Нефтенасыщенность кернов песчано-алевритовых пород продуктивной толщи
Э.А. ПРОЗОРОВИЧ, И. А. МУХАРИНСКАЯ, С. Г. МОВСЕСЯН, А.X. АЗИЗБЕКОВА
При изучении кернов пород производится определение их нефтенасыщенности. Как известно, содержание нефти в кернах не соответствует нефтенасыщенности пласта, из которого они отобраны. Изменение нефтенасыщенности кернов по отношению к породам в их естественном залегании происходит в основном в результате: а) проникновения фильтрата глинистого раствора; б) вытеснения нефти расширяющимся газом при снижении давления в процессе подъема керна на дневную поверхность.
Вопросу практического использования данных о нефтенасыщенности кернов посвящены работы ряда советских и зарубежных исследователей. Мнения авторов по вопросу о возможности суждения о нефтеотдаче пластов по остаточной нефтенасыщенности кернов различны. Так, ряд исследователей (А.А. Трофимук, А.А. Ханин, М. Маскет), указывая на большой вымыв нефти из кернов при их выбуривании и некоторое уменьшение содержания нефти в связи с разгазированием последней, считают, что остаточная в кернах нефть соответствует тому небольшому количеству нефти, которое может остаться в пласте в результате применения наиболее совершенных способов эксплуатации.
Ф.И. Котяхов, Г.Ф. Требин, Ю.С. Мельникова и А.В. Казакова считают, что по нефтенасыщенности кернов можно судить о конечном коэффициенте нефтеотдачи пластов с водонапорным режимом.
Данные о нефтенасыщенности кернов имеются по многим нефтяным месторождениям Союза, однако этот практически важный вопрос не нашел своего отражения в литературе.
За долгие годы изучения нефтеносных коллекторов продуктивной толщи Азербайджана накопился большой материал по нефтенасыщенности кернов.
В настоящей статье приводятся результаты обработки данных по нефтенасыщенности кернов, отобранных из нефтеносных горизонтов продуктивной толщи, характеризующихся различными режимами (см. рисунок).
Подкирмакинская свита (ПК) представлена песчаными отложениями преимущественно кварцевого состава. Нефтенасыщенность кернов ПК свиты на площадях Биби-Эйбат и Маштаги - Бузовны изменяется соответственно от 1 до 25% (в среднем 10% по 78 кернам) и от 1 до 35% (в среднем 12% по 47 кернам).
Из приведенного графика распределения кернов ПК свиты по их нефтенасыщенности видно, что большинство кернов ПК свиты для обеих площадей имеют нефтенасыщенность меньше 15%.
По ПК свите Биби-Эйбата мы располагаем данными о нефтенасыщенности кернов, отобранных из скважин, расположенных как внутри контура нефтеносности, так и вне его. Анализ данных показывает, что нефтенасыщенность кернов горизонтов ПК свиты, отобранных внутри контура нефтеносности, по ПК1 составляет 10% (49 кернов) и ПК2 - 13,5% (14 кернов), а за контуром нефтеносности ПК1 - 8% (14 кернов) и ПК2 - 13,3% (шесть кернов). Таким образом, средняя нефтенасыщенность кернов ПК свиты, отобранных как внутри контура нефтеносности, так и из законтурной части залежи, одинаково небольшая.
Если принимать среднее содержание нефти в кернах за остаточную нефтенасыщенность пласта в конечной стадии разработки, то коэффициент нефтеотдачи равен 82-87%. Эти данные значительно превышают текущий коэффициент нефтеотдачи ПК свиты.
Нефтенасыщенность кернов КС площадей Биби-Эйбат и Маштаги-Бузовны изменяется от 1 до 45%. Большинство случаев приходится на интервал от 6 до 20% (в среднем 15%) для площади Биби-Эйбат и от 11 до 20% (в среднем 17%) для площади Маштаги - Бузовны.
Анализ данных показал, что нефтенасыщенность кернов в пределах даже узкого интервала глубины отбора (2 м) заметно изменяется. Так, например, в скв. 2815 площади Биби-Эйбат в интервале 1585-1587 м отобрано пять кернов, нефтенасыщенность которых изменяется от 0 до 28%; несколько меньшее изменение нефтенасыщенности (от 13 до 29%) также по пяти кернам наблюдается в интервале 1499-1501 м.
