К оглавлению

УДК 553.98.061.4

 

© А.В. Черницкий, В.В. Кузнецов, Б.П. Вайнерман, 1996

ОБОСНОВАНИЕ НИЖНИХ ПРЕДЕЛОВ ПОРИСТОСТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
(на примере пласта Ф0 Восточно-Сотчемью-Талыйюского нефтяного месторождения, Республика Коми)

А.В. Черницкий, В.В. Кузнецов, Б.П. Вайнерман (ВНИИнефть)

Продуктивные коллекторы Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения, приуроченные к нижнефаменским карбонатам, представлены органогенно-детритовыми и водорослевыми известняками. Эти породы подверглись вторичным изменениям (перекристаллизации, доломитизации и кавернообразованию), вследствие чего их пустотное пространство оказалось состоящим из первичных пор (межкристаллических и межформенных) и вторичных пустот (каверн и трещин).

Изучение коллекторских свойств пород проводилось в центре экспериментальных исследований ВНИИнефти.

Пористость определялась под вакуумом методом насыщения образцов моделью пластовой воды (раствор NaCl с минерализацией 150-170 г/л, плотностью 1,015 г/см3). Вследствие интенсивной кавернозности точно измерить пористость образцов оказалось сложным: при взвешивании насыщенного образца на воздухе насыщающая вода вытекала из внешних каверн, что занижало измеряемую пористость. Для повышения точности определения пористости использовалась упругая резиновая манжета, обжимающая образец в объеме рабочей жидкости для воспрепятствования самовытекания последней из каверн. Таким образом были измерены значения пористости (таблица), полученные без использования (Кп1) и с использованием (Кп2) манжеты. В среднем коэффициент пористости Кп2 больше Кп1 на 0,6-1,6 %. Расчет текущей и остаточной (неснижаемой) водонасыщенности проводился из объема пор, замеренного с применением манжеты (Кп2).

Остаточная водонасыщенность определялась на ультрацентрифуге L5-50P фирмы Beckman. Полученные кривые капиллярного давления представлены на рис. 1. Коэффициенты проницаемости вычислялись по стандартной методике. Анализируя полученные данные, необходимо отметить, что в целом они вполне соответствуют представлениям о порово-кавернозном типе коллектора. Наиболее четко фильтрационная структура коллектора иллюстрируется связью пористости и остаточной водонасыщенности (рис. 2). Из этой зависимости следует, что низкопористые разности (Кп < 4,0-4,5 %) представлены плотной породой с первичной пористостью, имеющей 50-100%-е неснижаемое водонасыщение. Увеличение пористости происходит за счет появления все большего числа каверн, содержащих подвижные флюиды. Особенностью кавернозности является слабое проявление капиллярных сил, из-за чего снижение содержания остаточной воды происходит по крутой кривой и достигает относительно низких значений  = 10-15 % (см. рис. 1), что соответствует сравнительно высокой начальной нефтенасыщенности, характерной для кавернозных и гидрофобизированных коллекторов.

В связи с отсутствием селективного опробования продуктивного разреза, а также с низкой надежностью качественного выделения коллекторов методами ГИС анализ керна остается основным способом обоснования нижних пределов пористости и проницаемости коллекторов.

Рассмотрим кумулятивные кривые распределения по интервалам пористости образцов, относимых к коллекторам и неколлекторам.

В первом варианте (рис. 3, А) границей разделения коллекторов и неколлекторов принято значение проницаемости 0,0001 мкм2. Этому значению соответствует наиболее вероятная граничная пористость=4,6 %. Во втором варианте (см. рис. 3, Б) границей разделения коллекторов и неколлекторов принято значение проницаемости 0,001 мкм2. Этому значению отвечает наиболее вероятная граничная пористость= 7,3 %.

Полученная пара граничных значений пористости и проницаемости сравнивается по формуле минимального радиуса пор, предложенной Ф.И. Котяховым (1975), В.А. Ивановым (1974), Е.С. Роммом (1983):

где R - радиус пор.

Для карбонатных коллекторов известно, что значение радиуса пор 0,1 мкм может быть принято минимальным, так как оно сопоставимо с толщиной пленочного слоя реликтовой воды, которая в этом случае при реальных градиентах давления не может быть вытеснена из порового пространства породы никаким флюидом.

