Способ определения комплекса петрофизических свойств образца горной породы при моделировании пластовых условий
METHOD FOR DETERMINING THE COMPLEX OF PETROPHYSICAL PROPERTIES OF A ROCK SAMPLE WHEN MODELING RESERVOIR CONDITIONS

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в области добычи газа, газового конденсата, нефти для оценки комплекса петрофизических свойств горных пород при моделировании пластовых условий.
Наиболее близкими аналогами заявленного изобретения является способ определения фильтрационно-емкостных и упругих свойств и электрических параметров образцов горных пород при моделировании пластовых условий (см. Жуков B.C. Определение фильтрационно-емкостных и упругих свойств и электрических параметров образцов горных пород при моделировании пластовых условий / В.С. Жуков, Д.В. Люгай. - М.: Газпром ВНИИГАЗ. 2016. 56 с.) и методика ГСССД МЭ 257- 2016а (см. Методика ГСССД МЭ 257-2016а / Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы. М.: 2016. 27 с. Деп. в ФГУП «ВНИИМС» «02» декабря 2016 г), которые описывают способы одновременного (при одной закладке исследуемого образца в установку) определения петрофизических свойств образцов горных пород, а именно: пористости, скорости упругих волн, удельного электрического сопротивления.
Недостатком упомянутых выше технических решений является то, что отсутствует возможность определения проницаемости по газу и жидкости. Так же требуется извлечение образца из установок, насыщение его жидкостью, а затем, повторная закладка образца в установку для определения того же комплекса петрофизических свойств уже насыщенного (полностью или частично) жидкостью образца, что приводит к получению недостоверных результатов, т.к. в свойства образца могут отличаться вследствие неоднократного изменения напряженного состояния.
Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении достоверности исследований петрофизических свойств образца горной породы при моделировании пластовых условий с получением точных данных необходимых для решения практических задач, связанных с интерпретацией данных промыслово-геофизических исследований газовых или нефтяных скважин при подсчетах начальных и текущих запасов газа и нефти и создании проектов разработки месторождений газа или нефти.
Технический результат достигается тем, что в Способе определения комплекса петрофизических свойств образца горной породы при моделировании пластовых условий, в котором сухой образец горной породы, отобранный из исследуемого пласта помещают в кернодержатель, в котором создают начальное всестороннее давление не более 20 атм и начальное поровое давление не более 10 атм, а также устанавливают температуру, соответствующую температуре в месте исследуемого пласта, откуда был отобран образец горной породы, после чего насыщают образец горной породы газом и, одновременно с упомянутым насыщением, проводят определение комплекса петрофизических свойств сухого образца горной породы, включающего в себя определение расхода газа, вязкости газа, перепада давления газа между началом образца горной породы и его концом, длины образца горной породы и площади его поперечного сечения, расчет с учетом упомянутых параметров коэффициента проницаемости по газу, определение суммарного объема образца и объема твердой фазы и расчет с учетом упомянутых объемов коэффициента открытой пористости, а также определение скорости распространения продольной и поперечной волны и электрического сопротивления, после чего осуществляют повышение всестороннего давления до величины, превышающей поровое давление в исследуемом пласте не более чем на 10 атм и осуществляют повышение порового давления до величины, соответствующей величине порового давления в исследуемом пласте, далее проводят определение упомянутого комплекса петрофизических свойств сухого образца горной породы, а затем, при постоянном значении порового давления, соответствующего величине порового давления в исследуемом пласте, ступенчато увеличивают всестороннее давление до величины, соответствующей величине всестороннего давления в исследуемом пласте, причем на каждой ступени проводят определение упомянутого комплекса петрофизических свойств сухого образца горной породы, после чего снижают всестороннее и поровое давления до величины атмосферного давления и вакуумируют образец горной породы, не извлекая его из кернодержателя, затем насыщают образец горной породы жидкостью, соответствующей по составу пластовой воде и одновременно с насыщением проводят определение комплекса петрофизических свойств образца горной породы, насыщенного жидкостью, при этом упомянутый комплекс включает в себя определение расхода жидкости, вязкости жидкости, перепада давления жидкости между началом образца горной породы и его концом, длину образца горной породы и площадь его поперечного сечения, расчет, с учетом упомянутых параметров, коэффициента проницаемости по жидкости, определение объема жидкости, заполняющей открытые пустоты образца горной породы и объема образца горной породы, расчет с учетом упомянутых объемов коэффициента открытой пористости образца, а также определение скорости распространения продольной и поперечной волн и электрического сопротивления, после чего всестороннее давление повышают до величины, превышающей поровое давление в исследуемом пласте не более чем на 10 атм, а затем увеличивают поровое давление до величины, соответствующей величине порового давления в исследуемом пласте и проводят упомянутый комплекс петрофизических свойств образца горной породы, насыщенного жидкостью, а затем при постоянном значении порового давления, соответствующего величине порового давления в исследуемом пласте, ступенчато увеличивают всестороннее давление до величины, соответствующей величине всестороннего давления в исследуемом пласте, причем на каждой ступени проводят определение комплекса петрофизических свойств образца горной породы, насыщенного жидкостью.
