Экспериментальные исследования влияния остаточной воды на коллекторские свойства керна при одно- и двухфазной фильтрации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Муртазалиев, Айитбек Шамильевич

• Муртазалиев, Айитбек Шамильевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Муртазалиев, Айитбек Шамильевич

2.1. Вводные замечания..........................................................................33

2.2. Методика лабораторных экспериментов.......................................33

2.3. О критериях подобия.......................................................................41

2.4. Результаты лабораторных экспериментов.....................................45

2.5. Выводы по главе 2............................................................................49

Глава 3. Сопоставительные эксперименты по определению

коэффициентов вытеснения в рамках разных методологий.........................51

3.1. Вводные замечания..........................................................................51

3.2. Методика лабораторных экспериментов.......................................53

3.3. Результаты лабораторных экспериментов.....................................57

3.4. Выводы по главе 3............................................................................64

Глава 4. Сопоставительные лабораторные эксперименты по определению коэффициентов проницаемости и макрошероховатости при

нарушении закона Дарси в рамках концепций АПП и ЭПП.......................65

4.1. Вводные замечания..........................................................................65

4.2. Методика лабораторных экспериментов.......................................65

4.3. Результаты лабораторных экспериментов.....................................68

4.4. Выводы по главе 4............................................................................75

Глава 5. Сопоставительные эксперименты по смачиваемости в

рамках концепций АПП и ЭПП......................................................................77

5.1. Вводные замечания..........................................................................77

5.2. Методика лабораторных экспериментов.......................................77

5.3. Результаты лабораторных экспериментов.....................................78

5.4. Выводы по главе 5............................................................................81

Общие выводы.........................................................................................82

Список литературы................................................................................85

Введение Общая характеристика работы

Актуальность темы исследований

ЗО компьютерное моделирование с 2000 г. по решению ЦКР Роснедра стало обязательным для целей проектирования разработки месторождений нефти и газа. Внедрение методов компьютерного моделирования довольно скоро проявило целый ряд негативных моментов в методологии нефтегазовой науки. Согласно определению сотрудников ИПНГ РАН, под нефтегазовой наукой понимается иерархически выстроенная система научных дисциплин, имеющих отношение к теории и практике разработки нефтяных и газовых месторождений (физика и петрофизика пласта, ГИС, ГДИС, подсчет запасов нефти и газа, ЗБ геологическое и ЗD гидродинамическое моделирование, проектирование и анализ разработки месторождений нефти и газа и др.).

В результате вместо традиционной концепции абсолютного порового пространства (АЛЛ) сотрудники ИПНГ РАН обосновали альтернативную концепцию эффективного порового пространства (ЭНН). Согласно имеющимся публикациям, новая концепция ЭНН устраняет недостатки традиционной концепции АНН и открывает возможности для повышения эффективности отечественного нефтегазового недропользования.

13 октября 2005 г. ЦКР Роснедра рассмотрела и обсудила доклад сотрудников ИПНГ РАН и заключения многочисленных экспертов о концепции ЭН11. В решении ЦКР тогда было записано [38]:

.. .3. Признать необходимым переход на составление ЗЭ геологических и гидродинамических моделей продуктивных пластов на основе концепции эффективного порового пространства.

За прошедшие годы авторы концепции ЭНН осуществили ряд соответствующих внедрений на месторождениях страны. Имеют место отдельные факты реализации этой концепции и сторонними учеными.

Однако речь о рекомендованном ЦКР широком внедрении идей концепции ЭПП в отечественное нефтегазовое недропользование сегодня не идет.

Сказанное явилось одной из причин постановки сопоставительных лабораторных экспериментов в рамках концепций АПП и ЭПП. По мнению научного руководителя, результаты таких экспериментов будут дополнительным стимулом для внедрения концепции ЭПП в теорию и практику разработки месторождений нефти и газа.

Приведенные соображения, по мнению автора, свидетельствуют о степени актуальности выбранной темы диссертационной работы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экспериментальные исследования влияния остаточной воды на коллекторские свойства керна при одно- и двухфазной фильтрации»

Цель работы

На основе сопоставительных лабораторных исследований в рамках традиционной концепции абсолютного порового пространства (АПП) и новой концепции эффективного порового пространства (ЭПП) подтвердить решение ЦКР Роснедра о целесообразности перехода в нефтегазовой науке к концепции ЭПП.

Основные задачи исследований

• Провести цикл исследований и проанализировать результаты сопоставительных лабораторных опытов по нахождению корреляционных зависимостей логарифма проницаемости от пористости в рамках концепций АПП и ЭПП, учитывая, что базисными параметрами в концепции АПП являются абсолютная проницаемость по газу кабс и открытая пористость т0, а в концепции ЭПП - эффективная проницаемость кэф и эффективная пористость тэф.

• Осуществить эксперименты и проанализировать результаты определения коэффициента вытеснения газа водой при вытеснении и капиллярной пропитке с учетом остаточной водонасыщенности.

• Провести эксперименты и проанализировать результаты сопоставительных лабораторных опытов по определению параметров кернов при нарушении закона Дарси в рамках концепций АПП и ЭПП.

• Осуществить эксперименты и проанализировать результаты сопоставительных лабораторных опытов по установлению характера смачиваемости кернов в рамках концепций АПП и ЭПП.

