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

Подождите немного. Документ загружается.

Промыслово-геофизические методы оценки ВНК можно разделить

на две группы: а) методы радиометрии; б) различные модификации

метода сопротивлений.

Методы радиометрии для определения ВНК стали применяться с

1955 г. Обобщение накопленного опыта показало, что положительные

результаты можно получить при исследовании неперфорированной

части эксплуатационного объекта.

В настоящее время, применяются: стационарные методы

радиометрии - нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтронный метод по

тепловым нейтронам (ННМт), нестационарные -импульсный нейтрон -

нейтронный метод (И ННМт) и импульсный нейтронный гамма метод

(ИНГМ). При детальных исследованиях проводится разделение

нефтеводоносных пластов методом наведенной активности НА (по

Na, C1, О).

Внедрение в промысловую практику импульсных методов

позволило применять методы радиометрии для определения ВНК в

пластах с меньшей минерализацией вод. Так, если НГМ и ННМт

можно применять при минерализации пластовой воды больше 150 г/л

NaCI, то импульсные методы - при 40-50 г/л ' NaCl. Теоретические

основы применения методов радиометрии широко освещены в

отечественной литературе.

Наиболее эффективны для определения ВНК различные моди-

фикации метода сопротивлений. Во всех вновь пробуренных

скважинах устанавливаются начальное или текущее положения ВНК

методом электрометрии. Эти данные являются основными при

определении начального ВНК в целом по залежи. Данные

электрометрии позволяют оценить также текущую

нефтенасыщенность продуктивного пласта. Однако после полного

разбуривания залежи методы электрометрии проводятся только в

специальных оценочных скважинах.

Среди методов, применяемых в производственных условиях для

оценки ВНК и насыщенности коллекторов по величине их удельного

сопротивления, сравнительно новым является индукционный.

Принципиальное преимущество индукционного метода по сравнению

со стандартной электрометрией состоит в том, что он позволяет

исследовать сухие скважины или заполненные слабо проводящим

промывочным раствором на нефтяной основе. Однако подобные

условия на практике встречаются редко. Индукционный метод в

основном применяется совместно с различными видами

электрометрии, поскольку включение его в обязательный комплекс

измерений позволяет повысить эффективность геофизических

исследований и при измерениях в обычных скважинах, пробуренных

на глинистом растворе, приготовленном на воде. По сравнению с

-123-

существующими методами стандартной электрометрии

индукционный метод обладает рядом преимуществ, реализация

которых позволяет получать дополнительную информацию о

разрезах скважин.

Индукционный метод наиболее эффективен для исследования

сравнительно низкоомных разрезов при отсутствии проникновения

или при повышающем проникновении в интервале коллекторов.

Регистрация диаграмм в линейном масштабе проводимости

позволяет получать шкалу сопротивлений, растянутую в интервале

низких значений.

Индукционный метод позволяет значительно повысить точность

определения удельного сопротивления низкоомных коллекторов-

водонасыщенных и обводненных песчаников.

При разработке нефтяных месторождений с заводнением

коллекторов пресными водами часто невозможно разделить по

удельному сопротивлению нефтяные пропластки и пропластки,

обводненные закачиваемой водой. В этом случае положительные

результаты получены при совместном применении электрометрии и

волнового диэлектрического метода (разновидность индукционного

метода). Пропластки, обводненные пресной водой, и нефтеносные

разделяют по различию диэлектрической проницаемости е, которая

составляет для нефти 5-10, для воды 14-20 отн.ед.

Методы определения газонефтяного контакта

1. Контроль за положением газонефтяного контакта (ГНК)

осуществляется по следующим данным: а) в неперфорированном

интервале пласта по кривым нейтронных методов НН К НГК ИННК

(рис.26);

Q) в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных

методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;

в) по промысловым данным.

Основными методами контроля за положением ГНК являются

стационарные нейтронные методы: НГК, ННК.

2. Возможность применения нейтронного каротажа для

разделения нефтеносной и газоносной частей пласта обусловлена их

различием в объемном содержании родорода. Газоносный пласт

отличается от нефтеносного (а также и водоносного) меньшим

содержанием водорода и меньшей плотностью, что приводит к

повышению показаний НГК и ННК при измерениях с зондами,

большими инверсионного, против газоносной части пласта. По этому

признаку разделяются газоносная и нефтеносная части пласта и

осуществляется контроль за продвижением ГНК.