Определение комплекса петрофизических свойств по газу и по жидкости последовательно на одном и том же образце горной породы позволяет сократить время определения комплекса петрофизических параметров и повысить точность результатов исследований, т.к. при проведении исследований по газу на одном образце горной породы и проведении исследований по жидкости на другом образце может быть получена недостоверная информация, поскольку различные образцы горной породы, отобранные из одного пласта незначительно отличаются друг от друга по пористости и составу и, следовательно, на разных образцах горной породы могут быть получены искаженные результаты исследований.
Определение комплекса петрофизических свойств образца горной породы при различных задаваемых значениях всестороннего давления и порового давления, а также определение петрофизических свойств сначала на сухом образце, а затем на образце, насыщенном жидкостью, позволяет повысить точность исследований и оценить динамику изменений петрофизических свойств образца горной породы в зависимости от термобарических условий в пласте и водонасыщенности горных пород.
В начале проведения исследований устанавливают начальное всестороннее давление не более 20 атм и начальное поровое давление не более 10 атм, в дальнейшем увеличивают всестороннее давление до величины, превышающей значение порового давления в исследуемом пласте не более чем на 10 атм, а поровое давление повышают до величины, соответствующей величине порового давления в исследуемом пласте, в последующем осуществляют ступенчатое увеличение всестороннего давления до величины всестороннего давления, действующей в пласте, сохраняя поровое давление равным величине порового давления в пласте.
Экспериментально установлено, что упомянутые выше интервалы числовых значений порового и всестороннего давлений, устанавливаемые на разных этапах проведения исследований, являются оптимальными для обеспечения высокой точности измерения всех петрофизических параметров с получением достоверных результатов исследований, а также для обеспечения устойчивой работы оборудования.
Заявленное изобретение поясняется таблицами.
В таблице 1 представлены результаты петрофизических исследований сухого образца горной породы.
В таблице 2 представлены результаты петрофизических исследований образца, насыщенного жидкостью.
Способ определения комплекса петрофизических свойств образца горной породы при моделировании пластовых условий осуществляют следующим образом.
Способ осуществляют на установке для исследования петрофизических свойств в пластовых условиях состоящей из трех основных блоков: блока камеры высокого давления, блока гидравлической системы и системы управления и сбора данных.
В блоке камеры высокого давления размещен кернодержатель, оснащенный системой определения скоростей ультразвуковых волн с программно-управляемым источником-генератором ультразвуковых колебаний для возбуждения продольных и поперечных волн и приемником колебаний, а также системой измерения электрического сопротивления образца (измеритель RLC по двухэлектродной схеме).
В блоке гидравлической системы размещены: система подачи и поддержания порового (пластового) давления и прокачки флюида, гидравлическая система, предназначенная для создания всестороннего (обжимного, горного) давления, система определения проницаемости, которая определяет газопроницаемость пород-коллекторов и проницаемость по жидкости.
В качестве установки для исследования петрофизических свойств может быть применена система по изучению петрофизических свойств в пластовых условиях производства Кортех (см. https://kortekh.ru/speczialnye-issledovaniva-kerna/petrofizicheskie-svoistva/).
