Каналин В.Г., Вагин С.Б. Нефтегазопромысловая геология

Подождите немного. Документ загружается.

Рис.21. Схематическая карта изменения Кц^у„ по скважинам Д1

Серафимовского месторождения: 1 - номер расчетного участка; 2 -

зоны отсутствия коллекторов;

3 - первоначальные внутренний и внешний контуры нефтеносности; 4 -

.Кцеод

5 - ^неод = 1 - 5; 6 - ^од = 5 - 10; 7 - А-неод > 10

Важную роль в комплексном показателе неоднородности ^"неод

играет толщина пропластков. Средняя' толщина пропластков заменяет

такой показатель геологической неоднородности, как расчлененность

пласта. Как было показано, коэффициент расчлененности пласта,

характеризуя его геологическую неоднородность, часто становится

формальным показателем. Так, при большей расчлененности пласт

может быть более однородным, если имеет большую

нефтенасыщенную толщину. Этот пример становится более

наглядным и понятным при сопоставлении схемы расчлененности и

схемы изменения ^неод

по пласту Hi Серафимовского месторождения (см. рис.21, 22). На

схеме расчлененности второй и третий расчетные участки выглядят

как довольно однородные. Второй участок

действительно однородный, что подтверждает

и схема изменения весьма неоднородный, а

его

по схеме (см. рис.21)

-96-

^неод (

см

- РИС.21),

третий кажущаяся

однородность

Рис.22. Зависимость коэффициентов продуктивности Апрод и

удельной продуктивности ^'прод

от

^неод А™ первой и второй групп

объектов:

а, б - продуктивность соответственно по первой и второй групп ам

объектов;

в, s - удельная продуктивность соответственно по первой и второй

группе объектов;

1,2 - объект 14; 3,4 - пласт С^ Новохазинской площади; 5 - объект 43; 6

- объект 1;

7,8 - объект 35

объясняется тем, что пласт Ai на этом участке часто представлен

одним тонким пропластком.

Проведем анализ ^неод "Р

условии, что все параметры

постоянные, а нефтенасыщенная толщина пропластков М(йпр)

убывает от значения М(йэф) (пласт монолитен) до 1 м. В этом

случае комплексный показатель неоднородности возрастает по

гиперболическому закону, причем наиболее резко он

увеличивается при уменьшении средней толщины пропластка от 5 до

1 м, что как раз соответствует интервалу, в котором наиболее сильно

сказывается расчлененность пласта. Таким образом, учет

расчлененности становится не формальным и больше отражает

реальную неоднородность пласта. При уменьшении толщины

пропластков (изменение геологической неоднородности на II

иерархическом уровне), как правило, возрастает глинистость пласта

(изменение геологической неоднородности на I иерархическом

уровне), а, следовательно, ухудшаются

7 Каналин -97-

коллекторские свойства пласта (изменение геологической

неоднородности на II иерархическом уровне). Это приводит к

увеличению комплексного показателя неоднородности, т.е. к

увеличению геологической неоднородности на III иерархическом

уровне. Комплексный показатель неоднородности тесно связан с

размерами и строением водонефтяных зон. С увеличением ВНЗ, как

правило, увеличивается коэффициент вариации

нефтенасыщенности, т.е. растет геологическая неоднородность на II

иерархическом уровне и уменьшается эффективная

нефтенасыщенная толщина пласта, т.е. увеличивается

геологическая неоднородность на III иерархическом уровне (см.

рис.18).

Размерность комплексного показателя неоднородности 1/м

, т.е.

обратна размерности коэффициента проницаемости м

. Фактически /

Сцеод

п0

смыслу тождествен величине, обратно

пропорциональной коэффициенту проницаемости, но для совпадения

размерностей необязательно искать строгое логическое или

математическое обоснование. Как отмечает. А-Х.Мирзаджанзаде,

применение подобных параметров может быть оправдано

практической эффективностью.

Эффективность применения А^цеод Я™ прогнозирования

продуктивности нефтяных и газовых пластов, текущих и конечных

значений нефтеотдачи и водонефтяных факторов и для

идентификации объектов по геологической неоднородности при

анализе разработки доказана на большом числе объектов разработки.