Научная новизна исследований

На основе сопоставительных лабораторных экспериментов в рамках концепций абсолютного (АПП) и эффективного порового пространства (ЭПП) впервые выявлены следующие положения.

1. Показано, что коэффициенты детерминации у зависимостей lg кэф = f(тэф) в случае концепции ЭПП значительно более высокие, чем у зависимостей lg ка6с = f(m0) в концепции АПП. То есть, следование концепции ЭПП повышает степень достоверности результатов ГИС.

2. Коэффициенты вытеснения Кв газа водой при капиллярной пропитке на 0,79 - 6,2 % превосходят Кв при процессе вытеснения, а

значения Кв от керна к керну в пределах одного литотипа различаются до

24 - 31% при вытеснении и пропитке соответственно.

3. Выявлено, что в случае нарушения закона Дарси значения т0 превышают тэф до 80%, величина кабс больше кэф до 88%, а значения коэффициента макрошероховатости /?абс превосходят р*эф до 71%. Кроме того, установлено наличие значимых корреляционных связей между /3*эф и тэф.

4. Показано, что исследования кернов на степень смачиваемости в рамках концепции АНН могут приводить к утверждению о гидрофобности ряда кернов, в то время как в рамках концепции ЭПП все керны оказываются гидрофильными. Значения краевого угла смачивания в при концепции АПП могут превышать его значения в случае концепции ЭПП до 429%, a cosO могут различаться до 420%».

Практическая значимость результатов

По мнению автора, она заключается в следующем.

• В результате сопоставительных экспериментов подтверждено наличие более тесной корреляционной зависимости логарифма коэффициента проницаемости от коэффициента пористости в концепции ЭПП по сравнению с концепцией АПП, что обеспечивает построение более достоверных распределений фильтрационных параметров в ЗЭ моделях продуктивных пластов по данным геофизических исследований скважин (ГИС).

• Наличие значимой корреляционной связи между коэффициентами тэф и Р*эф позволяет учитывать неоднородность пластов по параметру /3*эф при нарушении закона Дарси в ЗБ геолого-газогидродинамических моделях. Кроме того, переход к определению значений коэффициента (?эф в рамках концепции ЭПП обеспечивает их сопоставимость с данными газодинамических исследований скважин.

• Различие коэффициентов вытеснения газа водой при капиллярной пропитке и при процессе вытеснения, а также неоднородность коллектора по данным параметрам в пределах единого литотипа, необходимо учитывать при проектировании и анализе разработки газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей в терригенных и карбонатных пластах.

• На примере параметров двухчленного закона фильтрации газа и показателя угла смачивания показано, что для ЗБ моделирования лабораторные эксперименты по определению геолого-физических свойств газонасыщенного пласта необходимо проводить в соответствии с концепцией ЭПП (при создании в керне остаточной водонасыщенности). В противном случае, в рамках концепции АПП, искомые результаты будут характеризоваться значительными погрешностями.

Защищаемые положения

1. Доказательство целесообразности для интерпретации результатов ГИС определения зависимостей кэф = /(тэф), отличающихся большей коррелируемостью, чем традиционные зависимости кабс =/(т0).

2. Целесообразность определения, в соответствии с концепцией ЭПП, на образцах с наличием остаточной водонасыщенности исходных геолого-физических параметров коллектора, в частности, параметров, определяющих фильтрацию газа и показатели смачивания - для достоверного 3D компьютерного моделирования.

3. Доказательство целесообразности определения коэффициентов вытеснения газа водой на основе капиллярной пропитки и вытеснения, а также для образцов с различными фильтрационно-емкостными параметрами в пределах единого литотипа.

Степень обоснованности выводов и рекомендаций

Автор в своих экспериментах в рамках концепции Al ИI основывался на традиционных представлениях керновых исследований, методиках в области физики и петрофизики пласта. Методики экспериментов в рамках концепции ЭПП были аналогичны традиционным при учете особенностей, накладываемых концепцией ЭПП. Сопоставление результатов лабораторных опытов и соответствующих серий экспериментов служило основой для выводов и рекомендаций автора.

Апробация результатов исследований

Результаты исследований неоднократно докладывались автором на заседаниях научного семинара лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН, а также в виде докладов на следующих конференциях:

• Международная академическая конференция «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири», Тюмень, 17-19 сентября 2008 г.

• VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва, РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 1-3 февраля 2010 г.

Основные результаты исследований также неоднократно демонстрировались специалистам научно-исследовательских и

производственных организаций нефтегазового профиля в рамках лекций на семинарах повышения квалификации Института нефтегазового бизнеса под руководством проф. Р.Г. Шагиева.

Публикации

Результаты выполненных исследований опубликованы в 4 статьях, все в журналах списка ВАК.

Структура и объем диссертации

Работа состоит из введения, 5 глав и заключения. Диссертационная работа изложена на 94 страницах машинописного текста, содержит 22 рисунка, 5 таблиц и список литературы из 101 наименования.

Автор приносит свою глубокую благодарность проф. Закирову С.Н. за научное руководство, а также докторам технических наук Закирову Э.С. и Индрупскому И.М., кандидатам технических наук Файзрахманову P.P. и Аникееву Д.П., а также всем сотрудникам лаборатории газонефтеконденсатоотдачи за помощь, советы и поддержку при выполнении намеченных исследований.