Образцы горных пород для исследований отбирают в виде керна буровых скважин или кусков породы произвольной формы, из которых изготавливают образец горной породы правильной формы (цилиндрической) и в резиновой или термоусадочной манжете помещают в кернодержатель.
При осуществлении способа определения комплекса петрофизических свойств образца горной породы осуществляют создание в кернодержателе термобарических условий (с возможностью их изменения в ходе эксперимента), соответствующих термобарическим условиям в исследуемом пласте и определяют основные характеристики образца горной породы при этих условиях.
Для создания пластовых термобарических условий (давления и температуры) в кернодержателе используются гидравлические системы, а также система регулирования температуры.
В предлагаемом способе предварительно высушенный образец горной породы, изготовленный из керна, отобранного из исследуемого пласта скважины, помещают в кернодержатель. Для повышения достоверности петрофизические исследования образца горной породы проводят в условиях, моделирующих термобарические условия исследуемого продуктивного пласта.
Проводят первый цикл исследований на сухом образце горной породы.
С помощью соединенных с кернодержателем системы поддержания порового давления и системы для создания всестороннего давления устанавливают значения давлений: всестороннего давления не более 20 атм, а порового давления не более 10 атм.
Посредством системы регулирования температуры, которая соединена с кернодержателем, устанавливают значение температуры, соответствующей температуре в месте исследуемого пласта, откуда был отобран образец горной породы.
Насыщают образец горной породы газом и одновременно с насыщением проводят определение комплекса петрофизических свойств образца, который включает в себя одновременное определение следующих параметров: коэффициента открытой пористости, скорости распространения продольной и поперечной волны, электрического сопротивления и коэффициента проницаемости по газу.
Коэффициент открытой пористости определяют-газоволюметрическим способом, основанном на законе Бойля-Мариотта при котором, изменяя в системе объемы газа или давление, получают данные, по которым подсчитывают объем твердых частиц образца и его пористость (см. Язынина И.В., Шеляго Е.В. Современные методы исследования свойств пород-коллекторов нефти и газа, пластовых флюидов: Учебное пособие. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. 36 с).
Определение открытой пористости проводят с использованием, принципа работы газоволюметрического пикнометра, основанного на определении объема замкнутого пространства по закону Бойля-Мариотта для идеального газа. В установке производства Кортех (см. https://kortekh.ru/speczialnye-issledovaniya-kerna/petrofizicheskie-svoistva/) реализован газоволюметрический метод измерения объема твердой фазы пористого физического тела, на основе которого и определяют суммарный объем образца и объем твердой фазы образца.
Вычисляют коэффициент открытой пористости (%) по формуле:
по
o
т
т
К=100⋅(V-V)/V,
o
3
где V - суммарный объем образца, см;
т
3
V - объем твердой фазы образца, см.
Скорость распространения продольной и поперечной волны определяют посредством соединенной с кернодержателем системы определения скоростей ультразвуковых волн с программно-управляемым источником-генератором ультразвуковых колебаний для возбуждения продольных и поперечных волн и приемником колебаний, связанным с цифровым осциллографом, подключенным к ПК, причем определение ведут в соответствии с ГОСТ 21153.7-75 и/или по Методике ГСССД МЭ 257-2016а.
Электрическое сопротивление определяют с помощью системы определения электросопротивления (цифровой измеритель иммитанса E7-22). С учетом определенного электрического сопротивления определяют удельное электрическое сопротивление в соответствии с ГОСТ 25494-82.
При определении коэффициента проницаемости по газу поддерживают заданный (постоянный) расход газа (азота или воздуха) через образец горной породы и измеряют перепад давления газа на образце горной породы и определяют расход газа, замеренный на выходе из образца (при атмосферных условиях), объем газа, прошедший через образец, время фильтрации, вязкость газа при условиях фильтрации, длину образца и площадь поперечного сечения образца. С учетом упомянутых параметров коэффициент проницаемости по газу рассчитывают в соответствии с ГОСТ 26450.2-85. Для оценки проницаемости обычно используется газ, например, воздух, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.
