О содержании связанной воды в продуктивных песчаникахIII пласта Ярегского месторождения
Г.Н. ПОКРОВСКАЯ, Ю. Я. КАЛАБИН
В оценке содержания связанной (остаточной) воды в III пласте Ярегского месторождения (Ухта) имеются некоторые расхождения. Между тем Ярегское месторождение, разрабатываемое шахтным способом, является одним из немногих, где есть возможность отобрать образцы кернов с сохранением связанной воды и использовать прямой метод ее определения в аппаратах Закса.
Первые определения содержания связанной воды в III пласте Ярегского месторождения проводились в лаборатории Физики пласта ЦНИЛа Ухткомбината (1948-1950 гг.). Результаты определения (по нескольким сотням образцов) в целом показали невысокую остаточную водонасыщенность коллектора. Наряду с этим характерны значительные колебания содержания связанной воды - от нуля до 60 % от объема пор, что указывает на отсутствие сохранности воды при отборе кернов: образцы или теряли воду в процессе отбора и транспортировки, или насыщались посторонней водой в процессе вскрытия пласта. В связи с этим установить по данным ЦНИЛа средний коэффициент водонасыщенности III пласта затруднительно.
В работе С.Л. Закса 1948 года [1] приводится среднее содержание связанной воды в ярегских песчаниках, равное 6,9% от объема пор; при этом колебания водонасыщенности составляют от 0-1,4% до 26%. Указанные цифры получены экспериментальным путем.
При подсчете запасов нефти в III пласте, произведенном в 1956 г. А.И. Ечеистовым, средняя водонасыщенность по экспериментальным данным была принята равной 0,89% по отношению к весу породы, или 8,7 % от объема пор (при средней пористости 20%).
В соответствии с этим коэффициент начальной нефтенасыщенности III пласта при подсчете запасов нефти объемным способом принят равным 0,913, что (как покажут наши исследования) является занижением реальной нефтенасыщенности коллектора.
Подобная неточность в характеристике одного из важнейших параметров пласта заставляет еще раз обратиться к этому вопросу.
В настоящем исследовании использовано преимущество шахтного метода разработки, позволяющего отбирать неограниченные количества кернов с сохранением пластовых флюидов (воды и нефти).
Образцы кернов были отобраны 17 июля 1959 г. в свежепройденной бургалерее уклона В-12 нефтешахты № 3. На участке отбора образцов стенка пласта дополнительно обнажалась снятием внешнего слоя породы толщиной 30-35 см. Всего было взято более 6 кг нефтенасыщенного песчаника. Образцы отбирались в виде крупных кусков весом 1,0-1,5 кг прямоугольной и близкой к ней формы с глубины 191 м, на 5 м ниже кровли пласта.
Вынесенные из шахты образцы тщательно парафинировались и направлялись в ЦНИЛ Ухткомбината для исследования. Подобные условия отбора практически исключают потерю нефти и воды в кернах за счет испарения. Кроме того, способ проходки бургалереи исключает возможность насыщения пласта посторонней водой.
Отобранные образцы представлены типичными песчаниками III пласта, обильно насыщенными нефтью. По данным многочисленных анализов средняя проницаемость песчаников составляет свыше 2 дарси. Песчаники являются среднезернистыми с преобладанием до 90% фракции 1,0-0,25 мм. Частиц размером <0,01 мм содержится 2-4%. Карбонатность меньше 4%. Пористость высокая, в среднем для всего пласта составляет 20-24%.
Доставленные в лабораторию образцы освобождались от парафина и из их середины откалывались мелкие образцы весом от 20 до 85 г, в среднем 40-50 г. Всего было отобрано 36 образцов с общим весом 1609,24 г. Время пребывания образцов на воздухе (без парафина) в момент откалывания и взвешивания исчислялось 2-3 мин., благодаря чему испарение воды и нефти было минимальным и не влияло на результаты эксперимента.
Определение связанной воды проводилось двумя методами: прямым методом дистилляции воды в аппаратах Закса и косвенным - капиллярной вытяжки.
Прямым методом исследовалось девять образцов с общим весом 612,945 г. Образцы предварительно взвешивались и помещались в аппараты Закса, где экстрагировались и освобождались от связанной воды в течение двух суток до полного просветления растворителя над образцами и постоянства уровня воды в ловушке. В качестве растворителя применялся толуол.
После окончания процесса экстрагирования и дистилляции объем воды в ловушке тщательно замерялся (с точностью до 0,01 см3), а образцы высушивались, взвешивались и поступали на определение пористости насыщения (по дистиллированной воде). Полученных данных оказалось достаточно для подсчета водо-, нефте- и газонасыщенности образцов.
Косвенным методом исследовалось 27 образцов общим весом 996,298 г. Образцы загружались в аппараты Сокслета на трое суток для освобождения от нефти. В качестве растворителя применялась спирто-бензольная смесь 1:1.
Проэкстрагированные образцы взвешивались, поступали на определение пористости насыщения по пластовой воде и затем тщательно насыщенные пластовой водой в вакууме помещались в тонкодисперсную гидрофильную среду (мел) для капиллярной вытяжки.
Метод капиллярной вытяжки является новым и наиболее эффективным среди других косвенных методов определения остаточной воды в кернах. Он разработан в УфНИИ [2] и в течение 1958-1959 гг, широко использовался в лаборатории Физики пласта КуйбышевНИИНП.
Характерными чертами метода являются простота, скорость, доступность проведения в промысловых условиях, потому что он не требует специальной аппаратуры. Указанные преимущества обусловили широкое внедрение метода капиллярной вытяжки в практику работ ряда научно-исследовательских институтов. Однако до настоящего времени данный метод не сравнивался с прямым методом определения связанной воды, что является известным недостатком.