Различие нефтенасыщенности кернов, отобранных из разреза небольшой мощности, сходных по литофизическим свойствам пород при мало отличных условиях режима бурения, обусловлено, по-видимому, неодинаковым нефтенасыщением их в естественном залегании.
Нефтенасыщенность кернов КС площади Балаханы - Сабунчи - Раманы изменяется в более широких пределах - от 1 до 90%. Средняя нефтенасыщенность кернов КС этой площади составляет 42% (707 кернов), т. е. в 2,5 раза больше средней нефтенасыщенности кернов КС для площадей Биби-Эйбат и Маштаги - Бузовны. Большая нефтенасыщенность кернов КС площади Балаханы - Сабунчи - Раманы, по-видимому, объясняется большей активностью нефти КС на этой площади по сравнению с нефтями КС площадей Биби-Эйбат и Маштаги - Бузовны. Таким образом, установлено, что нефтенасыщенность кернов зависит от активности нефти: с увеличением активности нефти содержание ее в кернах возрастает.
Сделанный вывод подтверждается также данными о нефтенасыщенности кернов КС в пределах одной лишь площади Балаханы - Сабунчи - Раманы. Как известно, на площади Балаханы - Сабунчи - Рамаиы (где КС обнажается на поверхности на площади Балаханы) по мере погружения (с запада на восток) наблюдается уменьшение удельного веса нефти (от 0,925 до 0,890) и активности нефти (от 2-1,8 до 0,8-0,6%). Анализ данных нефтенасыщенности кернов КС этой площади показывает, что нефтенасыщенность кернов уменьшается в указанном направлении. Так, если на площади Кошанаур (запад) нефтенасыщенность кернов при изменении ее от 2 до 90% в среднем по 70 кернам составляет 47%, то в крайне восточной части площади (Раманы) средняя нефтенасыщенность кернов по 176 кернам равна 26%.
Помимо большей активности нефти, керны КС площади Балаханы - Сабунчи - Раманы имели вдвое больший диаметр (10 см) по сравнению с кернами двух других площадей. Оба указанных фактора способствовали сохранению в керне большого количества нефти. Эти данные подтверждают сделанный ранее вывод [2] относительно меньшего проникновения фильтрата глинистого раствора в керны больших размеров,
Сопоставление нефтенасыщенности кернов КС, отобранных из внутриконтурной и законтурной частей горизонта, показывает, что нефтенасыщенность кернов за контуром нефтеносности несколько меньше по сравнению с кернами из внутриконтурной части. Так, средняя нефтенасыщенность кернов северной залежи площади Биби-Эйбат внутри контура нефтеносности по отдельным горизонтам КС изменяется от 11 до 18%, а за контуром нефтеносности от 7 до 12%. Соответственно по восточной залежи той же площади в контуре нефтеносности 8-18%, а за контуром нефтеносности 10-12%.
На площади Бузовны также отмечается уменьшение нефтенасыщенности кернов КС в направлении от повышенной части залежи к контуру нефтеносности.
Анализ данных о нефтенасыщенности кернов КС площади Бузовны показывает, что на южном опущенном поле относительно большей нефтенасыщенностью отличаются керны I КС (24%) по сравнению с кернами II КС (19%) и V КС (13%).
Нефтеотдача II КС южного поля Бузовнов, подсчитанная по средней нефтенасыщенности (без учета поправки на усадку и разгазирование нефти), кернов, получается равной 75%, т. е. намного превышает возможную нефтеотдачу пластов с режимом растворенного газа. Если учесть, что некоторая часть норового пространства приходится на газовую фазу, то коэффициент нефтеотдачи (по кернам) получится еще больше. Все это указывает на то, что керны подвергаются весьма интенсивной промывке фильтратом глинистого раствора в процессе их выбуривания. Если бы не было вымыва нефти из кернов, средняя нефтенасыщенность их (исходя из текущего коэффициента использования, равного 0,30) должна быть 53%, а не 19%.
Отсутствие влияния газонасыщенности и наличия свободного газа в залежи на остаточную нефтенасыщенность кернов наблюдается на площади Биби-Эйбат при сравнении нефтенасыщенности кернов восточной и северной залежей этой площади. Нефтенасыщенность кернов КС восточной залежи, характеризующейся большей газонасыщенностью нефти, больше нефтенасыщенности кернов менее газонасыщенной северной залежи. Повышенная нефтенасыщенность кернов восточной залежи, по-видимому, является следствием худшей промывки нефти фильтратом глинистого раствора в связи с наличием свободного газа. При подъеме кернов вытеснение нефти расширяющимся газом, очевидно, было незначительное.