Глава 1. Обзор предшествующих исследований. Обоснование тематики диссертационной работы

В этой главе изложены актуальность выбранной темы, степень научной новизны, практическая значимость результатов исследований, защищаемые положения. Рассмотрены известные методики лабораторных экспериментов в физике и петрофизике пласта. Проведен обзор предшествующих исследований. Обоснована тематика диссертационной работы.

1.1. Особенности лабораторных экспериментов в физике и петрофизике пласта

Современная теория фильтрации, а значит и 3D компьютерное моделирование, базируется на исходной виртуальной пористой среде. Это связано с тем, что соответствующие дифференциальные уравнения, аналитические или численные их решения включают в качестве базисных коэффициентов значения абсолютной проницаемости кас-)с по газу и открытой пористости т0. Отсчет же коэффициентов начальной и текущей флюидонасыщенности проводится с уровня открытой пористости [32, 26, 28].

Поэтому на определение указанных базисных коэффициентов были нацелены методы физики и петрофизики нефтегазового пласта, промысловой геофизики, а сами эти коэффициенты использовались в методологии построения 3D геологических моделей. Алгоритм их определения заключается в следующем. Из лабораторных экспериментов используют, в основном, коэффициенты открытой пористости. Интерпретация результатов ГИС, основанная на корреляционных зависимостях рассматриваемого геофизического параметра от коэффициента открытой пористости, позволяет определять значения т0. Затем из корреляционной зависимости lg kaf)C= f(m() находят 3D массив коэффициентов кабс.

Известно, что физика нефтегазового пласта является одной из важнейших научных дисциплин, так как физика пласта - научная

дисциплина, изучающая физические свойства нефтяных и газовых коллекторов; свойства пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей; а также физические основы увеличения нефте-, газо- и конденсатоотдачи пластов. Значительный вклад в развитие физики пласта сделан советскими учеными - М.Т. Абасовым, Г.А. Бабаляном, A.C. Великовским, Б.В. Дерягиным, Ш.К. Гиматудиновым, Л.Г. Гурвичем, Ю.В. Желтовым, P.M. Кондратом, Ф.И. Котяховым, A.M. Кузнецовым, A.C. Кундиным, М.М. Кусаковым, В.Н. Мартосом, А.Х. Мирзаджанзаде, H.H. Михайловым, В.А. Николаевым, В.Г. Оганджанянцем, П.А. Ребиндером, Н.Д. Таировым, P.M. Тер-Саркисовым, Д.А. Эфросом и др. [10, 11, 14, 16, 19, 22, 23, 35, 43, 46, 50, 51, 52, 60, 61, 62, 64, 67, 74, 78, 83].

Среди зарубежных ученых можно отметить работы Амикса Дж., Басса Д., Уайтинга Р., Катца Д.Т., Баклея С., Леверетта М. и многих других

[2, 66, 85, 87, 90,91].

Физика нефтегазового пласта развивалась под влиянием классических уравнений Маскета-Мереса [97]. Эти уравнения, в свою очередь, при расчетах нуждались в использовании результатов исследований в физике пласта. Указанные уравнения описывают процессы неустановившейся многомерной многофазной фильтрации. Эти уравнения сегодня заложены во все основные компьютерные программы для моделирования процессов разработки месторождений нефти и газа.

Особенность традиционной концепции АПП, как сказано, состоит в том, что в качестве базисных коэффициентов в соответствующих исходных дифференциальных уравнениях присутствуют коэффициенты абсолютной проницаемости по газу кабс и открытой пористости т0. Для их определения в процессе бурения из скважин отбирают крупномасштабный керн. Из этого керна выпиливают образцы керна диаметром порядка 2,5-3 см, длиной 3-5 см. Затем эти керны экстрагируют, сушат и на этих кернах осуществляют замеры абсолютной проницаемости по газу и открытой

пористости. Кроме того, в физике пласта на таких кернах определяют кривые капиллярных давлений, коэффициенты вытеснения, а также зависимости относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для нефти, газа и воды, которые составляют сердцевину ЗЭ компьютерной модели пласта.

Существуют прямые и косвенные методы определения фазовых проницаемостей. К прямым относятся лабораторные методы: стационарной (установившейся) фильтрации и вытеснения. Косвенными являются расчетные методы по кривым капиллярного давления, по промысловым данным и по данным ГИС [6, 15, 17, 21, 44, 74, 79, 88, 89, 94, 95,96, 98, 100, 101].

Определение относительных фазовых проницаемостей пористой среды стационарным методом основано на измерении фазовых насыщенностей и градиента давления в установившемся режиме фильтрации в образце (керне) при заданном расходе каждой из фаз.

К нестационарным методам относится способ определения относительных фазовых проницаемостей при вытеснении нефти (газа) рабочим агентом [6, 15, 21, 85, 88]. То есть, при неустановившемся во времени процессе вытеснения. Недостатком данного способа является трудоемкость обработки полученных результатов.

Лабораторные исследования кернов широко используются в петрофизике пласта. Петрофизика - научная дисциплина, изучающая физические свойства горных пород и закономерности их изменения при взаимодействии с физическими полями различной природы. Петрофизика составляет научную основу геологической интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) [9, 20, 42, 65, 77].