На IV иерархическом уровне неупорядоченность

эксплуатационных объектов по геологической неоднородности

значительно возрастает из-за большего усложнения системы. На этом

уровне /-/эф может неоднозначно характеризовать

геологическую неоднородность и ее рост не всегда определяет

снижение этой неоднородности, т.е. Дэф становится формальной

величиной. На этом уровне рекомендуется использовать А"неод •

имеющий вид:

Ki, (4.17)

Как правило, комплексные показатели неоднородности следует

определять в тех же геологических границах, что и сопоставляемые с

ними показатели разработки. Этого пра

-98-

вила необходимо придерживаться при оценке всех параметров

геологической неоднородности, используемых в сравнении с

показателями разработки.

Коэффициенты вариации пористости и нефтенасыщенности

определяют по геофизическим данным для каждого

нефтегазонасыщенного пропластка, ограниченного

непроницаемыми границами. Для этих же пропластков находят их

математическое ожидание. При равномерном распределении скважин

по исследуемому объекту М(йэф) определяют с учетом

значений по каждой скважине. Для объектов, которые разбурены

неравномерно, например, для блоков одного месторождения,

центральные зоны которого разбурены плотной сеткой скважин, а ВНЗ

- редкой, необходимо привлекать карту изопахит и в зоне малой

плотности сетки скважин находить дополнительные значения.

Несоблюдение этого правила приводит обычно к завышению толщины

пласта, а следовательно, к занижению ^цеод •

Значения ^неод

^неод можно установить в целом по залежи или по

отдельным ее частям. Аналогично находят А^неод

^неод по

отдельным скважинам при расчлененности пласта на 10-15

пропластков. При малой расчлененности пласта М(йэф) и М(/;пр)

определяют по конкретной скважине, a W,, и Wn, - по

"н "•

относительно однородной в геологическом отношении зоне, к которой

приурочена данная скважина.

Карты геологической неоднородности, построенные с

использованием /Сцеод Д™ разнородных объектов, позволяют

количественно оценить степень геологической неоднородности по

различным участкам залежей и ее влияние на дебиты нефти,

продуктивность пластов, конечную и текущую нефтеотдачу.

При сопоставлении ранжированных рядов дебитов нефти и

соответствующих значений ^неод

п0

скважинам в зонах со

значительной геологической неоднородностью наблюдаются высокие

значения ранговой корреляции R, а в относительно однородных -

низкие.

Таким образом, по картам геологической неоднородности можно

выделить зоны, увеличение добычи нефти по которым возможно за

счет изменения технологических режимов или за счет снижения

влияния геологической неоднородности.

-99-

4.5. Оценка промышленных (кондиционных) свойств коллекторов

Выделенные в разрезах скважин пласты-коллекторы должны быть

кондиционными, т.е. обладать способностью отдавать нефть и газ при

разработке в промышленных количествах.

Правильное установление кондиционных значений

коллекторских свойств имеет большое значение для оценки объема

коллектора при подсчете запасов углеводородов. Основными

промысловыми параметрами, позволяющими оценить кондиционные

свойства пласта, являются продуктивность А'прод

удельная продуктивность А'прод, оцениваемые соответственно в

т/(сут-МПа) и т/(сут-МПа-м).

Анализ данных для оценки кондиционных пределов начинается с

исследования первых разведочных скважин по объекту разработки.

Как правило, продуктивный пласт в разведочных скважинах

вскрывается на качественном буровом растворе. При опробовании

таких скважин пласт достаточно быстро выходит на

потенциальную продуктивность. Потенциальная продуктивность

пласта определяется всем комплексом присущих ему

особенностей в минеральном составе, структурно-текстурных

свойствах, емкостных характеристиках, составе и структуре цемента,

физико-химических свойствах насыщающих флюидов. Представление

о потенциальной продуктивности пласта с данными физико-

химическими свойствами флюидов и коллекторскими свойствами

позволяет принять решение об освоении этого пласта с целью

получения промышленных притоков нефти.

Пласты, определенные по геофизическим данным как коллекторы,

нередко при опробовании не дают притоков нефти, что может быть

связано с некачественным вскрытием при бурении. Получение в

процессе опробования скважины притока нефти при создании

минимально возможной депрессии следует считать основным

признаком, характеризующим породу как коллектор.

При установлении кондиционных пределов в продуктивных пластах

порового типа в процессе опробования определяющими должны быть

параметры, характеризующее явно или косвенно фильтрационные

свойства опробованного интервала.

Одновременно с установлением продуктивности пласта (объекта)

определяются его толщина, проницаемость, пористость и

петрофизические характеристики, такие как, «сп . ^у , /°мпз •

100-

Л/1КЗ- Названные параметры могут служить основой для создания

статистических моделей при прогнозе потенциальной продуктивности.