-124-

Рис.26. Движение ГНК во времени (Анастасиевско-Троицкое

месторождение):

а - скв. 98; б - скв. 188; в - скв. 382. Замеры: I - фоновый, II -

повторный. Пласты:

1 - газоносный, 2 - нефтеносный

3. На диаграммах НМ в однородном пласте положение ГНК

устанавливается в точке начала роста показаний над уровнем

показаний в заведомо нефтеносной части пласта. В неоднородном

пласте положение ГНК можно определить по результатам сравнения

предыдущего и последующего измерений, если за время между

измерениями произошло изменение положения ГНК. Сопоставление

этих диаграмм позволяет по точке начала увеличения показаний на

одной диаграмме относительно другой

125-

устанавливать положение ГНК как в момент последующего, так и в

момент предыдущего измерения. Положение первоначального ГНК

определяется в неоднородном пласте по результатам сравнения двух

измерений, выполненных после бурения, когда газ оттеснен от забоя

фильтратом промывочной жидкости, и после расформирования зоны

проникновения.

Промыслово-геофизические методы определения газоводяного

контакта аналогичны методам определения водонефтяного контакта.

5.5.2. Виды контактов

Положение водонефтяных и газоводяных контактов залежей,

находящихся на стадии разведки, т.е. в положении

гидродинамического равновесия, обычно принимается в первом

приближении за горизонтальную плоскость. Тщательное изучение

закономерностей в положении контактов позволяет в дальнейшем

правильно оценить величину запасов, а в некоторых случаях и

наметить принципы разработки. Детальное изучение контактов,

особенно на крупных месторождениях показывает наличие

закономерного смещения (наклона) плоскости ВНК, связанного с

региональной гидродинамической характеристикой района.

Наличие различных отметок контактов в достаточно однородной

толще может свидетельствовать о том, что мы имеем дело с

различными залежами при отсутствии гидродинамической связи.

Наличие одинаковых отметок контактов в пластах, кажущихся

совершенно самостоятельными залежами, может

свидетельствовать о наличии гидродинамической связи между ними.

Ярким примером являются пласты Д1 и Дп Туймазинского

месторождения. Каждый из них представляет собой громадный объект

разработки, но отметки ВНК у них одинаковы - 1470 м. Таким образом,

оба этих пласта являются частью одной залежи, а сами пласты

гидродинамически связаны. Гидродинамическая связь между

пластами Д1 и Дп была обнаружена в процессе эксплуатации, что

привело к коренному изменению системы разработки и внедрению

внутриконтурного заводнения.

Наряду с региональными закономерностями различные отметки

контактов могут быть вызваны также локальными факторами,

связанными с особенностями строения пласта-коллектора и наличием

так называемой "переходной зоны". Определение гипсометрического

положения контактов залежи в сопоставлении со структурными

картами по кровле и подошве этой же залежи продуктивного пласта

позволяет установить положение внешнего

-126-

и внутреннего контуров нефтеносности. Для изучения строения

поверхности ВНК, а также для построения карт эффективной

нефтенасыщенной мощности рекомендуется строить карты изогипс

поверхности ВНК.

5.5.3. Понятие о переходной зоне

От правильности определения положения водонефтяного контакта

зависят точность подсчета запасов нефти и эффективность контроля

за процессами заводнения коллекторов. При определении ВНК

методические трудности связаны с нахождением его положения в

пределах переходной зоны. Нефтенасыщенность в пределах

переходной зоны быстро снижается от предельного значения до нуля:

где А, т - постоянные для данного пласта, зависящие от структуры

порового пространства, свойств нефти и воды; Z - расстояние от

нижней границы переходной зоны (1<:у='\); !сц, ky - соответственно

коэффициенты нефтенасыщенности и водонасыщенности.

Используя связь между водонасыщенностью и удельным

сопротивлением пласта рц, можно получить зависимость:

(5.19)

где /о^п - удельное сопротивление водонасыщенного

песчаника; п - коэффициент, постоянный для данного пласта и

зависящий от структуры порового пространства.

Анализ, проведенный рядом исследователей, показал, что для

достаточно однородного пласта п т т, и, следовательно,

сопротивление в пределах переходной зоны меняется практически

линейно. Это используется на практике при выделении ВНК в

интервале переходной зоны.

