Конфигурация залежей углеводородов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 ПРОГНОЗ ОНН ПО ПЕТРОФИЗИЧЕСКИМ  СВЯЗЯМ 

В основу методов прогноза положены установленные в лабораторных условиях связи ОНН с петрофизическими характеристиками. Определяя последние  независимым способом и используя  петрофизические связи, осуществляют прогноз ОНН.

 

                                                             (1)

 

 где - ОНН пропластка со средним значением используемого              

                 коллекторского параметра k;

            n - число пропластков;

           h_i - эффективная толщина i – того пропластка, м;

            S_i - площадь простирания i – того пропластка, м².

В литературе описаны петрофизические  связи с остаточным водонасыщением, проницаемостью, глинистостью и другими  петрофизическими характеристиками. Эти  связи получают по данным моделирования  заводнения, анализу кривых фазовых проницаемостей, по данным капиллярной пропитки и по другим данным [5,6].

Однако, как отмечалось ранее, в общем случае связи ОНН с  петрофизическими характеристиками коллекторов  отсутствуют. Для оценки погрешностей прогноза ОНН по петрофизическим  связям было проведено сопоставление  прогнозных оценок ОНН и фактических  данных, полученных на основе моделирования  вытеснения. В качестве прогнозных связей использовались связи типа К_но = f (К_во). Как указывалось, такие связи получают при использовании автомодельных кривых фазовых проницаемостей и результатов противоточного капиллярного поглощения.

В результате анализа было установлено, что абсолютные погрешности  прогнозных оценок ОНН для калифорнийских песчаников составляют 6,5 – 12,5 %, для  месторождений Западной Украины  – 13 – 20 %, для Туймазинского месторождения – 18 – 34 %, для месторождений Западной Сибири – 15 – 20 %, Казахстана – 10 – 36 %. При этом относительные погрешности составляют для калифорнийских песчаников – 22 – 47 %, Западной Украины – 27 – 43 %, Туймазинского месторождения – 90 – 160 %, Западной Сибири – 58 – 80 %, месторождения Узень – 110 – 300 %.

Существуют комплексные  петрофизические связи, которые  используют целый набор петрофизических  параметров, но они не учитывают  параметры, характеризующие условия  вытеснения, и их информативность также низка [7].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ  ОНН ПО МАТЕРИАЛАМ ЛАБОРАТОРНЫХ  ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА

Большинство продуктивных пластов  нефтяных месторождений характеризуются  макронеоднородностью как по разрезу, так и по простиранию. Нередко это обусловлено тем, что пласты сложены различными литотипами пород, существенно отличающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, которые необходимо учитывать при подсчете запасов и разработке месторождений. Здесь приведены результаты определения остаточной нефтенасыщенности и оценки коэффициентов вытеснения нефти водой по материалам лабораторного исследования керна на примере девонских песчаников Кушкульского месторождения с учетом выделения в них двух литотипов (групп) слагающих пород.

Кушкульское нефтяное месторождение, расположенное на севере Башкортостана, введено в разработку в 1969 г. Основные его промышленные запасы приурочены к девонским песчаникам муллинского (пласт ДI) и пашийского (пласт ДII) горизонтов. С учетом показателей разработки на месторождении выделены три зоны с условными границами – северная, центральная и южная.

Остаточная нефтенасыщенность образцов определялась разработанным а БашНИПИнефти и используемым практически с конца 60-х гг. методом сушки [1,8], основанным на определении опытным путем поправочных коэффициентов, позволяющих учесть потери нефти за счет испарения легких фракций с момента отбора керна на буровой до начала его экстракции в лаборатории. Метод позволяет получать данные об остаточной нефтенасыщенности непосредственно в процессе определения таких стандартных параметров, как пористость и проницаемость. Для этого необходимо лишь взвесить образцы до и после экстракции и произвести несложные расчеты.

