К оглавлению

Методика определения истинной водонасыщенности нефтяного пласта

П.К. ГУРЬБА

При изучении кернов, отобранных из продуктивных горизонтов Долинского, Битковского и Бориславского месторождений нефти (Советское Предкарпатье), нередко получаются данные об их 50-70-процентной водонасыщенности, в то время как в скважинах, эксплуатирующихся с этих горизонтов, получается безводная нефть.

Повышенная водонасыщенность образцов пород может быть в двух случаях: 1) когда в образце преобладают субкапиллярные поры и пленки воды, обволакивающие зерна кварца, удерживаются в породе молекулярно-поверхностными силами; 2) когда размеры пор в образце настолько велики, что даже при небольших перепадах давления в поры может проникнуть вода, отфильтрованная из бурового раствора.

Первый случай характерен для практически непроницаемых пород (проницаемость менее 0,1 миллидарси), имеющих малую пористость (1 - 4%). Такие физические параметры имеют многие пропластки песчаников и алевролитов менилитовой серии Долинского, Битковского и Бориславского месторождений. Отложения менилитовой серии на указанных месторождениях являются основным эксплуатационным объектом, эксплуатируются единым фильтром, но нефть поступает в скважину безводная. Характерно, что суммарная нефтеводонасыщенность таких образцов пород составляет свыше 90% от объема пор. Таким образом, тот перепад давлений, который испытывает керн при подъеме его с забоя скважины на поверхность (около 250 ат), недостаточен, чтобы вытеснить флюид из пор породы. Следовательно, нефтеотдача из таких пропластков песчаников настолько мала, что ею можно практически пренебречь, так как из таких пропластков ни нефть, ни вода в скважину поступать не будут.

Второй случай характерен для слабо сцементированных пород, имеющих относительно хорошую проницаемость (2-150 миллидарси) и высокую пористость (в среднем 12-16%). Такие физические параметры имеют, например, песчаники и алевролиты карпатской серии Долинского месторождения.

При разбуривании зон повышенной проницаемости, например бориславского песчаника на площади Борислав, глинистый раствор сильно поглощается.

Он уходит, по-видимому, по трещинам и пустотам далеко в пласт. Фильтрат же глинистого раствора может свободно проникнуть в поры песчаника лишь на несколько сантиметров и вытеснит из керна нефть. Поэтому поднятый с забоя керн имеет всего лишь 10-30% нефтенасыщенности и 30-50% водонасыщенности.

Зная минерализацию связанной воды и воды, содержащейся в порах керна, можно установить, во сколько раз связанная вода разбавлена свободной водой, и тем самым определить истинную водонасыщенность продуктивного пласта.

Если в поры песчаника проник фильтрат глинистого раствора, приготовленного на пресной воде, то определение количества поступившей в поры воды не вызывает затруднений.

Если же в поры породы поступила минерализованная вода (засолоненный фильтрат глинистого раствора), то для определения ее количества необходимо провести соответствующие пересчеты.

Минерализация воды, насыщающей поры породы, определяется по удельному сопротивлению раствора. Для этого готовят водную вытяжку породы. Затем отстоявшийся раствор наливают в резистивиметр и определяют сопротивление раствора при t=18°. Зная объем пор в породе, можно определить минерализацию воды при условии заполнения ею всего объема пор, т. е. при 100-процентном насыщении порового пространства водой. Затем делается пересчет на фактическую водонасыщенность породы.

В качестве примера приводится определение фактической водонасыщенности пласта в интервале 2682- 2687 м скв. 118 на площади Долина (см. таблицу).

Пористость (Кп) песчаника 15,2%. Для определения минерализации пластовой воды взят другой кусочек керна объемом V=6,93 см3, из которого была приготовлена вытяжка в 0,25 л дистиллированной воды. Сопротивление (ρ) полученного раствора при t = 18° оказалось равным 6,22 омм. По графику ρ=f(Q) (В.Н. Дахнов таблица IV альбома приложений [1]) определяется количество солей, растворенных в 0,25 л. В данном случае 0,9 г или q = 22,5 г/л. Учитывая, что объем пор в образце

 

определяем минерализацию воды при условии заполнения ею всего объема пор по формуле

Q=q/v*1000=22.5/1.053*1000=21.6 г/л.

Так как водонасыщенность керна 54,5% (см. таблицу), то фактическая минерализация воды, содержащейся в керне, будет

Qф = Q/Кв*100=21,6/54,5*100=40 г/л.

Фактическая минерализация Qф связанной воды, определенная в соответствии с приведенной выше методикой по практически непроницаемым образцам пород, составила, как правило, свыше 300 г/л, т.е. намного больше предела растворимости NaCl, на которую делается пересчет при определении минерализации связанной воды. Такая высокая минерализация может быть в том случае, когда часть пор заполнена кристалликами соли.

Так, повышенная (15 г/л) соленость нефти Бориславского поднадвига объясняется тем, что кристаллики соли выносятся из пор продуктивных песчаников, фактическая минерализация связанной воды которых более 300 г/л.

