РОЗДІЛ 2
ДОСЛІДЖЕННЯ ВЛАСТИВОСТЕЙ НИЗЬКОПОРИСТОГО
КОЛЕКТОРА НА МІКРО- І МАКРОРІВНІ
У зв'язку з розглянутими у першому розділі уявленнями про фізико-хімічні властивості порового середовища виникає необхідність в узагальненні поняття про низькопористі теригенні колектори із його особливостями і властивостями. Прояв цих факторів зумовлений виконанням технологічних дій з розкриття пласта і освоєння свердловин.
При одній і тій же пористості неоднакові за літологічним складом породи можуть проявляти на макрорівні значно різні за діапазоном значення проникності за рахунок властивостей та ефектів низькопористого колектора. Об'єднання цих процесів в єдине поняття показує, що значним чином рух флюїдів у поровому середовищі зумовлюється на мікрорівні таким петрофізичним показником, як середній переріз порового каналу. В подальшому цей розмір характеризуватимемо його радіусом. Нами на основі лабораторних досліджень зразків керна Луценківського і Мехедівського родовищ визначається діапазон величин середнього радіуса порового каналу в залежності від пористості та проникності.
За цими значеннями за допомогою наближеного математичного моделювання, задаючись складовими капілярного градієнта, ставиться задача продемонструвати значимість капілярних процесів, а також вплив градієнта капілярного тиску на умови формування та розформування зони проникнення.
Співставленням методів гідродинамічних досліджень ставиться задача визначити найбільш інформативний з них, який реєстрував би зміни фільтраційно-ємнісних властивостей від стовбура свердловини до контура живлення пласта, а також визначити за ним проміжок часу, за який відбувається збільшення конденсатонасиченості при зниженні вибійного тиску. Необхідно також співставити цей час із тривалістю нестабільності газоконденсатної суміші до випадіння конденсату з аерозольного стану в рідку фазу на стінки порового каналу.
2.1. Визначення структурних особливостей низькопористого теригенного колектора на мікрорівні
Оскільки низькопористим колекторам притаманний цілий ряд специфічних властивостей, зумовлений їхнім складом і будовою, необхідно зробити конкретну прив'язку стосовно їх характерних параметрів. Основним таким параметром на мікрорівні стане радіус порового каналу, який визначений через пористість та проникність.
2.1.1. Л а б о р а т о р н і д о с л і д ж е н н я п о р и с т о с т і і п р о н и к н о с т і з р а з к і в п о р і д. Для співставлення були взяті результати лабораторного аналізу зразків порід нижнього карбону Луценківського і Мехедівського газоконденсатних родовищ (дані ДГП "Чернігівнафтогазгеологія"). Літологічно зразки представлені дрібно- і середньозернистими пісковиками пористістю від 0,3 до 15,7 % і газопроникністю від 0,1?10-3 мкм2 до 498,1?10-3 мкм2. На рис.2.1-2.2 представлені залежності між проникністю і пористістю кожного з цих родовищ.
Слід зважити на те, що при одних і тих значеннях пористості діапазон значень проникності дуже великий (рис. 2.1-2.2). Це пояснюється різницею в складі зразків порід за рахунок глинистості - каолініт або монтморилоніт, що зумовлює різну адсорбційну та електрокінетичну активність при різних швидкостях руху по них флюїдів.
Рис. 2.1. Кореляція проникності і пористості за даними лабораторних
досліджень керну Луценківського родовища.
Рис. 2.2. Кореляція проникності і пористості за даними лабораторних досліджень керну Мехедівського родовища.
За результатами обробки результатів дослідження керну були визначені рівняння регресії між проникністю і пористістю, які представлені в табл. 2.1.
З них визначатиметься проникність за даними пористості геофізичних долсіджень в умовах слабкої геолого-промислової визначеності [46].
Таблиця 2.1
Кореляційні залежності між проникністю і пористістю зразків керну
Родовища і горизонтиКоефіцієнт кореляціїКількість точокСередньоквадр. відхиленняРівняння регрессіїЛуценківське0,942970,566lg k = 0,3728 m - -2,65Мехедівське0,8741300,551lg k = 0,2664 m - -1,536Т ( Т+Д)0,84361,071lg k = 0,3434 m - -2,326 В-21-260,8671360,121lg k = 0,2719 m - -1,672 В-16-200,91550,91lg k = 0,2731 m - -1,517
Для знаходження середнього радіуса пор у залежності від проникності і пористості використовуємо формулу:
r=2,86, (2.1)
де k - проникність в мкм2,
m - пористість в долях одиниці,
- структурний коефіцієнт, якій характеризує собою відмінність будови реального порового середовища від ідеального [11], визначається для зернистих порід за формулою:
=. (2.2)
Середній радіус порового каналу був підрахований за формулами (2.1-2.2). В основному, середній радіус порового каналу за підрахунками наведених даних змінюється від 1 мкм до 12 мкм. Такі величини можна використовувати як базові для моделювання значень градієнту капілярного тиску в залежності від його складових.
Значення радіуса порового каналу виступає одним з основних показників, який зумовлює прояви вищезгаданих фізико-хімічних ефектів і властивостей низькопористого теригенного колектора. Вплив капілярного градієнта в залежності від радіуса порового каналу потребує кількісної оцінки.
2.1.2. В и з н а ч е н н я з н а ч и м о с т і к а п і л я р н и х п р о ц е с і в у н и з ь к о п о р и с т о м у к о л е к т о р і. В першому розділі було показано, що капілярні властивості значно впливають на течію пластових флюїдів в низькопористому колекторі. Одним з проявів капілярних властивостей є капілярний гістерезіс. Він обумовлений зміною насиченості витискуваної і витискуючої фаз та співвідношенням їх в'язкостей. Ця зміна визначається функцією Баклея-Леверетта.
Для визначення характеру зміни J(S) у залежності від відносн