Петрофизические параметры косвенно характеризуют

фильтрационные свойства пласта. Относительный параметр сс^п

определяется по данным замеров самопроизвольной поляризации

(изменяется от 0 до 1) и характеризует емкостные свойства пласта.

Относительный параметр ДЛ. находится по данным гамма-каротажа

и характеризует глинистость пласта. При значении глинистости в 20

весовых единиц или 0,5 относительной единицы глинистости

терригенная порода становится неколлектором.

Отношение показаний микропотенциал-зонда /тмпз

микроградиент-зонда /?мкз определяет характеристику пласта-

коллектора. Чем выше это отношение, тем лучше пласт-коллектор.

Все параметры, характеризующие емкостные и

фильтрационные свойства пласта, тесно связаны с толщиной пласта

и, как правило, с уменьшением толщины ухудшаются.

По полученным данным удельной продуктивности,

петрофизических характеристик и характеристик геологической

неоднородности строят зависимости типа:

•^прод

/ ( "СП )! ^прод

/ (

^ ); ^'прод

^ ^неод )•

С помощью этих зависимостей находят значения удельной

продуктивности пласта. При установлении нижней границы этих

значений в расчет принимается минимально рентабельный дебит,

который можно получить из этого объекта.

На. рис.22 показаны оценочные кривые зависимости А'прод и

^прод

от

комплексного показателя неоднородности.

Совместный анализ и использование зависимостей А^прод

^прод

функции ^неод

^Р

геологической неоднородности

позволяет прогнозировать зоны с различными кондиционными

значениями.

При подсчете запасов с помощью кондиционных значений удельной

продуктивности можно оценить соответствующую им толщину пласта.

На основе толщин пласта, выделенных с учетом кондиционных

пределов, строят карты изопахит.

Следует иметь в виду, что все оценочные зависимости,

используемые для установления кондиционных пределов, могут

101

давать значительные погрешности. Поэтому при оперативной работе

обычно проводят опробование продуктивного пласта и устанавливают

его кондиционность прямым путем.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 4)

1. Гранулометрический состав пород коллекторов и методы его

изучения.

2. Какими факторами определяется величина пористости пород

коллекторов ?

3. Природа проницаемости пород-коллекторов и влияющие на нее

факторы.

4. Глинистость пород-коллекторов, методы ее оценки и ее влияние

на коллекторские свойства.

5 Кондиционные свойства коллекторов и методы их оценки.

6 Понятие о геологической неоднородности пласта.

7. Основные виды геологической неоднородности пласта.

8 Понятие об иерархических уровнях изучения объекта разработки.

9 Комплексные показатели неоднородности и их использование.

ГлаваS

Условия залегания нефти, газа и воды и их свойства

5.1. Нефте-, газо- и водонасыщенность

Поровое пространство пород-коллекторов нефтяных и газовых

месторождений, как правило, заполнено углеводородами частично.

Часть порового пространства занимает так называемая связанная

вода. Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к

осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или

полуконтинентальных условиях. До появления в этих коллекторах

нефти и газа они были полностью или частично

102-

заполнены водой. Процесс формирования залежей углеводородов

сопровождался вытеснением воды из пор, каверн и трещин.

Содержание остаточной воды обычно выражают в процентах от

суммарной емкости пор. Оно может меняться от первых единиц до 70

% и более. В большинстве хорошо проницаемых песчано-

алевритовых коллекторов содержание остаточной воды

составляет 15-25 %.

Количество остаточной воды в породах-коллекторах зависит от

многих факторов. Важнейшие из них: минеральный состав, структура

порового пространства, минеральный состав и количество глинистого

цемента, карбонатность терригенных коллекторов, содержание

поверхностно-активных веществ в нефтях.

Менее изученными факторами, влияющими на содержание

остаточной воды в породах-коллекторах, являются время

формирования последних и время образования в них нефтяных и

газовых залежей.

Содержание нефти и газа в пласте определяют с помощью

коэффициентов нефте- и газонасыщенности:

^=V»/Vn, kr=Vr/Vn. (5.1)

где Уц- объем нефти, содержащейся в порах образца; I„ -объем

всех пор образца; V^- объем газа, насыщающего поры образца

породы.

В связи с тем, что часть объема пор занята водой, можно, зная

коэффициент водонасыщенности (А-д), т.е. отношение объема

связанной воды к объему порового пространства, вычислить

косвенным путем величину коэффициента нефтенасыщенности

(газонасыщенности) по соотношению: Л-н^-^в; ^г=1-^в-

Существует довольно много способов определения остаточной

водонасыщенности породы-коллектора. В лабораторных условиях

применяются следующие.