По образцам керна мелкозернистых песчаников методом сушки было выполнено 394 определения остаточной нефтенасыщенности. Среднестатистическое значение этого параметра оказалось равным 30,2 %. На (рисунке 3), приведена гистограмма распределения остаточной нефтенасыщенности для этой группы образцов керна. Указанный параметр изменяется в довольно широких пределах – от 6 до 50 %, т.е. в условиях девонских песчаников Кушкульского месторождения наряду с низкими значениями отмечаются и очень высокие значения остаточной нефтенасыщенности, существенно отличающиеся от среднего значения. Распределение остаточной нефтенасыщенности подчиняется нормальному закону распределения, что указывает на влияние большого числа факторов на формирование этого параметра [2].

По образцам гравелитовых песчаников выполнено 87 определений остаточной нефтенасыщенности, среднестатистическое ее значение составило 27,7 % при диапазоне изменения этого параметра 10-42 %. Гистограмма распределения значений остаточной нефтенасыщенности гравелитовых песчаников приведена на рисунке 3, из которого видно, что и в этом случае распределение остаточной нефтенасыщенности достаточно четко описывается нормальным законом распределения.

 

а – остаточная нефтенасыщенность мелкозернистых песчаников; б – остаточная нефтенасыщенность гравелитовых песчаников.

Рисунок 3 – Гистограммы вероятности и кривые функции остаточной нефтенасыщенности.

 

Полученные средние значения остаточной нефтенасыщенности для мелкозернистых и гравелитовых песчаников были использованы для оценки коэффициентов вытеснения нефти водой. Эта оценка выполнялась по зависимостям, рассчитанным по известной формуле

                                     (2)                    

где К_выт – коэффициент вытеснения нефти водой, %;

К_н.о – средняя остаточная нефтенасыщенность, %.

По результатам расчетов построены графики, показывающие, что  зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от пористости для  гравелитовых песчаников более слабая, чем для мелкозернистых (рисунок 4). Даже при относительно низкой пористости гравелитовые песчаники имеют достаточно высокий коэффициент вытеснения, в целом же этот параметр по данной группе существенно больше, чем по мелкозернистым песчаникам.

 

        

Рисунок 4 – Зависимости  коеффициента вытеснения нефти водой от пористости мелкозернистых и гравелитовых песчаников.

 

Для полученных средних значений пористости мелкозернистых (18,3 %) и гравелитовых (15,0 %) песчаников коэффициенты вытеснения нефти водой в зависимости от пористости оцениваются соответственно равными 64 и 67 %.

Выше указывалось, что  корреляционные связи остаточной нефтенасыщенности с проницаемостью исследованных образцов не были получены. В таких случаях для установления зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости может быть использован следующий прием. Для каждой пары значений пористости и проницаемости будут соответствовать одни и те же значения остаточной нефтенасыщенности, которые принимаются для расчета коэффициента вытеснения нефти водой по формуле, аналогичной формуле (2). Только в этом случае устанавливается связь коэффициента вытеснения не с пористостью, а с соответствующим ей значением проницаемости.

Результаты лабораторного  исследования нефтенасыщенности керна позволяют с помощью формулы (2) и получаемых по ней зависимостей экспрессно определять коэффициенты вытеснения нефти водой во всем диапазоне изменения пористости и проницаемости пластов. Это дает возможность оценивать эффективность применения метода заводнения на любой стадии освоения или промышленной разработки месторождения и проводить анализ разработки его отдельных площадей (участков) с различными коллекторскими свойствами.

Таким образом, в результате лабораторного исследования керна  установлено, что продуктивные пласты ДI и ДII девонских отложений Кушкульского месторождения представлены двумя литотипами: мелкозернистыми и гравелитовыми песчаниками. Доля последних может быть весьма значительной (22,7 % в центральной зоне).

Гравелитовые песчаники характеризуются более низкой остаточной нефтенасыщенностью по сравнению с таковыми мелкозернистых. Это предопределяет более высокое значение коэффициента вытеснения нефти водой гравелитовых песчаников.