В гидрофильных породах наличие пластовой воды над зоной 100 %-

й водонасыщенности обусловлено ее капиллярным всасыванием,

являющимся результатом того, что давление в смачивающей фазе

меньше, чем в несмачивающей (нефти и газе). Водонасыщенность

соответствует капиллярному давлению в коллекторе (рис.27), т.е.

избыточному давлению д<:, которое

-127-

/Со ~~ 1 ~ '*I-T ~'

лл

(5.1

100%

Водонасьиценность

Рис.27. Распределение флюидов в гидрофильном нефтегазоносном

коллекторе:

1 - антиклинальная структура; 2 - газовая шапка: 3 - переходная зона

между газоносной и нефтеносной частями пласта: 4 - гаэонефтяной

контакт: 5 - уровень, выше которого получают чистые нефть и газ; б -

нефтеносная зона; 7 - переходная зона между нефтеносной и

водоносной частями пласта (зона двухфазного потока -нефть и вода);

8 - водонефтяной контакт; 9 - зона 100 % водонасыщенности; 10 - зона

капиллярного распределения флюидов; 11 - остаточная

нефтенасыщенность; 12 -зона однофазного потока - вода

должно быть приложено к несмачивающей фазе, чтобы обеспечить

различную все уменьшающуюся степень водонасыщенности путем

вытеснения воды из породы:

Дс= о-вн cose • (2/г) =^(о-в- сгн)й,(5.20)

W Рк ~ капиллярное давление; сгдн - поверхностное натяжение на

границе раздела фаз вода-нефть; в - угол смачивания водой

поверхности твердой фазы (обычно служит мерой смачивания водой

поверхности твердой фазы при 0 < cos0 < 1,0); г -средний радиус

капилляра; g - ускорение свободного падения;

°в • ^н " разность плотностей воды и нефти; h - высота, для которой

рассматривается соотношение между водонасыщен-ностью и р^,

соответствующее высоте над верхним уровнем зоны со 100 %-й

водонасыщенностью.

Кривая капиллярного давления характеризует распределение

капилляров породы по размерам. Ее также можно использовать для

вычисления высоты над уровнем зоны 100 %-й водонасыщенности,

на которой водонасыщенность равна заданному значению. Для

этого можно воспользоваться выражением

- 128-

(5.21)

Капиллярное давление в породе контролирует и распределение

флюидов вблизи контакта газ-нефть, но переходная зона между

газонасыщенной и нефтенасыщенной частями пласта значительно

меньше вследствие большой разности плотностей нефти и газа.

На рис.27 схематически показано распределение флюидов в

нефтяной залежи, содержащей газовую шапку. Остаточные

водонасыщенности в нефтеносной и газоносной зонах в основном

одинаковы. По этой причине невозможно отметить газонефтяной

контакт по данным электрического каротажа.

Анализ большого объема электрометрических исследований поз-

воляет сформулировать основные правила определения границ

переходной зоны. Подошва переходной зоны отмечается резким

увеличением КС на диаграммах, зарегистрированных потенциал-

зондом или последовательным градиент-зондом. Верхняя граница

переходной зоны отмечается максимумом КС при последовательном

градиент-зонде. В случае потенциал-зонда КС изменяется плавно и

выделить верхнюю границу переходной зоны трудно.

Для выделения границ переходной зоны могут . быть использованы

стандартный потенциал-зонд и градиент-зонды длиной 0,8-2 м и

более. Если проникновение в водоносной части коллектора глубокое и

составляет четыре диаметра скважины и более, то для выделения

переходной зоны из применяемого комплекса можно использовать

только градиент-зонды, начиная с двух, а в отдельных случаях с

четырехметрового.

Для выделения подошвы переходной зоны необходимо, чтобы

общая мощность предельно нефтенасыщенной части и переходная

зона были не менее длины зонда. Для определения положения кровли

переходной зоны мощность предельно нефтеносной части должна не

менее, чем в 2 раза превышать длину зонда. В случае меньшей

мощности максимум КС смещается вниз и тем больше, чем меньше

отношение мощности предельно нефтенасыщенной части к длине

зонда.