Трудно себе представить, чтобы в одной и той же свите минерализация связанной (сингенетической) воды менялась от рассолов, из которых выпали кристаллики соли, до 40 г/л, тем более, что условий для такого опреснения связанной воды нет. Пластовые воды на Бориславском месторождении имеют минерализацию в среднем 260 г/л. Они оконтуривают продуктивные горизонты и даже нередко обводняют скважины, т.е. передвигаются по пласту. Таким образом, высокоминерализованные пластовые воды не могут опреснять связанную воду. Пластовые воды глубинной складки на Долинском и Битковском месторождениях приурочены к менилитовой серии и выявлены единичными приконтурными скважинами (скв. 30 на площади Долина, скв. 280 на площади Битков). Минерализация пластовых вод в указанных скважинах составила около 180 г/л. Все остальные скважины, в том числе вскрывшие продуктивные песчаники карпатской серии, дают безводную нефть, и, следовательно, опреснения связанной воды за счет пластовых вод не может быть.

На основании сказанного мы считаем, что пониженная минерализация связанной воды, определенная по керну, объясняется проникновением фильтрата глинистого раствора в поры проницаемого песчаника (Существует точка зрения, согласно которой условия растворения солей в связанной воде существенно иные в сравнении со свободной; растворимость в связанных водах ухудшается. По мнению многих исследователей, мономолекулярные пленки воды на зернах породы вообще не растворяют в себе солей.- Прим. ред.). Отметим, что продуктивная толща в скважинах, приведенных в таблице, вскрыта с применением глинистого раствора, приготовленного на пресной воде. В приведенном примере минерализация воды, насыщающей поры, снизилась от примерно 300 до 40 г/л, т.е. в 7,5 раза. Следовательно, количество связанной воды в данном интервале (см. таблицу) будет не 54,5%, а всего лишь около 7,5%. Отсюда увеличится и величина остаточной нефтенасыщенности пласта.

По приведенной выше методике определено истинное содержание связанной воды некоторых продуктивных горизонтов на Долинском, Бориславском и Битковском месторождениях.

Результаты этих определений приведены в приложенной таблице. Из нее видно, что истинная (вернее близкая к истине) водонасыщенноеть некоторых продуктивных пластов карпатской серии Долинского месторождения составляет в среднем 10%, а не 20-50%, как это определено по керну.

При определении коэффициента нефтенасыщенности пласта полагают [2], что остальная часть порового пространства, за вычетом той ее части, которая занята связанной водой, заполнена нефтью с растворенным в ней газом. Отсюда вытекает, что при подсчете запасов нефти (например, в карпатской серии Долинского месторождения) будет заведомо допускаться ошибка, если содержание связанной воды продуктивных пластов определяется по образцам пород без учета проникновения в пласт свободной воды.

ЛИТЕРАТУРА

1.     Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Гостоптехиздат, 1955.

2.     Трофимук А.А. О значении определения коэффициента нефтенасыщения кернов для обоснования коэффициента нефтеотдачи. НХ, № 10, 1955.

3.     Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Гостоптехиздат, 1949.

УкрНИГРИ

 

Таблица Результаты определения истинной водонасыщенности продуктивных песчаников

Месторождение нефти

№ скважины

Интервал отбора керна, м

Возраст (серия)

Газопроницаемость, миллидарси

Нефтенасыщенность керна, %

Водонасыщенность керна, %

Фактическая минерализация воды, содержащейся в порах керна, г/л

Истинная водонасыщенность пласта, %

Борислав

1687

2388-2390

Карпатская

<0,1

78

21

904,0

21,0

1686

2201-2204

Менилитовая

<0,1

23

71

324.0

71,0

1686

2306-2310

„

 

40,4

51,1

251,0

43,5

1600

2393-2395

Карпатская

1.0

45,5

19,0

421,0

19,0

1650

1769-1772

Ямненская

101,1

25,2

19,7

39,6

3,0

1650

1779-1782

 

48,0

24,9

27,1

38,8

3,5

1650

1838-1844

 

0,5

16,1

64,8

23,5

5,0

Долина

118

2682-2687

Карпатская

3,84

15,5

54,5

40,0

7,5

118

2676-2678

»

1,3

 

38,4

61 0

8,0

118

2715-2720

 

5,0

18,5

22,3

163,0

12,5

39

2502-2507

 

4,5

13,4

16.6

183,0

10,5

39

2507-2510

 

5,0

20,5

17,4

111,0

6,5

39

2637-2640

 

2,0

27,6

19,4

127.0

8,5

106

2448-2452

 

18,1

16,6

29,3

123,0

12,5

106

2468-2473

 

22.3

20.0

26,3

65,0

6,0

106

2501-2513

 

3,5

23,0

32,3

62,0

7,0

116

2313-2318

 

24,9

19,0

31,4

54,1

5,7

116

2333-2338

 

16.2

15,0

15,8

99,0

5,2

116

2338-2340

 

19,0

10,0

31,2

119,0

12,4

116

2377-2380

»

0,2

25,7

25,4

135,0

11,5

Битков

355

1847-1850

Менилитовая

12,0

24,2

21,0

131,0

9,5

365

1923-1925

»

0,4

30,5

27,1

58,0

5,5