1. Способ, основанный на определении потери массы

исследованного образца после экстрагирования и просушки его при

температуре 105-107°С и на определении объема отогнанной из него

или из смежного образца воды при кипячении их в растворителе с

температурой кипения до 110°С. Погрешность метода не превышает 2

2. Способ центрифугирования, при котором экстрагированный и

полностью высушенный образец насыщается водой, которую затем

вытесняют с помощью центрифуги при частоте вращения 4400-31500

об/мин.

- 103-

3. Хлоридный метод, основанный на представлении о том, что

минерализация погребенной воды в данной нефтяной или газовой

залежи постоянна. Исходя из этого, зная минерализацию керна, т.е.

содержание в нем хлоридов, можно установить истинную его

водонасыщенность.

4. Метод полупроницаемой мембраны, основанный на отжатии

свободной воды силами капиллярного давления с сохранением в

образце породы остаточной воды.

5. Метод ртутной капиллярометрии, который заключается в

нагнетании ртути в керн с одновременным измерением капиллярных

давлений.

Применяются также и многие другие лабораторные методы. В

промысловых условиях для определения остаточной

водонасыщенности широко распространен метод низкочастотной

электрометрии, или электрический каротаж. Метод основан на том,

что электропроводность породы коллектора зависит от количества и

минерализации насыщающей его воды. По результатам

геофизических исследований против испытуемых пластов

определяют петрофизическую характеристику, например,

удельное электрическое сопротивление пласта /Зд или параметр

насыщенности Рц, представляющий собой отношение

сопротивления полностью нефтенасыщенного пласта /^д к

сопротивлению полностью водонасыщенного пласта рц^.

Используя данные лабораторных определений остаточной

водонасыщенности керна и петрофизические характеристики породы-

коллектора, для этих же интервалов строят оценочные зависимости, с

помощью которых далее находят остаточную водонасыщенность

(нефтенасыщенность), используя только результаты геофизических

исследований.

При обобщении результатов исследования величины

остаточной водонасыщенности обычно сопоставляют с

проницаемостью как с параметром, наиболее полно отражающим

влияние гранулометрического состава и текстурно-структурных

свойств породы коллектора.

П.Джонс для ориентировочного представления о содержании

связанной воды рекомендует пользоваться графиком (рис. 23).

Для конкретных пород коллекторов с межзерновой пористостью

можно пользоваться зависимостью между проницаемостью и

остаточной водонасыщенностью. Для различных отложений она

различна (рис.24).

Оба примера показывают, что при меньших значениях абсолютной

проницаемости наблюдается наибольшая остаточная

водонасыщенность, и наоборот.

104-

4 70 •100 1000 Проницаемость, •

Рис.23. Зависимость между остаточной водонасыщенностью и

проницаемостью для пород-коллекторов различного типа (по Джонсу,

1946):

1 - пески мелкозернистые; 2 - пески сред-незернистые; 3 - лески

крупнозернистые;

известняки и доломиты

Рис.24. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости

для различных нефтегазоносных пород (по А.А. Ханину): 1 -

алевролиты абазин-ской свиты Ахтырско-Бугундырского нефтяного

месторождения: 2 - алевриты ха-думского продуктивного горизонта

Севе-

ро-Ставропольского газового месторождения: 3 - песчаники угерской

свиты газовых месторождений Угерско и Бильче-Волица; 4 - модели

песков кварцевых; 5 - алевролиты свиты медистых песчаников

Шебелинского газового месторождения; 6 - песчаники мелкозернистые

продуктивных горизонтов мела Газлинского газового месторождения;

7 - песчаники мелкозернистые газоконденсатного месторождения

Русский хутор; 8 - песчаники мелкозернистые Усть-Балыкского и

Мегионского нефтяных месторождений; 9 - песчаники мелкозернистые

мотской свиты Марковского газоконденсатного месторождения; 10 -

песчаники средне- и мелкозернистые газовых месторождений

Байрамапи и Майского; 11 - рифовые пермские газоносные известняки

ишимбайского типа

Для практической цели удобны статистические зависимости

коэффициента остаточной водонасыщенности от величины отно-

сительной глинистости Орд. Величину относительной глинистости

можно определить на любой стадии разработки месторождения, а

следовательно, на любой стадии можно найти остаточную водо-

насыщенность и начальную нефтегазонасыщенность коллектора.