Методы ГИС предоставляют необходимые количественные параметры для целей ЗЭ компьютерного моделирования месторождений, проектирования и анализа процесса разработки месторождений нефти, газа

[15]. Если физика пласта дает точечную информацию о коллекторских свойствах продуктивного коллектора, то методы ГИС и петрофизика предоставляют информацию «почти» в трехмерном формате. Здесь слово «почти» подразумевает то обстоятельство, что методы ГИС, определяя параметры пласта в разрезе скважин, не дают информацию в межскважинном пространстве.

Методические основы изучения физических свойств горных пород в петрофизике отличаются от используемых в физике пласта. Этим объясняются соответствующие исследования в области петрофизики, выполненные советскими учеными (Б.А. Андреев, М.П. Воларович, Г.А. Гамбурцев, И.И. Гурвич, В.Н. Дахнов, А.И. Заборовский, Г.М. Золоева, В.Н. Кобранова, С.Г. Комаров, A.A. Логачев, Е.А. Любимова, Л.Я. Нестеров, H.H. Пузырев, A.C. Семенов, А.Г. Тархов, В.В. Федынский, ЯМ. Френкель и др.) [8, 10, 19, 42, 48, 65, 77], а также зарубежными исследователями (С. Акимото, Ф. Берч, Ф. Берне, М. Био, В. Вакье, М. Вилли, В. Винзауер, Ф. Гассман, X. Джеффрис, Т. Нагата и др.) [2, 66, 99]. Петрофизика коллекторов нефти и газа была создана советскими и американскими геофизиками в 40-50 годы XX века как основа количественной геологической интерпретации результатов ГИС. Как самостоятельная научная дисциплина петрофизика сформировалась лишь в начале 60-х годов. Большая роль в ее создании принадлежит В.Н. Дахнову и его научной школе [8, 15].

Если физика пласта в наибольшей степени ориентирована на нужды построения 3D гидродинамических моделей, то петрофизика пласта и ГИС получают те данные, которые затем используются при подсчете запасов, при создании 3D геологической модели. Общность методов современных физики пласта и петрофизики проявляется в том, что они базируются на исследовании большого количества кернов с целью определения коэффициентов открытой пористости и абсолютной проницаемости по

газу. В петрофизике эти параметры используются затем при построении корреляционных петрофизических зависимостей, которые применяются для интерпретации геофизических данных.

Можно также сказать, что методологии исследований в традиционных физике пласта и петрофизике продиктованы одними и теми же исходными дифференциальными уравнениями Маскета и Мереса [97]. Так как в этих уравнениях в качестве базисных выступают коэффициенты открытой пористости и абсолютной проницаемости по газу.

Вместе с тем известно, что в методологии подсчета запасов нефти и газа, построении ЗЭ компьютерных моделей используются коэффициенты эффективной пористости, то есть, той пористости, которая занята нефтью или газом [55]. С другой стороны, в ЗО гидродинамических моделях не используются коэффициенты абсолютной проницаемости по газу, а задаются коэффициенты эффективной проницаемости. То есть, значения фазовой проницаемости по нефти и газу при наличии остаточной водонасыщенности [26, 30, 34, 76]. Корреляционные зависимости абсолютной проницаемости от открытой пористости используются в петрофизике, в методологии интерпретации результатов геофизических исследований, поскольку по данным ГИС определяется открытая пористость, а по корреляционным зависимостям абсолютной проницаемости от открытой пористости находят коэффициенты абсолютной проницаемости.

1.2. Предпосылки для отказа от традиционных представлений в физике и петрофизике пласта

Исследователи в области петрофизики пласта нередко замечали, что корреляционные петрофизические зависимости при использовании эффективной пористости характеризуются большим коэффициентом детерминации (корреляции), чем при использовании коэффициентов открытой пористости. Тем не менее, соответствующая методика керновых

исследований не вошла в практику петрофизики, так как методология интерпретации геофизических исследований скважин традиционно ориентировалась на коэффициенты открытой пористости. И поэтому петрофизические зависимости с эффективной пористостью не находили применения. Да и в принципе они не могли быть востребованы, потому что в исходных дифференциальных уравнениях Маскета-Мереса базисными коэффициентами являются коэффициенты абсолютной проницаемости по газу и открытой пористости [97].

В докомпьютерную эру при подсчете запасов нефти и газа геофизики выделяли так называемые коллектора и неколлектора. К неколлекторам относились те пласты или прослои, которые характеризовались некими граничными значениями открытой пористости, абсолютной проницаемости по газу или коэффициентами нефте- или газонасыщенности. Кроме того, при выделении неколлекторов использовались данные поинтервальных опробований скважин.

Но не все то, что сейчас представляется неколлектором, таковым является. Сегодня можно в принципе утверждать, что в природе нет непроницаемых горных пород. Например, в США разрабатывают

—7 2

месторождения газа с коллекторами проницаемостью до 10 мкм . Уникальные исследования кернов горных пород при давлениях до 200 МПа и температурах до 600 °С позволяют определять проницаемости до 10 -10"11 мкм . Результаты этих исследований относятся к гранитам и базальтам [81].

Нетрудно видеть, что приводимые значения проницаемостей весьма далеки от их граничных значений, принимавшихся и принимаемых при подсчете запасов и построении ЗЭ компьютерных моделей пластов. Поэтому справедливо предлагается [26] в прогнозных расчетах учитывать весь спектр проницаемостей, включая алевритистые низкопроницаемые прослои.