Коэффициент проницаемости для стационарной фильтрации по газу при линейном потоке газа вычисляют по формуле:
-3
где, Кг - коэффициент газопроницаемости, измеренный при заданном среднем давлении в образце, 10 мкм (миллиДарси);
3
Q - заданный расход газа, замеренный на выходе из образца (при атмосферных условиях), см/с;
ср
μ - вязкость газа при условиях фильтрации (Р, T°С), МПа⋅с (миллипаскаль-секунда), численные значения μ в зависимости от температуры приведены в таблицах;
1
2
1
2
ΔР=(P-Р) - перепад давления газа на образце между входом Р и выходом P, 0,1 МПа;
бар
Р - барометрическое давление (атмосферное давление), 0,1 МПа;
L - длина образца, см;
2
F - площадь поперечного сечения образца, см.
Определение всех выше упомянутых параметров выполняется единовременно (за время около одного часа).
Проводят второй цикл исследований на сухом образце горной породы, в ходе которого увеличивают всестороннее давление до величины, превышающей поровое давление в исследуемом пласте не более чем на 10 атм, а величину порового давления повышают до величины порового давления в исследуемом пласте и определяют описанный выше комплекс петрофизических свойств сухого образца.
Затем проводят еще несколько последующих (не менее пяти) циклов исследования на сухом образце горной породы в ходе которых осуществляют ступенчатое увеличение всестороннего давления до величины, действующей в месте исследуемого пласта, откуда был отобран образец горной породы. Причем упомянутые последующие циклы исследований проводят при неизменном значении порового давления, установленном на втором цикле исследований.
На каждом из вышеупомянутых циклов исследований определяют комплекс петрофизических свойств образца, который включает в себя одновременное определение следующих параметров: коэффициент открытой пористости, скорость распространения продольной и поперечной волны, электрическое сопротивление и коэффициент проницаемости по газу.
По окончании определения комплекса петрофизических свойств образца горной породы на сухом образце горной породы плавно или ступенчато снижают поровое и всестороннее давления до значений, которые соответствуют величине атмосферного давления. После чего исследуемый образец горной породы вакуумируют, не извлекая из кернодержателя.
Приступают к проведению этапа исследований на образце горной породы, насыщенном жидкостью.
На первом цикле этого этапа с помощью соединенных с кернодержателем системы поддержания порового давления и системы для создания всестороннего давления устанавливают значения всестороннего давления не более 20 атм, а порового давления не более 10 атм. Посредством системы регулирования температуры, которая соединена с кернодержателем, устанавливают значение температуры, соответствующей температуре исследуемого пласта.
Насыщают образец горной породы жидкостью, соответствующей по составу пластовой воде.
После насыщения образца жидкостью проводят определение комплекса петрофизических свойств образца, который включает в себя одновременное определение следующих параметров:
- коэффициент открытой пористости образца в барических условиях близких к атмосферным условиям;
- скорость распространения продольной и поперечной волны;
- электрическое сопротивление;
- коэффициент проницаемости по жидкости.
Скорость распространения продольной и поперечной волны и электрическое сопротивление определяют также как при проведении исследований сухого образца горной породы (описано выше).
Определение коэффициента открытой пористости образца выполняют на основе замера объема жидкости, заполняющей открытые пустоты образца горной породы при заранее известном объеме образца.
Для расчета коэффициента проницаемости по жидкости используют известные формулы его расчета с учетом линейного закона фильтрации жидкостей в пористой среде Дарси. Для этих расчетов определяют объемный расход жидкости, проходящей сквозь образец горной породы, площадь поперечного сечения образца горной породы, перепад давления на образце горной породы, вязкость жидкости и длину образца.
Коэффициент проницаемости для стационарной фильтрации по жидкости вычисляют по формуле:
-3
где, Кж - коэффициент проницаемости по жидкости, измеренный при заданном перепаде давления жидкости в образце, 10 мкм (миллиДарси);
3
Q - расход жидкости, замеренный на выходе из образца (при атмосферных условиях), см/с;
ср
μ - вязкость жидкости при условиях фильтрации (Р, Т°С), МПа⋅с (миллипаскаль-секунда), численные значения μ в зависимости от температуры приведены в таблицах;
1
2
1
2
ΔР=(P-P) - заданный перепад давления жидкости на образце между входом P и выходом Р, 0,1 МПа;
L - длина образца, см;
2
F - площадь поперечного сечения образца, см.