Используя формулу и минимальное значение R = 0,1 мкм, можно рассчитать граничные значения проницаемостидля первого и второго вариантов граничных значений пористости (см. рис. 3). Тогда для первого варианта (= 4,6 %) расчетный= 0,000058 мкм2 , для второго (=7,3%) расчетный  = 0,000091 мкм2.

Так как в первом варианте сопоставления кумулятивных кривых распределения принятое значениебольше соответствует расчетному (0,0001 мкм2 ~ 0,000058 мкм2), чем во втором (0,001 мкм20,000091 мкм2), то именно первый вариант можно использовать для обоснования нижних пределов пористости и проницаемости. Отсюда в качестве нижних пределов (граничных значений) продуктивных коллекторов могут быть приняты следующие параметры:

Исходные данные анализа керна подтверждают рассчитанные граничные значения (в таблице образцы с пористостью от 5 до 7 % относятся к бесспорно проницаемым; на рис. 3,Б в этом диапазоне имеются точки, свидетельствующие о наличии подвижного флюида в породе).

Abstract

In case of carbonate rocks, grounds for lower limits of reservoir properties are a rather complicated problem due to limited information content of geophysical investigations. In this regard, most successful seems to be a confinement of quantitative criteria concerning reservoirs and nonreservoirs separation to well defined by well logging parameter, i.e. porosity. On the example of a specific object - the Eastern-Sotchemu-Talyuisk field, consideration is being given to the method substantiating boundary characteristics by means of statistical treatment of core data and theoretical representations about minimum radius of pores.

 

Таблица

Результаты определения коллекторских свойств образцов керна

Номер образца

Номер скважины

Интервал отбора, м

Плотность, г/см3

Пористость, %

Проницаемость, мкм2

Остаточная водонасыщенность Кв2 %

Кп1

Кп2

1б

71

1863-1868

2,34

13,92

16,11

0,1530

20,66

2

214/2

1952

2,48

7,43

10,03

0,0096

39,06

3

214/1

2007-2013

2,57

4,30

4,30

-

100,00

4

214/1

2007-2013

2,58

4,28

4,28

-

100,00

5

214/2

1949,4-1957,0

2,36

13,22

Не опр.

1,4720

Не опр

6а

214/2

1949,4-1957,0

2,43

10,55

11,90

0,0054

34,34

6б

214/2

1949,4-1957,0

2,44

10,67

11,34

0,0307

29,22

7а

214/2

1949,4-1957,0

2,22

18,26

19,01

0,3748

19,92

7б

214/2

1949,4-1957,0

2,26

16,70

17,82

0,2638

19,60

8а

214/2

1949,4-1957,0

2,42

10,29

11,37

0,0549

25,47

8б

214/2

1949,4-1957,0

2,42

10,34

11,19

0,0027

29,76

8в

214/2

1949,4-1957,0

2,35

13,13

15,40

0,4294

17,71

8г

214/2

1949,4-1957,0

2,33

13,76

15,46

0.3772

17,33

8д

214/2

1949,4-1957,0

2,31

14,44

15,84

0,3218

17,89

8е

214/2

1949,4-1957,0

2,33

13,95

15,05

0,0824

26,83

9

218

1970

2,65

2,84

Не опр.

0,0005

Не опр

12

218

1976

2,62

2,89

2,89

-

100,00

13

218

1977

2,65

1,93

1,93

0,0001

100,00

14

218

1979

2,63

2,48

2,48

0,0001

100,00

14а

218

1979

2,63

2,43

2,43

0,00005

100,00

1

221

1864,7-1869,0

2,64

4,01

Не опр.

0,0002

63,64

1а

221

1864,7-1869,0

2,67

3,40

Не опр.

-

57,72

1б

221

1864,7-1869,0

2,66

3,91

Не опр.

-

65,41

1в

221

1864,7-1869,0

2,61

4,77

Не опр.

0,0002

49,42

2

221

1864,7-1869,0

2,55

5,55

6,16

0,0017

33,71

2а

221

1864,7-1869,0

2,64

2,57

Не опр.

