеризуется остаточной нефтенасыщенностью, равной 24,4 %. Точка равных относительных проницаемостей по нефти и воде в этом случае соответствует на графике значению водонасыщенности около 67,6 %.

смачиваемость поровое пространство нефтяное месторождение

Рис.2. Диаграммы относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды пласта В₁ Советского и Горьковского месторождений

Анализ диаграмм ОФП нефти и воды, представленных на рис.1, показывает, что точка пересечения кривых находится левее водонасыщенности, равной 0,5. Данный факт указывает на гидрофобную поверхность порового пространства. Диаграммы ОФП нефти и воды, представленные на рис.2, указывают о преимущественной смачиваемости породы водой.

Данные о смачиваемости поверхности порового пространства подтверждаются и описанием керна.

Керн Горьковского и Советского месторождений представлен известняками коричневато-серыми, комковатыми и органогенными-обломочными, от мелко- до крупнозернистых, пористыми, средней крепости, нефтенасыщенными, местами с выпотами нефти. Такой керн имеет легкие фракции нефти. Они после экстракции легко удаляются, и поверхность порового пространства гидрофилизуется (рис.3).

Керн Песчанодольского месторождения представлен известняками серыми и темно-серыми, среднекристаллическими, комковато-сгустковыми, плотными, крепкими, с глинисто-битуминозными промазками по наслоению (рис.4).

Ранее была выдвинута гипотеза о том, что гидрофобные свойства образцов обусловлены наличием на поверхности обломочных зерен и глинистого цемента тонких пленок органического вещества [9]. Чтобы ее проверить, с помощью растрового электронного микроскопа (РЭМ) исследована микроструктура поверхности обломочных зерен и порового эпигенетического каолинита (диккита). Оказалось, что на поверхности эпигенетического порового каолинита (диккита) действительно имеются тонкие пленки сильно метаморфизованных битумоидов, обладающих специфической микроструктурой, описанной в работе [10].

Рис.3. Советская пл., скв.30, инт.2156,5-2163,7 м, обр.987-10

Рис.4. Песчанодольское м., скв.103, инт.2553,6-2565,0 м, обр.386-09

В рассматриваемом образце гидрофобные свойства частично сохраняются даже после его продолжительной экстракции спиртобензольной смесью, что свидетельствует о том, что эти пленки чрезвычайно прочно связаны с поверхностью минералов.

Таким образом, именно характеристики смачиваемости поверхности пор и связывающих их каналов определяют форму диаграмм фазовых проницаемостей по нефти и воде.

На основании результатов, представленных в таблице, также можно сделать вывод о влиянии смачиваемости порового пространства на величину коэффициента вытеснения нефти водой. А именно, чем гидрофильнее пласт, тем выше величина коэффициента вытеснения нефти водой.

Выводы