Конфигурация залежей углеводородов

Сопоставление остаточной нефтенасыщенности с пористостью и проницаемостью на примере терригенных и карбонатных пород подтверждает в целом аналогичные данные по ряду месторождений других нефтяных регионов. Связь (К_но) с коллекторскими свойствами во всем диапазоне их изменения практически отсутствует, что обусловлено, вероятно, взаимокомпенсирующим влиянием на (К_но) коллекторских свойств и начальной водонасыщенности (коэффициент корреляции между К_но и К_п для терригенных и карбонатных пород составляет соответственно 0,1 и 0,2).

С целью повышения точности оценки предельных значений коллекторских свойств нами были использованы вместо (К_н), (К_но) соответственно объемная начальная

                                                                                          (3)

и остаточная нефтенасыщенность. Оба параметра являются комплексными, последний, например, может быть записан в виде

                                  (4)

 где– коэффициент остаточной водонасыщенности, %;

      коеффициент вытеснения нефти водой, %.

 Связь и ( более тесная, особенно это касается ((рисунок 5). В карбонатных и терригенных породах зависимость, например, от характеризуется коэффициентами корреляции соответственно 0,73 и 0,54. Наличие универсальных зависимостей, причем для разновозрастных отложений всего Прикамья, значительно упрощает определение кондиционных значений коллекторских свойств. Для этого достаточно по конкретному пласту установить связь w_h с коллекторскими свойствами.

Рисунок 5 - Зависимости объемной остаточной нефтенасыщенности (  от пористости (К_п) и газопроницаемости (К_{пр г}) для карбонатных (а) и терригенных (б) пород.

 

По зависимостям ( и от и геологический предел может быть установлен при , а физический – по точке их пересечения, т. е. при = ( . В нашем случае параметр w_н находили с учетом остаточной водонасыщенности, т. е. он аналогичен эффективной пористости. Для моделирования использовали метод полупроницаемой мембраны. Полученные ранее результаты по сопоставлению данных прямого метода и капилляриметрии показали, что такой способ моделирования остаточной воды достоверен.

Рассмотрим пример определения  кондиционных значений коллекторских свойств для карбонатных пород пласта В₃В₄ Баклановского месторождения (рисунок 6).

Рисунок 6 - Зависимости объемных начальной и остаточной ( нефтенасыщенности карбонатных пород пласта B₃B₄ Баклановского месторождения от пористости (а) и газопроницаемости (б).

 

 Сравнение нижних пределов и, определенных  по одному из трех способов, было проведено в ПермНИПИнефти. Для изученных продуктивных пластов (39 пластов, 16 месторождений) среднее относительное отклонение ±11,1 % для карбонатных коллекторов и ±8,2 для терригенных.

Средние значения нижних пределов проницаемости (k_пр·10^-3 мкм²) для изученных пластов по предлагаемому методу и полученные ранее составляют соответственно: KB₁ – 0,3–0,3; В₃В₄ – 0,4–0,4; Бш – 0,7–0,4; Т – 0,3–0,4; Тл₂ – 2,9–1,8; Бб_1-2 – 2,2–2,4; Д_1-2 – 1,9–1,4. При этом отклонение в меньшую сторону для отдельных пластов 39 %, а в большую – 47. Проведенное сопоставление позволяет заключить, что использование данных по ( вполне оправдано и в среднем дает такие же значения нижних пределов пористости и проницаемости, которые были получены ранее более трудоемкими способами и прошли апробацию в ГКЗ СССР.

На четырех месторождениях в 29 пропластках сопоставлены результаты опробований и средние значения пористости пропластков по геофизическим данным. В большинстве случаев опробования согласуются с установленными пределами, подтверждая верхнюю или нижнюю границу. В тех случаях, когда опробованы пропластки с коллекторскими свойствами, вопрос о кондиционных значениях решается практически однозначно. В целом данные опробований свидетельствуют, что оценка предельных величин коллекторских свойств проведена корректно.

Параметр (, кроме того, может быть успешно применен для экспресс-расчетной оценки коэффициента вытеснения нефти. Такая необходимость вызвана тем, что данные о коэффициенте вытеснения требуются для большого числа мелких месторождений при одновременном дефиците керна, трудоемкости и длительности лабораторного определения этого параметра, а также существованием зависимостей остаточной водонасыщенности от и, и комплексного параметра (N) .

Известно, что коэффициент вытеснения может быть выражен через остаточные нефте- и водонасыщенность:

                                 (5)

Согласно данной формуле и величине (, “снятой” с графиков (см. рисунок 5) для конкретных величин, а также рассчитанным по обобщенным зависимостям значениям остаточной водонасыщенности, были оценены коэффициенты вытеснения нефти водой и сопоставлен с опытными данными. Следует отметить, что при сравнении использованы данные по терригенным (Тл₂, Бб_1-2) и карбонатным (KB₁, Бш, Т) пластам, нефти различной вязкости (от 2 до 70 мПа·с), коллекторы с пористостью 0,11–0,21 и газопроницаемостью 0,031–0,450 мкм². Диапазон изменения коэффициента вытеснения нефти водой составил 0,492–0,688 при средних значениях абсолютной и относительной погрешности 3,4 и 5,8 %. Особенно близкие коэффициенты вытеснения опытным и расчетным методами получены в случаях, когда проведено от двух до пяти параллельных опытов. Для них средние абсолютные и относительные расхождения составляют ±1,4–2,2 %. Таким образом, рассмотренный метод оперативной оценки коэффициента вытеснения может быть использован в практических целях для определения извлекаемых запасов нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

Изложенные материалы  демонстрируют, что ОНН – сложная  динамическая система, структура которой  зависит как от свойств коллектора, так и от условий вытеснения, формирующих  остаточную нефть.

Сопоставление различных  методов определения ОНН по точности, доступности, условиям применимости, показывает, что общим недостатком всех методов  следует считать недостаточную  их обоснованность, идущую от не вполне ясного представления о процессах  образования ОНН.

В заключении хотелось бы сказать, что более полное понимание ОНН  дало бы точную картину для построения графических моделей.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БИБЛИОГРАФИЯ

 

1. Березин В.М. Инструкция по определению нефтенасыщенности кернов методом сушки. - Уфа: БашНИПИнефть, 1975.
2. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. - М.: Наука. 1964.
3. Грей Дж., Дарли Т.С.Г. Состав и свойства буровых агентов. М., Недра, 1985.
4. Козяр В.Ф., Дузин В.И., Драцов В.Г. и др. Определение граничных значений проницаемости и пористости терригенных коллекторов петрофизическими и геофизическими методами. – Геология нефти и газа.– С. 11 – 15.
5. Михайлов Н.Н., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения по данным изучения динамики проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт. Сб. Усовершенствование методов изучения месторождений с целью увеличения нефтеотдачи пластов. - М., Недра, 1982.
6. Михайлов Н.Н., Глазова В.М., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону. - М., изд. ВНИИОЭНГ, 1983.
7. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. – М.: Недра, 1992. – С. 270.
8. СТО 03-37-92. Породы горные. Лабораторное определение остаточной нефтенасыщенности пород по керну методом сушки. Введ. 01.05.92 г. - Уфа: БашНИПИнефть, 1992. - С. 21