Следовательно, все то, что ранее относили к неколлекторам, необходимо подвергать не меньшим исследованиям, чем сами коллекторы [28].

Однако приведенные соображения будут справедливы тогда, когда они реализуются в рамках концепции эффективного порового пространства. Вместе с тем допустимо, что низкопроницаемые коллекторы согласно концепции эффективного порового пространства могут оказаться водонасыщенными. Тогда соответствующая часть пласта не учитывается при подсчете запасов. Тем не менее, она может заметно влиять на обменные процессы вдоль вертикальной координаты. Вследствие больших поверхностей контакта с окружающими коллекторами они могут активно участвовать в указанных обменных процессах. Подобные обменные процессы пренебрегаются при исследованиях в рамках концепции абсолютного порового пространства. То есть, сказанное говорит о том, что в рамках концепции АПП искажается реальное геологическое строение залежей нефти и газа [28,29].

В докомпьютерную эру подсчет запасов в рамках концепции АПП приводил к следующему [28, 34]. Запасы нефти и газа низкопроницаемых коллекторов считались забалансовыми и практически недоступными к извлечению известными технологиями разработки.

Указанные недостатки оказывались не замеченными, так как в докомпьютерную эру прогнозные расчеты производились в основном на одномерных или двумерных моделях. То есть, тогда вертикальные фильтрационные течения не учитывались и не могли учитываться. При использовании трехмерных моделей, естественно, необходимо было учитывать проницаемость всех прослоев в вертикальном направлении. Однако имевшая место практика выделения коллекторов и неколлекторов приписывала этим неколлекторам нулевые значения пористости и проницаемости. Это исключало вертикальные фильтрационные течения, что искажало естественные фильтрационные процессы в пласте.

Следовательно, если 3D гидродинамическая модель не отвечает реальным геологическим условиям, то и проектные решения оказываются недостоверными [26].

В этой связи, потребности 3D компьютерного моделирования привели сотрудников ИПНГ РАН к обоснованию новой концепции эффективного порового пространства, базисными коэффициентами которой являются эффективная пористость и эффективная проницаемость [26, 27, 28, 29, 30].

Под эффективной пористостью тэф авторы понимают

тЭф= т0(1 - Socm)

Здесь т0 - открытая пористость, Socm - остаточная, реликтовая водонасыщенность. Эффективная проницаемость кэф - это проницаемость по нефти или газу при остаточной водонасыщенности.

1.3. Основы концепций абсолютного (АПП) и эффективного порового пространств (ЭПП)

Особенности традиционной концепции абсолютного порового пространства и альтернативной концепции эффективного порового пространства далее излагаются, в немалой степени, согласно обобщающей работе [28].

1.3.1. Концепция абсолютного порового пространства

Классические дифференциальные уравнения неустановившейся, многомерной, многофазной фильтрации Маскета - Мереса были опубликованы в 1936 г. [97]. С тех пор они долгое время не находили применения вследствие невозможности получить аналитические их решения. Поэтому различные расчеты в теории фильтрации осуществлялись на основе приближенных формул. Уравнения Маскета -Мереса стали широко востребованными только после появления современных компьютеров.

На рис. 1а приводится схема базисной модели пористой среды,

используемой в концепции АПП. Отсюда видно, что целью лабораторных экспериментов является определение коэффициентов абсолютной проницаемости кабс и открытой пористости т0. Поэтому интерпретация результатов ГИС, базирующаяся на корреляционных зависимостях рассматриваемого геофизического параметра от коэффициента открытой пористости, позволяет определять коэффициенты та.

а б

Рис. 1. Схема базисной структуры порового пространства согласно

концепциям АПП (а) и ЭПП (б)

В известных монографиях и учебниках не акцентировалось внимание на том, какие проницаемости находятся из данных исследования скважин при установившихся или неустановившихся режимах фильтрации. Между тем повсеместно осуществлялось сопоставление значений проницаемостей, найденных по данным лабораторных исследований кернов, промысловой геофизики и гидродинамических исследований скважин. Многочисленные подобные сопоставления указывают на кратное их различие. Согласно [28, 29], это очевидно, так как определяемые проницаемости имеют различную природу. По данным лабораторных экспериментов находится абсолютная проницаемость (для газа). Такие значения проницаемости не имеют отношения к реальным фильтрационным процессам в пласте. Так как реальные процессы в продуктивном пласте всегда протекают при наличии остаточной водонасыщенности, то есть в эффективном поровом пространстве.

Вследствие таких некорректностей результаты гидродинамических исследований скважин, к сожалению, не могут непосредственно закладываться в ЗБ геологические и ЗЭ гидродинамические модели пласта. Однако на практике они используются в процессе создания ЗЭ моделей, без каких-либо корректив. Авторы [28] справедливо говорят о нелогичности и некорректности подобных операций.

Схематично приводимая на рис. 1а базисная модель в дифференциальных уравнениях Маскета - Мереса видоизменяется с целью учета реальных особенностей пористой среды. В результате они записываются в следующем виде, для простоты в двухфазном (нефть-вода), одномерном случае:

проницаемости для нефти и воды, нормированные по абсолютной проницаемости по газу; т0 - открытая пористость; 8Н, Бв - коэффициенты нефте- и водонасыщенности в долях от т0; рн, рв - плотности нефти и воды; рн, рв — давления в нефтяной и водной фазах соответственно; ? — время.