-

100,0

3

221

1864,7-1869,0

2,38

10,64

12,53

0,0528

19,65

3а

221

1864,7-1869,0

2,42

9,81

11,00

0,1983

19,68

4

221

1864,7-1869,0

2,41

10,49

11,49

0,0066

29,01

4а

221

1864,7-1869,0

2,43

10,19

10,67

0,0076

26,21

4б к

221

1864,7-1869,0

2,43

10,54

Не опр.

0,0555

Не опр.

5

221

1869-1873

2,67

5,08

5,37

0,0093

29,63

6

221

1873-1877

2,35

11,68

12,31

Не опр.

Не опр.

7

221

1873-1877

2,64

2,80

Не опр.

0,0005

100,00

7а тр

221

1873-1877

2,63

2,82

Не опр.

-

100,00

7б

221

1873-1877

2,64

2,68

Не опр.

-

100,00

8

221

1877-1881

2,60

3,64

4,03

-

53,87

8а

221

1877-1881

2,62

3,02

3,35

-

56,01

9

221

1877-1881

2,20

17,16

18,60

1,3444

8,96

10 к

221

1877-1881

2,11

22,20

Не опр.

1,9874

Не опр.

10а

221

1877-1881

2,13

20,35

21,69

0,9487

8,91

10б

221

1877-1881

2,10

21,44

22,47

1,1190

9,84

10в

221

1877-1881

2,10

21,73

22,30

1,5981

9,59

10г

221

1877-1881

2,08

21,59

23,13

1,2835

8,68

11

221

1877-1881

2,21

17,95

18,87

0,7388

15,12

11а

221

1877-1881

2,09

21,96

23,09

0,6456

12,53

11б к

221

1877-1881

2,15

20,58

Не опр.

0,7108

Не опр.

12 тр

221

1877-1881

2,23

17,05

18,11

0,7266

»

13

221

1877-1881

2,25

15,54

16,40

0,4767

12,99

13а

221

1877-1881

2,23

16,38

18,00

0,6003

Не опр.

14 ск

221

1877-1881

2,43

11,31

Не опр.

Не опр.

-

15

221

1881-1885

2,35

13,65

14,17

0,2156

10,46

15а

221

1881-1885

2,47

9,71

10,52

0,1899

17,47

15б к

221

1881-1885

2,42

11,88

Не опр.

0,0485

Не опр.

16

221

1885-1890

2,61

2,89

3,18

-

60,82

16а тр

221

1885-1890

2,60

3,13

4,06

0,0038

33,89

17

221

1885-1890

2,66

1,90

Не опр.

-

53,70

17а к

221

1885-1890

2,65

2,67

-

0,0002

Не опр.

18 ск

218

1994-2002

2,29

15,40

15,91

Не опр.

 

19

218

1987-1994

2,37

13,07

13,43

0,0276

20,00

19а

218

1987-1994

2,37

13,08

13,29

0,0357

21,30

20

218

2002-2010

2,27

16,23

16,87

0,0401

24,08

20а

218

2002-2010

2,28

15,83

16,35

0,0302

21,15

21

218

2002-2010

2,59

7,36

7,96

0,0067

26,96

21а

218

2002-2010

2,63

5,85

6,42

0,0025

30,88

21б к

218

2002-2010

2,54

10,22

Не опр.

0,0379

Не опр.

22

218

2002-2010

2,61

7,27

7,90

0,0006

41,10

22а

218

2002-2010

2,61

7,22

7,70

0,0003

48,41

22б

218

2002-2010

2,60

7,57

8,15

0,0009

38,66

22в

218

2002-2010

2,60

7,30

7,91

0.0017

38,84

 

Рис.1. КРИВЫЕ КАПИЛЛЯРНОГО ДАВЛЕНИЯ

 

Рис.2. ЗАВИСИМОСТЬ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ОТ ПОРИСТОСТИ

 

Рис.3. СОПОСТАВЛЕНИЕ КУМУЛЯТИВНЫХ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ И НЕКОЛЛЕКТОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ ПОРИСТОСТИ ПРИ КОЭФФИЦИЕНТЕ ГРАНИЧНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ 0.1*10-3 (А) и 1*10-3 мкм2 (Б)

Коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2: 1-<0,1;2->0,1;3-< 1;4->1