К оглавлению журнала

УДК 552.578.2.061.4

© В.В. Паникаровский, Д.Е. Поляков, 1992

УЧЕТ ПРОЯВЛЕНИЯ ФАКТОРА СМАЧИВАЕМОСТИ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ

В. В. ПАНИКАРОВСКИЙ (Тюменьгеология), Д. Е. ПОЛЯКОВ (ВНИИгеофизика)

Смачиваемость пород флюидами в значительной степени зависит от их минерального состава, а также от свойств насыщающих поровое пространство коллекторов жидкостей. Особый интерес для исследователей представляет изучение гидрофобности, т. е. преимущественного смачивания минеральной части пород УВ. Этот эффект непосредственно связан с извлечением нефти из пласта и может оказать решающее влияние на его нефтеотдачу.

В лабораторной практике распространены проявления гидрофобности, среди которых одной из характерных может считаться малоэффективная экстракция керна спиртобензольной смесью. Отказ от учета фактора смачиваемости в экспериментальных работах по вытеснению нефти может привести к искажению всего комплекса определений петрофизических параметров.

Предварительным критерием гидрофобности образцов горных пород является фактор недонасыщения порового пространства моделью пластовой воды по существующим стандартным методикам [2]. Недонасыщение пор моделью пластовой воды легко определить в ходе эксперимента по вытеснению нефти, когда после завершения опыта вес образца с остаточной нефтью и внедрившейся в него водой превышает начальный вес полностью водонасыщенного образца. Неоднократное экстрагирование образцов спиртобензольной смесью, а также попытка насыщения их водой в установке под давлением не приносит должного результата.

При обработке фактического материала, полученного на гидрофобных образцах, необходимо внесение соответствующих поправок в определение открытой пористости и остаточной нефтенасыщенности. В качестве примера можно рассмотреть пересчет этих параметров по пласту БС Кечимовского месторождения. Для проведения этих расчетов определяется новый объем пор образца Vп (м3) с учетом веса образца с водой и остаточной нефтью, веса воды, отогнанной из него в аппарате Реторта после проведения работ по вытеснению нефти водой:

где G1 вес сухого образца, кг; G2 вес воды, извлеченной из образца в аппарате Реторта, кг; G3 вес образца с водой и остаточной нефтью, кг; rн плотность нефти, кг/м3; rв плотность воды, кг/м3.

Пересчет основных параметров по формуле способствует увеличению объема пор, открытой пористости и остаточной нефтенасыщенности (таблица) . Кроме этого для изучения явлений гидрофобности можно использовать метод замера удельных электрических сопротивлений, где по полученным в процессе опытов зависимостям параметра насыщения (Рн) от водонасыщенности Кв можно судить о характере смачиваемости порового пространства коллекторов. В выполненной первой серии опытов по вытеснению нефти водой показатель смачиваемости был равен 1,86, а во второй серии экспериментов у этих же образцов показатель понизился до 0,86. Кривая, построенная по данным первых опытов, имеет более крутой наклон, чем в последующих, где она более пологая (рисунок). Степень отклонения этих зависимостей в ту или иную сторону свидетельствует об изменении характера смачиваемости в процессе проведения экспериментов. Рассматривая эти зависимости, можно сделать вывод, что многократная экстракция спиртобензольной смесью не может привести к полной гидрофилизации порового пространства, поскольку гидрофобные свойства керна фактически сохраняются, хотя и происходят изменения показателя смачиваемости.

Таким образом, при проведении работ по вытеснению нефти водой следует учитывать фактор смачиваемости, а в определяемые параметры следует вносить соответствующие коррективы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Паникаровский В. В., Поляков Е. А. Экспериментальное определение параметра насыщения в процессе вытеснения нефти водой // Геология нефти и газа.– 1988.– № 3.– С. 48–49.
  2. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств ГОСТ 26450, О-85-ГОСТ 26450, 2-85.

ABSTRACT

Investigations have been conducted and a comparative evaluation of the influence of hydrophobic patterns on the petrophysical properties of rocks is given. The results obtained and the methods developed provide greater precision in determination of basic petrophysical characteristics used in estimating oil and gas reserves.

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ОБРАЗЦОВ ДО/ПОСЛЕ ВНЕСЕНИЯ ПОПРАВОК

Образец

Объем пор, мл3

Открытая пористость, %

Остаточная нефтенасыщенность, %

1

2,09

15

23,6

2,92

16,3

34,8

2

2,11

15,7

27,9

2,45

17

38,6

3

2,34

15,5

18,4

2,42

15,5

21,2

4

1,91

17,1

29,7

2,04

18,1

34,4

5

1,99

16,7

30,6

2,26

16,7

39,6

6

2,08

15,8

28,5

2,3

16,5

36,4

7

2,29

16,3

23,4

2,46

16,6

29

ГРАФИКИ ЗАВИСИМОСТЕЙ ПАРАМЕТРА НАСЫЩЕНИЯ Рн ОТ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ Кв ОБРАЗЦОВ КЕЧИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

Серия экспериментов: 1–первая Кв = l,97 – 0,55 lg Pн, 2 – вторая Кв = 2,29–1,16 lg Рн