Данные об остаточной нефтенасыщенности, а также коэффициентах вытеснения нефти водой, полученные по результатам исследования керна пластов ДI и ДII, были рекомендованы для использования при анализе разработки, пересчете запасов нефти и проектировании системы доразработки Кушкульского месторождения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПО ОСТАТОЧНОЙ ОБЪЕМНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

При оценке кондиционных значений коллекторских свойств пород и коэффициента вытеснения выделяется эффективная часть в общем объеме нефтегазосодержащих пород, проводятся оценки средних значений пористости и проницаемости, дифференциация запасов и определяется степень их извлечения.

Проблемой кондиционных значений коллекторских свойств занимались многие исследователя (М.А. Жданов, В.И. Азаматов, Л.Ф. Дементьев и др.), однако до настоящего времени не выработан единый методический подход для ее решения. Такая ситуация является следствием неоднозначности трактования понятий коллектор – неколлектор, использования различных по физической сущности пределов и большого количества применяемых методов, включающих лабораторные, геофизические и гидродинамические.

С учетом практической целесообразности и существующих подходов к этому  вопросу считаем необходимым  выделение, как это принято большинством исследователей, трех пределов: физического, геологического и технологического.

В настоящем источнике рассмотрим в основном лишь физический предел, поскольку в практическом отношении он представляется наиболее важным. Отождествляется он с такими же значениями ФЕС пород, начиная с которых фазовая проницаемость по углеводородному флюиду становится отличной от нуля. Этот предел не может быть определен без эффективной пористости, остаточной нефтенасыщенности, коэффициентов вытеснения и фазовой проницаемости. Физический предел пород позволяет определить балансовые запасы УВ.

Для оценки физического предела  используются различные методические приемы. В лаборатории физики пласта ПермНИПИнефти использовались преимущественно четыре зависимости:

1) газопроницаемости от открытой  пористости; 2) фазовой проницаемости  для нефти и газопроницаемости; 3) остаточной водонасыщенности от коллекторских свойств; 4) объемных начальной и остаточной нефтенасыщенности от пористости и проницаемости. Первые три зависимости охарактеризованы многими авторами, поэтому детально рассмотрим только последнюю.

Сущность этого метода состоит в установлении значений ФЕС, когда К_но>0 и (К_н – К_но)>0 (здесь К_н , К_но – соответственно коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности), что свидетельствует о наличии в породе нефти (геологический предел) и появлении свободной ее фазы (физический предел). Начальная нефтенасыщенность может быть определена прямым способом по керну, полученному на нефтяной основе, что на практике реализуется крайне редко, а остаточная нефтенасыщенность по керну, выбуренному на водной основе, либо по результатам определения коэффициента вытеснения.

Между начальной нефтенасыщенностью и коллекторскими свойствами обычно существует достаточно тесная зависимость, что позволяет использовать ее в практических целях. Относительно остаточной нефтенасыщенности как терригенных, так и карбонатных пород в литературе имеются противоречивые позиции. По мнению одних авторов, остаточная нефтенасыщенность уменьшается по мере улучшения коллекторских свойств, других [4] – увеличивается. Наряду с этим встречается как изменение (К) с максимумом, соответствующим средним значениям коллекторских свойств [4], так и примерное постоянство (К_но) в диапазоне проницаемости (10^-4 – 1) мкм² (А.Г. Ковалев, 1983 г.). Анализ результатов оценки (К_но) по различным нефтегазоносным регионам для разновозрастных отложений позволяет отметить, что диапазон этой величины изменяется от 1 до 60 % при колебании проницаемости в пределах 3–4 порядков, тогда как средние значения (К_но) составляют 25–30 %.

Для разновозрастных продуктивных отложений Пермского Прикамья остаточная нефтенасыщенность определялась в КО ВНИГНИ по образцам сверлящего керноотборника (СКО), а в ПермНИПИнефти по обычному керну. И те и другие тщательно консервировались по специальной методике сразу после подъема на дневную поверхность. Все скважины, из которых отбирался керн и образцы СКО, были пройдены на водноглинистом растворе, для дальнейшего изучения были выбраны 199 образцов (154 – из СКО), суммарная водонефтенасыщенность которых была более 90 %, а в среднем составляла 94.