М. Маскет понимал, что модель пористой среды на рис. 1а не отражает естественную пористую среду. Поэтому он фазовые проницаемости по нефти, воде (и газу) нормирует через проницаемость по газу. А флюидонасыщенность в реальной пористой среде он учитывает через значения коэффициентов нефте-, водо-, газонасыщенности. При этом значения отсчитывает от т0.

(1)

Как уже сказано, уравнения Маскета - Мереса, в частном случае в виде (1) и (2), сказались на методологии лабораторных экспериментов в физике и петрофизике пласта. К каким последствиям это привело в предыдущих пунктах уже довольно подробно отмечено.

Поэтому перейдем к краткой характеристике особенностей концепции ЭПП [28].

1.3.2. Концепция эффективного порового пространства Вследствие выявленных некорректностей, вытекающих из концепции АПП, возникла необходимость и целесообразность соответствующих изменений в теории фильтрации и методологии ЗЭ компьютерного моделирования. Поэтому исследования сотрудников ИПНГ РАН привели к идее перехода от базисной модели пористых сред с абсолютными значениями проницаемости и открытой пористости к новой базисной модели пористых сред с эффективными их значениями. На рис. 16 в схематичной форме дается базисная модель пористой среды в концепции ЭПП. Такая базисная модель привела к изменениям в исходных дифференциальных уравнениях. В результате сопоставительные (с предыдущими) уравнения двухфазной фильтрации в одномерном варианте записываются в следующем виде [26, 28, 39]:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Муртазалиев, Айитбек Шамильевич, 2014 год

Список литературы

1. Алиев З.С., Б.Е. Сомов, Д.А. Мараков, Р.Н. Исмагилов. Межпластовые и зональные перетоки газоконденсатной смеси и их влияние на текущую добычу нефти и газа // М.: «Издательский дом Недра», 214 е., 2013.

2. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: Перевод с англ. //М.: Гостоптехиздат, 572 е., 1962.

3. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д, Максимов В.М. Подземная гидромеханика // Москва-Ижевск, Институт компьютерных исследований, 495 е., 2005.

4. Богомолова A.A., Максимов А.Ф. и др. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкостей // М.: Гостоптехиздат, 275 е., 1962.

5. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления // Новосибирск: Наука, 182 е., 1995.

6. Бурлаков И.А., Гудок Н.С . К вопросу о методике определения проницаемости горных пород // Труды ГрозНИИ, вып. XIX, 1965.

7. Бэрчик Э.Д. Свойства пластовых жидкостей // М.: Гостоптехиздат,

1960.

8. Виноградов В.Г., Дахнов A.B., Пацевич C.JI. Практикум по петрофизике // М.: Недра, 1989.

9. Венделыитейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов // М.: Недра, 1988

10. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта // М.: Недра, с. 311, 1982.

11. Гиматудинов Ш.К. Лабораторный практикум по физике нефтяного пласта // М.: Росвузиздат, 1963.

12. Горбунов А.Т., Пугачева С.Г. Анализ кривых фазовых проницаемостей //НТС по добыче нефти ВНИИ, вып. 40, с. 52-59, 1971.

13. Грищенко М.А., Бикбулатова Т.Г. Современные подходы к моделированию насыщенности при создании геологических и фильтрационных моделей // Нефтяное хозяйство, №12, с. 18-21, 2008.

14. Гудок Н.С., Богданович H.H., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород // М.: Недра-Бизнесцентр, с. 592, 2007.

15. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород // М.: Недра, 1975.

16. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы //М.: Наука, 1985.

17. Дмитриев Н.М., Максимов В.М. Нелинейные законы фильтрации для анизотропных пористых сред // Прикладная математика и механика. Т. 65. Вып. 6, с. 963-970, 2001.

18. Дмитриевский А.Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов // М.: Недра, 1982.

19. Добрынин В.М. Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа // М.: Недра, 1982.

20. Добрынин В.М., Венделыитейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (физика горных пород) // М.: Нефть и газ. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, с. 368, 2004.

21. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Черноглазое В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа // М.: Нефтяная промышленность, 1988.

22. Добрынин В.М. Определение упругих свойств коллекторов нефти применительно к условиям разработки месторождений // «Нефтяное хозяйство», №3, 1968.

23. Добрынин В.М. Физические свойства нефтегазовых пород коллекторов в глубоких скважинах // М.: Недра, 1965.

24. Емельянов H.H. О корреляционной зависимости между пористостью и проницаемостью по данным исследования кернов // Труды ВНИИ, вып. XLVIII, с. 166-172, 1967.

25. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений // Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2006.

26. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство, №1, с. 34-41, 2006.

27. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Баганова М.Н. Системный подход в нефтегазовой науке. Проблемы и решения // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика», 1,2010.

28. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть II // М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований. НИЦ Регулярная и хаотическая динамика, с. 484, 2009.

29. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Николаев В.А., Закиров И.С. Современные основы теории и практики разработки месторождений нефти и газа. Часть 1 // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика», 2, 2010.