Реальные пласты могут быть неоднородны по литологии (в том

числе и в пределах переходной зоны), могут значительно меняться

размеры зоны проникновения в различных частях пласта. Это

усложняет форму кривых КС, и границы переходной зоны

необходимо установить, используя весь комплекс геофизических

исследований.

Ввиду изменения нефтенасыщенности в пределах переходной зоны

за водонефтяной контакт принимается граница, выше которой из

пласта может быть получена практически безводная нефть,, а ниже -

вода, возможно, с незначительным содержанием нефти. По кривым

фазовой проницаемости при коэффициенте нефтенасыщенности 70

% фазовая проницаемость для воды

9 Каналин -129-

Рис.28. Пример выделения переходной зоны в пласте-коллекторе

межзернового типа (по Б.Ю. Вендельштейну):

1- зона предельного или стабилизированного насыщения нефти

газом; 2 - переходная зона; породы: 3 - водонасыщенные, 4 -

непроницаемые; / - водо-нефтяного

контакта над зеркалом воды, I - зоны стабилизации над зеркалом

воды

близка к нулю. Поэтому водонефтяной контакт в интервале

переходной зоны выделяется по значению удельного

сопротивления, соответствующего песчанику, 70% порового объема

которого заполнено нефтью, а 30 % пластовой водой. Это

сопротивление называют критическим (ус^р), а его

величина находится по лабораторным измерениям на образцах или

по результатам испытания пластов с переходной зоной, не

содержащих предельно водонасыщенной части коллектора. При

подсчете балансовых запасов содержание нефти ниже ВНК,

выделенного по критическому сопротивлению, не учитывается, а

коэффициент нефтенасыщенности в части переходной зоны,

расположенной. выше ВНК, принимается таким же, как и в предельно

нефтенасыщенном коллекторе.

На практике критическое сопротивление в переходной зоне

необходимо выбирать, исходя из геолого-физических свойств пласта

(пористости, проницаемости, глинистости). При вскрытии

продуктивного пласта с переходной зоной интервал префорации

обычно находится значительно выше поверхности с критическим

сопротивлением. Сознательное уменьшение интервала

130-

Рис.29. Пример выделения переходной зоны по пласту АВ4.5

Самотлорского месторождения: 1 - песчаник; 2 - глинистый песчаник;

3 - глина; 4 - пласт отдает нефть; 5 - пласт отдает нефть с водой; 6 -

пласт отдает воду

перфорации промысловиками проводится с целью ограничения

притока пластовой воды. Однако на количество воды, добываемой

попутно с нефтью, более значительное влияние оказывает наличие в

пласте литологических экранов.

В зависимости от проницаемости продуктивного пласта,

минерального состава коллектора и цемента, и структурно-текстурных

свойств величина переходной зоны может быть от нескольких

десятков сантиметров до нескольких метров.

На рис.28 показан классический пример выделения переходной

зоны в однородном пласте-коллекторе межзернового типа.

На рис.29 показано выделение переходной зоны в пласте,

имеющем четко выраженные глинистые пропластки,

препятствующие капиллярному всасыванию. Но тем не менее

- 131-

четко выделяется переходная зона мощностью до 12м. Данный

пример позволяет считать что процессы, происходящие при

формировании залежи, а в частности и переходной зоны, значительно

сложнее классических представлений о них.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ(к главе 5)

1. Расскажите о составе нефти.

2. Охарактеризуйте состав природных газов.

3. Понятие о коэффициенте нефтенасыщенности породы-

коллектора и факторах, его определяющих.

4. Основные свойства нефти, используемые при промысловых

исследованиях.

5. Основные свойства пластовых газов, используемые при

промысловых исследованиях.

6. Основные свойства пластовых вод.

7. Охарактеризуйте основные методы определения

водонефтяного контакта.

8. Способы определения газонефтяного контакта.

9. Характеристика водонефтяных контактов в зависимости от

геологического строения объекта разработки.

10. Расскажите о строении переходной зоны пласта и о причинах

ее образования.

11. Как Вы понимаете роль переходной зоны в процессе

эксплуатации ?

Глава О

Энергетическая характеристика залежей нефти и газа

6.1. Пластовое давление

Энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов создаются

напором краевой и подошвенной воды, газа газовой шапки, давления

растворенного в нефти газа, упругостью пласта

-132-