К оглавлению журнала

 

УДК 552.578.2.061.4.001.5

Б.И. ТУЛЬБОВИЧ, В.П. МИТРОФАНОВ, В.Б. БЕЙЗМАН (ПермНИПИнефть)

Определение кондиционных значений коллекторских свойств по начальной и 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 настоящей статье 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 УВ-флюиду становится отличной от нуля. Этот предел не может быть определен без эффективной пористости, начальной водона-сыщенности, 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 [2] состоит в установлении значений ФЕС, когда kн>0 и (kн–kо н)>0 (здесь kн, kо н– 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 [2, 4], остаточная нефтенасыщенность уменьшается по мере улучшения коллекторских свойств, других [1] – увеличивается. Наряду с этим встречается как изменение kо н с максимумом, соответствующим средним значениям коллекторских свойств [3], так и примерное постоянство kо н в диапазоне проницаемости (10-4 – 1) мкм2 (А.Г. Ковалев, 1983 г.). Анализ результатов оценки kо н 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 kо н 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.

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 Ко н с коллекторскими свойствами во всем диапазоне их изменения практически отсутствует, что обусловлено, вероятно, взаимокомпенсирующим влиянием на Ко н коллекторских свойств и начальной водонасыщенности (коэффициент корреляции между Ко н и Кп 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 Кн, Ко н соответственно объемная начальная (wн = KnKH) и остаточная (wо н = knКо н) нефтенасыщенность. Оба параметра являются комплексными, последний, например, может быть записан в виде wо н = Кп (1 – Ко в) (1 – Квт), где Ко в и Квт – коэффициенты остаточной водонасыщенности и вытеснения нефти водой. Связь wh и wо н с kn и knp более тесная, особенно это касается wо н (рис. 1). В карбонатных и терригенных породах зависимость wо н, например, от kn 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 wh с коллекторскими свойствами.

По зависимостям wо н и wн от kn и knp геологический предел может быть установлен при wн = 0, а физический – по точке их пересечения, т. е. при wн = wо н. В нашем случае параметр wн находили с учетом остаточной водонасыщенности согласно wн = kп(1–Ко в), т. е. он аналогичен эффективной пористости. Для моделирования Ко в 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 (рис. 2). Сравнение нижних пределов kп* и kпр*, определенных с использованием wо н и wн, а также 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 (kпp·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; Бб1-2 – 2,2–2,4; Д1-2 – 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 wо н 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 (табл. 1). В целом данные опробований свидетельствуют, что оценка предельных величин коллекторских свойств проведена корректно.

Параметр wо н, кроме того, может быть успешно применен для экспресс-расчетной оценки коэффициента вытеснения нефти (табл. 2). 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 kп и kпp и комплексного параметра N = (knp/kn)0,5.

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

kпв = (1- kо в- kо н)/(1-kо в).

Согласно данной формуле и величине wо н, “снятой” с графиков (см. рис. 1) для конкретных величин kп, а также рассчитанным по обобщенным зависимостям значениям остаточной водонасыщенности, были оценены коэффициенты вытеснения нефти водой и сопоставлены (см. табл. 2) с опытными данными. Следует отметить, что при сравнении использованы данные по терригенным (Тл2, Бб1-2) 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

Выводы

  1. Оценка кондиционных значений коллекторских свойств с использованием wо н отличается экспрессностью при точности, практически сопоставимой с результатами традиционных, но достаточно трудоемких способов.

2. Данные по wо н могут быть применены для оперативной оценки коэффициента вытеснения нефти водой.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Золоева Г.М. Влияние коллекторских свойств на извлечение нефти в условиях водонапорного режима // Геология нефти и газа.– 1984.–№ 10.–С. 30–34.
  2. О нижних значениях коллекторских свойств пород месторождений Западной Сибири/В.П. Санин, Ю.А. Ковальчук, Н.И. Медведева и др. // Нефтегазовая геология и геофизика.– 1976.– № П.–С. 26–28.
  3. Определение граничных значений проницаемости и пористости терригенных коллекторов петрофизическими и геофизическими методами / В.Ф. Козяр, В.И. Дузин, В.Г. Драцов и др. // Геология нефти и газа.– 1987.– № 2.– С. 11 – 15.
  4. Умнов Е.С. Эффективность определения коллекторских свойств пород уникального Астраханского газоконденсатного месторождения // В кн.: Коллекторы нефти и газа и флюидоупоры.– Новосибирск, 1983.– С. 89–90.

Таблица 1 Сопоставление результатов опробований с предельными значениями пористости

Месторождение

Пласт

Число скважнн

Пористость, kп· 102

Результаты опробований

предельная для пласта

диапазон средних для пропластков

Гожанско-Шагиртское

Бб2

4

12,8

12,6–14,3

Нефть, 2,2–13,4 т/сут

Бб2

1

12,8

9,8

Нет притока

Д1-2

3

11,0

11,8–12,8

Нефть, 0,61 – 10 т/сут

Д2

6

11,0

7,0–10,2

Нет притока

Бытырбайское

Тл1а-б

9

11,0

11,0–14,0

Нефть, 1–40,6 т/сут

>

Тл

3

11,0

10,6–11,0

Нет притока

>

Тл2

1

11,0

13,4

Нефть, 4,8 т/сут

Казаковское

Тл26

1

13,2

16,2

Нефть, 62 т/сут

Бб1

1

13,2

12,0

Нет притока

Таблица 2 Коэффициенты вытеснения нефти водой, определенные опытным и расчетным методами

Месторождение, пласт

Коэффициент вытеснения

опытный

расчетный

Карбонатные породы

Рассветное, Бш

0,555

0,620

” Бш

0,598

0,612

Падунское, Т

0,669/3

0,668

Гожанско-Шагиртское, KB1

0,543

0,592

Терригенные породы

Москудьинское, Бб2

0,630/2

0,640

Бб2

0,688

0,648

Падунское, Бб2

0,646/5

0,615

Пихтовское, Бб2

0,492

0,547

Русаковское, Бб2

0,640

0,631

Козубаевское, Бб2

0,662

0,606

Обливское, Тл2

0,563

0,511

Чикулаевское, Тл2

0,636

0,634

Примечание В числителе – коэффициент вытеснения нефти водой, в знаменателе – число опытов.

Рис. 1. Зависимости объемной остаточной нефтенасыщенности (wо н) от пористости (Кп) и газопроницаемости (Кпр г) для карбонатных (а) и терригенных (б) пород

Рис. 2. Зависимости объемных начальной (wн) и остаточной (wо н) нефтенасыщенности карбонатных пород пласта B3B4 Баклановского месторождения от пористости (а) и газопроницаемости (6)