30. Закиров С.Н., Кожевников Д.А., Индрупский И.М., Коваленко К.В., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Развитие нефтегазовой науки на основе концепции эффективного порового пространства // Труды всероссийской научно-практической конференции «Ядерно-геофизические методы в комплексе ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений. Современное состояние развития». Бугульма, 2010.

31. Закиров С.Н., Муртазалиев А.Ш. К определению коэффициентов вытеснения для терригенных и карбонатных коллекторов //

Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №9, с.45 - 48, 2009.

32. Закиров С.Н., Муртазалиев А.Ш. Сопоставительные эксперименты по смачиваемости в рамках концепций АПП и ЭПП // Нефтяное хозяйство, №11, с. 78-78, 2011.

33. Закиров С.Н., Муртазалиев А.Ш., Аникеев Д.П. Сопоставительные лабораторные эксперименты в рамках концепции АПП и ЭПП // Газовая промышленность, №3, 2011.

34. Закиров С.Н., Индрупский И.М, Закиров Э.С., Фахретдинов Р.Н., Кирсанов H.H. Назревшие проблемы подсчета запасов, 3D компьютерного моделирования и разработки месторождений нефти и газа // Нефтяное хозяйство, №12, с. 32-35, 2007.

35. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Кондрат P.M., Турниер В.Н., Шмыгля О.П. Теория водонапорного режима газовых месторождений природного газа//М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, вып. 2, 1982.

36. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки местрождений нефти и газа // М., с. 520, илл., 2004.

37. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование // М.: ИПЦ «Маска», 2009.

38. С заседания Центральной комиссии по разработке // Нефтяное хозяйство, №1, с. 32-33, 2006.

39. Индрупский И.М. Об уравнениях многофазной фильтрации в концепциях абсолютного и эффективного порового пространства // Нефтяное хозяйство, №8, 2009.

40. Индрупский И.М., Закиров Э.С., Муртазалиев А.Ш., Файзрахманов P.P. Исследования кернов на основе концепций абсолютного и эффективного порового пространства // Недропользование - XXI век, №2, с. 74-76, 2009.

41. Калинко M.K. Методика исследования коллекторских свойств кернов // М.: Гостоптехиздат, 1963

42. Кобранова В.Н. Петрофизика. 2-е изд // М.: Недра, 392 е., 1986.

43. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород // М.: Гостоптехиздат, 1963.

44. Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы // М.: Мир, 1964.

45. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта // М.: Гестоптехиздат, 1956.

46. Котяхов Ф.И. Об определении коэффициента эффективной проницаемости кернов нефтяных пластов // «Нефтяное хозяйство», №5, с. 31-34, 1949.

47. Кочешков A.A., Кусаков М.М, Лубман Н.М. Механизм капиллярной пропитки и капиллярного вытеснения в пористых средах // Изв. Вузов, «Нефть и газ», №11, 1958.

48. Кринари А.И., Петруев Е.И. Методы лабораторного определения некоторых физических параметров терригенных пород-коллекторов. В кн.: Унификация методов определения коллекторских свойств горных пород // М.: Недра, 1966.

49. Крылов А.П. Составление теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ // Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. М.: Гостоптехиздат, с. 116-139, 1957.

50. Кусаков М.М., Некрасов Д.Н. Подъем жидкости в капиллярах переменного сечения и капиллярных гистерезис // Докл. АН СССР, т. 119, с. 907-109, 1958.

51. Кусаков М.М., Мекеницкая Л.И. Исследования состояния связанной воды на моделях газовых и нефтяных коллекторов // Труды МИНХ и ГП им. Губкина. М.: Гостоптехиздат, 1959.

52. Кусаков М.М., Лубман Н.М., Кошевник А.Ю., Кошелева И.М., Мекеницкая Л.И. Исследования в области физико-нефтяного пласта // Труды ИГ и РГИ, т. II. М.: изд-во АН СССР, 1960.

53. Лапук Б.Б., Абуталиев Э.Б., Закиров С.Н. Неустановившееся движение газов в пористой среде при нелинейном законе фильтрации // Сб. Вопросы вычислительной математики. Изд. АН Узб.ССР, Ташкент, с. 5882, 1963.

54. Лапук Б.Б. Некоторые вопросы научных основ разработки газовых месторождений // Сб. Развитие газовой промышленности СССР. М.: Гостоптехиздат, 1960.

55. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П.Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа // М.: Недра, 1986.

56. Леонтьев Е.И. Моделирование в петрофизике // М.: Недра,

1987.

57. Мамлеев Р.Ш., Тимонин В.И. Результаты испытания «переходной» зоны на Павловской и Зеленоградной площадях // Геология нефти и газа, №4, с. 38-41, 1960.

58. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией Петерсилье В.И. Пороскун В.И. Яценко Г.Г. // Москва - Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

59. Минский Е.М. О притоке газа к забою несовершенной скважины при нелинейном законе сопротивления // Тр. ВНИИГАЗа, Добыча, транспорт и переработка природных газов. М.: Гостоптехиздат, 1954.

60. Михайлов Н.Н. Физика нефтяного и газового пласта (физика нефтегазовых пластовых систем): Том 1 // М.: 2008.

61. Оркин К.Г., Кучинский П.К. Физика нефтяного пласта // М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горнотопливной литературы, 1955.