Проводят второй цикл исследований на образце горной породы насыщенном жидкостью: увеличивают всестороннее давление до величины, превышающей поровое давление в исследуемом пласте не более чем на 10 атм, а величину порового давления повышают до величины порового давления в исследуемом пласте и определяют упомянутый выше комплекс петрофизических свойств образца, насыщенного жидкостью.
Затем проводят еще несколько последующих (не менее пяти) циклов исследования на образце горной породы, насыщенном жидкостью, в ходе которых ступенчато увеличивают всестороннее давление до величины, соответствующей величине всестороннего давления в исследуемом пласте. Причем упомянутые последующие циклы исследований проводят при неизменном значении порового давления, установленном на втором цикле исследований и соответствующем величине порового давления в исследуемом пласте.
На каждом из вышеупомянутых циклов исследований определяют комплекс петрофизических свойств образца, насыщенного жидкостью.
Затем плавно или ступенчато снижают всестороннее и поровое давления до значений равных значению атмосферного давления, после чего извлекают образец из кернодержателя.
Совокупность петрофизических исследований позволяет получить представление о коллекторских характеристиках исследуемого пласта.
Пример осуществления заявленного способа.
Исследования проводились на цилиндрических образцах горных пород длиной 29,4 мм и диаметром 28,8 мм, отобранных из исследуемого пласта в газовой скважине. Результаты исследований представлены в таблице 1 (на сухом образце горной породы) и в таблице 2 (на образце горной породы насыщенном жидкостью). Исследования проводились с использованием системы по изучению петрофизических свойств в пластовых условиях производства Кортех (см. https://kortekh.ru/speczialnye-issledovaniva-kema/petrofizicheskie-svoistva/).
Сначала начали проведение исследований на сухом образце горной породы. Результаты исследований представлены в таблице 1.
Предварительно высушенный образец горной породы поместили в кернодержатель. Затем начали первый цикл исследований на сухом образце горной породы, в ходе которого установили значение всестороннего давления 20 атм и значение порового давления - 10 атм Упомянутые значения давлений установили с помощью соединенных с кернодержателем системы поддержания порового давления и системы для создания всестороннего давления. Посредством системы регулирования температуры, которая соединена с кернодержателем установили значение температуры 80°С. Таким образом, осуществили моделирование температуры исследуемого пласта в газовой скважине.
Осуществили насыщение образца горной породы газом и провели определение комплекса петрофизических свойств образца горной породы, который включает в себя одновременное определение следующих параметров: коэффициента открытой пористости, скорость распространения продольной и поперечной волны, электрическое сопротивление, коэффициент проницаемости по газу.
Для расчета коэффициента открытой пористости с использованием принципа работы газоволюметрического пикнометра, основанного на определении объема замкнутого пространства по закону Бойля-Мариотта для идеального газа определили суммарный объем образца и объем твердой фазы образца.
Скорость распространения продольной и поперечной волны определили с помощью цифрового осциллографа с подключением к ПК.
Электрическое сопротивление измерили посредством цифрового измерителя иммитанса Е7-22. С учетом электрического сопротивления рассчитали удельное электрическое сопротивление.
Коэффициент проницаемости по газу рассчитали, определив в результате исследований расход газа на выходе из кернодержателя, вязкость газа при условиях фильтрации, перепада давления газа на образце горной породы между его входом и выходом, длину образца и площадь поперечного сечения образца.
Определение всех параметров выполняли единовременно (за время не более одного часа).
Затем начали второй цикл исследований на сухом образце горной породы, на котором установили значение всестороннего 210 атм и значение порового давления - 200 атм (при температуре 80°С).