После приведения данных о нефтенасыщенности кернов песчано-алевритовых пород ПК и КС некоторых продолжительное время разрабатываемых площадей Апшеронского полуострова представляет интерес рассмотреть нефтенасыщенность коллекторов нефтеносных горизонтов в их начальный период разработки. Такими данными мы располагаем по I горизонту продуктивной толщи Кюровдагского месторождения (Прикуринская низменность), по которому изучена нефтенасыщенность кернов из 10 скважин (По материалам С.С. Аджаловой и З.А. Керимовой.).
Коллекторы I горизонта представлены среднезернистыми песчаниками и алевролитами полимиктового состава с преобладающим участием обломков пород. Нефтенасыщенность изучена по 72 кернам, изменяется от 1 до 44%. Нефтенасыщенность большинства кернов изменяется от 8 до 25% и в среднем равна 18%. Средняя нефтенасыщенность кернов из отдельных скважин изменяется от 12 до 25% и лишь по одной скважине (скв. 35) снижается до 9%. Наблюдается тенденция к увеличению средней нефтенасыщенности вверх по восстанию горизонта.
Небольшая нефтенасыщенность кернов I горизонта, несмотря на их большой диаметр и высокую активность нефти, объясняется рядом причин. Растворенный в нефти газ уменьшает вязкость нефти в пластовых условиях, вследствие чего облегчается вымыв ее из керна фильтратом глинистого раствора.
Лучшему вымыванию нефти из керна способствовали также большое избыточное давление и большая проницаемость пород I горизонта.
В результате обработки и анализа значительного количества данных о нефтенасыщенности кернов, отобранных при бурении на обычном sглинистом растворе из нефтеносных горизонтов продуктивной толщи, характеризующихся различными режимами и продолжительностью разработки, можно сделать следующие выводы.
1. Заметное изменение нефтенасыщенности кернов, отобранных из небольшого интервала (2 м) мощности сходных по литофизической характеристике пород (КС), указывает на различное их первоначальное нефтенасыщение.
2. Нефтенасыщенность извлеченных на поверхность кернов зависит не только от первоначального нефтенасыщения пласта, но и от количества нефти, вытесненного фильтратом глинистого раствора, а также количества нефти, вытесненного расширяющимся газом. Влияние последних двух факторов может быть различным, однако преобладающим является влияние первого из них.
3. Вымыв нефти из керна фильтратом глинистого раствора зависит от избыточного давления. Зависимость нефтенасыщенности кернов от избыточного давления наблюдается как на площадях, длительное время находящихся в разработке, так и на новых нефтеносных площадях (Кюровдаг).
4. Сопоставление нефтенасыщенности с гранулометрическим составом и проницаемостью кернов указывает на наличие тенденции к увеличению нефтенасыщенности в алевритовых породах в связи с их худшей проницаемостью, препятствующей вымыванию из них нефти, в отличие от песчаных пород, в которых вымыв нефти при прочих равных условиях происходит более интенсивно.
5. Нефтенасыщенность кернов в пределах контура нефтеносности несколько выше, чем за контуром нефтеносности.
6. Если принять количество нефти в керне за нефтенасыщенность пласта в конечной стадии его разработки (что рекомендуется некоторыми авторами для пластов с водонапорным режимом), то коэффициент нефтеотдачи получается значительно выше возможной нефтеотдачи пластов при режиме растворенного газа или наличии смешанного режима. Для пластов же с водонапорным режимом коэффициент нефтеотдачи, вычисленный по нефтенасыщенности кернов, оказывается также несколько больше по сравнению с коэффициентом нефтеотдачи, принимаемым для пластов подобного типа.
7. Вследствие изложенного выше данные о нефтенасыщенности кернов не могут служить критерием для оценки нефтеотдачи горизонтов независимо от режима и продолжительности разработки их.
АзНИИ по добыче нефти
Рисунок Распределение кернов по их нефтенасыщенности.
I - ПК свита, режим водонапорный: а- Биби-Эйбат (общее количество кернов) 78, б - Маштаги - Бузовны (47); II - КС, режим растворенного газа: а - Биби-Эйбат (549), б - Маштаги-Бузовны (169), в - Балаханы - Сабунчи - Раманы (707); III - I горизонт продуктивной толщи, режим смешанный, Кюровдаг (72); 1 - средняя нефтенасыщенность кернов (в %).