62. Оркин К.Г., Кучинский П.К. Лабораторные работы по курсу «Физика нефтяного пласта» // М.: Гостоптехиздат, 1953.

63. Орлов Л.И., Карпов E.H., Топорков В.Г. Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа // М.: Недра, 1987.

64. Павлова H.H. Деформационные и коллекторские свойства горных пород // М.: Недра, 1975.

65. Петрофизика. Справочник. Кинга первая. Горные породы и полезные ископаемые // М.: Недра, с. 391, 1992.

66. Пирсон С. Дж. Учение о нефтяном пласте. Пер. с англ // М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горнотопливной литературы, 1961.

67. Поляков Е.А. Методика изучения физических свойств коллекторов нефти и газа // М.: Недра, 2005.

68. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород // М.: Недра, 1966.

69. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород // Л: Недра, 1985.

70. Смехов Е.М. Закономерности развития трещиноватых горных пород и трещиноватые коллекторы // Труды ВНИГНИ, вып. 172. М.: Гостоптехиздат, 1961.

71. Смехов Е.М., Гмид Л.П., Булач М.Х и др. Методическое пособие по изучения трещиноватости горных пород и трещиноватых коллекторов нефти и газа // Труды ВНИГРИ, вып. 121. М.: Гостоптехиздат, 1962.

72. Столяров А.Д. Об эффективной пористости // Труды ИГиРГИ,

1960.

73. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов // М.: Гостоптехиздат, с. 141, 1945.

74. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа//М.: Недра, 1979.

75. Форхгеймер Ф. Гидравлика, Перевод с нем. // М.: ОНТИ, 1935.

76. Ханин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа // М.: Гостоптехиздат, 1963.

77. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов // М.: Недра, 1976.

78. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа // М.: Недра,

1973.

79. Шейдеггер А.Э. Физика течения жидкостей через пористые среды // М.: Гостоптехиздат, 1960.

80. Ширковский А.И. Новые методы расчета газонасыщенности, газоотдачи, начальных запасов газа и испарения связанной воды при разработке газовых месторождений и подземном хранении газа // М.: ВНИИЭгазпром, 1967.

81. Шмонов В.М., Витовтова В.М., Жариков А.В. Флюидная проницаемость земной коры // М.: Научный мир, с. 216, 2002.

82. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика // М.: Гос. науч.-тех. Изд. нефтяной и горно-топливной лит. 1949.

83. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. М.: Гостоптехиздат, 1963.

84. Amott Е. Observations relating to the wettability of porous rock // Trans. AJME, V.216, p. 156-162, 1959.

85. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of Fluid Displacement in Sands // Trans. AIME, V.146, p. 107-116, 1942.

86. Chilinger G.V. and Jen T.F. Some notes on wettability and relative permeability of carbonate reservoir rocks // Energy Sources, V.7, №1, p. 67-75, 1983.

87. Hoffman R. A technique for determination of capillary curves a constantly accelerated centrifuge // SPEJ, 3, №3, p. 227-235, 1963.

88. Honarpour M., Koederitz L. and Harvey H. Relative Permeability of Petroleum Reservoirs // CRC Press Boston, 1986.

89. Klinkenberg L.J. The permeability of porous media to liquids and gases // Appl. Drilling and production practices, p.200, 1941.

90. Larsen R.G., Scriven L.E. and Davis H.T. Percolation theory of two phase flow in porous media // Chem. Eng. Sci., V.36, №1, p.57-84, 1981.

91. Leverett M.C. Capillary behavior in porous solid // Trans of AJMME, V.142, p. 152, 1941.

92. McCaffery F.G. and Bennion D.W. The effect of wettability on two-phase relative permeabilities // J. of Can. Petr. Techn., V.13, №4, p. 42-53, Oct-Dec. 1974.

93. Melrose J.S. Wettability as related to capillary action in porous media // SPEJ, p. 259-71; Trans AJME, V.234, Sept. 1965.

94. Morgan J.T. and Cordon D.T. Influence of pore geometry on water

- oil relative permeability // JPT, 22, № 10, 1990.

95. Morrow N.R. Capillary pressure correlation for uniformly wetted porous media// Journ. Can.Petr. Techn., V.15, №4, p. 49-69, Oct-Dec. 1976.

96. Mungan N. Relative permeability measurements using reservoir fluids // SPEJ, p.398-402, Oct. 1972.

97. Muskat M., Meres M.W. The flow of heterogeneous fluids through porous media // Physics, vol.7, p. 346-363, Sept. 1936.

98. Papatzacos, P. and Skjaeveland, S.M. Relative Permeability from Capillary Pressure // Paper SPE-77540, SPE ATCE, San Antonio, Texas, 29 Spt.

- 2 Oct. 2002.

99. Ringrose, P.S. Totally-property modeling: dispelling the net-to-gross myth // SPE RE&E, Vol. 11, №5, p. 866-873, 2008.

100. Schneider F.N. and Owens W.W. Sandstone and carbonate two and three-phase relative permeability characteristics // SPEL, Trans AIME, V.249, p.75-84, March 1970.

101. Schneider F.N. and Owens W.W. Relative permeability studies of gas-water flow following solvent injection in carbonate rocks // SREJ, Trans AIME, V.249, p.22-30, Febr. 1976.