Далее осуществили последующие циклы исследований при постоянном значении порового давления 200 атм и при постоянной температуре 80 С.При этом на каждом из циклов ступенчато повышали давление. При осуществлении третьего, четвертого, пятого, шестого и седьмого циклов исследований, проводимых на сухом образце горной породы, устанавливали следующие значения всестороннего давления: на третьем цикле - 250 атм, на четвертом цикле - 300 атм, на пятом цикле - 400 атм, на шестом цикле - 500 атм, на седьмом цикле - 570 атм. Таким образом, осуществили моделирование термобарических условий исследуемого пласта в газовой скважине.
При осуществлении каждого из циклов проводили определение комплекса петрофизических свойств образца горной породы с одновременным определением следующих параметров: коэффициент открытой пористости, скорость распространения продольной и поперечной волны, электрическое сопротивление, коэффициент проницаемости по газу.
После окончания исследований на сухом образце горной породы снизили значение всестороннего и порового давления до значения соответствующего значению атмосферного давления, а затем исследуемый образец вакуумировали (не извлекая его из кернодержателя).
После чего начали проведение исследований на образце горной породы, насыщенном жидкостью. Результаты этих исследований представлены в таблице 2.
Провели первый цикл исследований на образце горной породы, насыщенном жидкостью, следующим образом.
Установили значение всестороннего давления - 20 атм, а порового давления - 10 атм. Установили значение температуры 80°С.
Произвели насыщение образца горной породы жидкостью, представляющей собой раствор соли, минерализация которого соответствует минерализации пластовой жидкости.
После насыщения образца жидкостью проводили определение комплекса петрофизических свойств образца, насыщенного жидкостью, который включает в себя одновременное определение следующих параметров: коэффициент открытой пористости образца в барических условиях близких к атмосферным, который определяют на основе замера объема жидкости, заполняющей открытые пустоты образца горной породы и заранее известном объеме образца; скорость распространения продольной и поперечной волны; электрическое сопротивление; коэффициент проницаемости по жидкости.
Определение всех параметров выполняли единовременно (за время не более одного часа).
При осуществлении второго цикла исследований на насыщенном жидкостью образце горной породы устанавливали всестороннее давление 210 атм, а поровое давление 200 атм и проводили определение упомянутого выше комплекса петрофизических свойств образца горной породы, насыщенного жидкостью (при температуре 80°С).
Осуществили последующие циклы исследований - третий, четвертый, пятый, шестой и седьмой, при постоянном значении порового давления 200 атм и при постоянной температуре 80°С.
При этом на каждом из циклов ступенчато повышали давление (см. таблицу 2). При осуществлении третьего, четвертого, пятого, шестого и седьмого циклов исследований на насыщенном жидкостью образце горной породы устанавливали следующие значения всестороннего давления: на третьем цикле - 250 атм, на четвертом цикле - 300 атм, на пятом цикле - 400 атм, на шестом цикле - 500 атм, на седьмом цикле - 570 атм. Таким образом, осуществили моделирование термобарических условий исследуемого водонасыщенного пласта.
При осуществлении каждого из циклов проводили определение упомянутого выше комплекса петрофизических свойств образца, насыщенного жидкостью.
После завершения исследований плавно или ступенчато снизили значения всестороннего и порового давления до значения соответствующего значению атмосферного давления, и извлекли образец из камеры высокого давления.
В результате исследований (см. таблица 1 и таблица 2) установлено: увеличение давления сопровождается ростом скорости продольных и поперечных волн и ростом удельного электрического сопротивления и снижением коэффициента пористости и коэффициента проницаемости. Уменьшается проницаемость сухого образца по газу, и образца горной породы, насыщенного жидкостью, по жидкости.
Полученные в результате исследований данные могут быть использованы при проектировании разработки месторождения как для оценки изменений пластовых условий коллектора, так и для оценки степени изменения продуктивных горизонтов.
Заявленный способ позволит проводить точные исследования петрофизических свойств продуктивных пластов и получать достоверные данные о результатах исследований образцов горной породы, отобранных в исследуемом пласте, которые могут быть использованы для решения практических задач, связанных с интерпретацией данных промыслово-геофизических исследований скважин при подсчетах начальных и текущих запасов газа и нефти.