Поэтому одной из задач настоящего исследования явилась проверка точности метода капиллярной вытяжки сравнением его результатов с результатами прямого метода. Это оказалось возможным только в условиях шахтной разработки месторождения.
Результаты определения содержания связанной воды, а также нефтегазонасыщенность III пласта Ярегского месторождения приведены в табл. 1.
Количество связанной воды по методу капиллярной вытяжки вычислялось по формуле
αв = Vв/Vп * 100 %, (1)
где αв - водонасыщенность в процентах от объема пор; VB - объем воды в порах после вытяжки в см3, определенный по разности весов образца со связанной водой и сухого; Vп -объем открытых пор образца в см3.
Количество связанной воды при определении прямым методом подсчитывалось также по формуле (1); VB замерялся непосредственно в ловушке аппарата Закса.
Средние значения содержания связанной воды в образцах, полученные двумя независимыми друг от друга методами, оказались близкими (2,8 и 3,2%). Максимальные и минимальные отклонения обоих методов хорошо сопоставляются (см. табл. 2).
Таким образом, содержание связанной воды в III пласте Ярегского месторождения по данным исследования составляет в среднем 3%.
Оставшиеся 97% объема пор заняты нефтью и свободным газом, поскольку III пласт работает на режиме растворенного газа.
Нефтегазонасыщенность пласта определялась расчетным путем по уравнению
αнг = 1 - αв.
Подобный расчет представлен в последней графе табл. 1.
Прямой метод дистилляции позволяет подсчитать содержание нефти и газа в пласте, используя экспериментальные данные содержания воды и нефти в образцах.
Вес нефти в образцах вычисляется по формуле
Рн = Р-Рв- Р1.
где Рн - вес нефти в г; Р - вес образца до экстрагирования в г; Рв - вес воды в ловушке в г; P1 - вес образца после экстракции в г.
Объем нефти равен
V=Рн/γн,
где γн = 0,944.
Нефтенасыщенность образцов (αн) равна
αн = Vн/Vп * 100% ,
где Vп - объем пор в образце в см3.
Средняя нефтенасыщенность по девяти образцам оказалась равной αн = 64,9%. Газонасыщенность определялась расчетным путем по формуле
αг = 100 - (αн + αв) (в %).
Нефтегазонасыщенность:
αнг = 100 -αв (в %).
Соответствующие расчеты по каждому образцу приведены в табл. 3.
Результаты проведенной работы могут быть обобщены в следующих выводах.
1. Уточнено содержание связанной воды в III пласте Ярегского месторождения. Полученная двумя независимыми методами средняя водонасыщенность III пласта равна 3%. Эта величина характерна для всего пласта и может быть принята при подсчете запасов и других промысловых расчетах, связанных с разработкой залежи. Соответственно коэффициент начальной нефтенасыщенности ярегских песчаников равен 0,97. Эта величина является наиболее высокой по сравнению с имеющимися данными по нефтенасыщенности коллекторов других месторождений.
2. Определена нефтегазонасыщенность III пласта на текущую дату разработки (июль 1959 г.). В исследованных образцах III пласта флюиды распределяются в следующем соотношении (от объема пор):
|
нефть |
65% |
|
свободный газ |
32% |
|
связанная вода |
3,0% |
В отличие от коэффициента водонасыщенности (αв = 0,03), справедливого для всего месторождения, полученные коэффициенты нефтегазонасыщенности (αн = 0,65 и αг = 0,32) не могут быть отнесены ко всему пласту. Они характеризуют участки, только что вскрытые горными выработками и еще не подвергшиеся дренированию подземными скважинами (в нашем случае бургалерея уклона В-12 нефтешахты № 3).
Это объясняется неравномерностью распределения пластового давления в процессе разработки месторождения, чему способствуют фациальная изменчивость и неоднородная проницаемость коллектора. Участки шахтных полей, дренируемые подземными скважинами, характеризуются пониженным текущим пластовым давлением, а следовательно, более интенсивным выделением газа из раствора.
Таким образом, равновесное состояние между фазами в пласте отсутствует, поэтому коэффициенты нефтегазонасыщенности, вычисленные по кернам, отобранным в определенном участке пласта, не могут иметь универсального значения для всего месторождения.
1. Проверена точность нового косвенного метода определения содержания связанной воды - капиллярной вытяжки. Метод показал хорошую сходимость с прямым методом. Расхождение составляет 0,4%. Метод капиллярной вытяжки может быть рекомендован в качестве стандартного при комплексном изучении кернов.
2. Наблюдения за экстрагированными образцами в процессе насыщения пластовой водой показали ярко выраженные гидрофильные свойства. Поэтому сложившееся представление о гидрофобности ярегских песчаников требует строгого экспериментального обоснования. По-видимому, низкое содержание связанной воды в ярегских песчаниках обусловливается не гидрофобностью коллектора (по каротажу пласт имеет конечные сопротивления), а высокой средней проницаемостью (более 2 дарси), низкой удельной поверхностью, хорошей отсортированностью и размером слагающих зерен.
ЛИТЕРАТУРА
1. Закс С.Л. Методы исследования связанной воды в нефтяных коллекторах. Тр. совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. Изд. АН Азерб. ССР, 1953.
2. Антонов Д.А., Березин В.М. Новый метод определения содержания остаточной воды в образцах горных пород. Тр. УфНИИ, вып, 2, 1957.
КуйбышевНИИ НП
|
Метод |
Лабораторный № образца |
mн, % |
αв % |
αнг % |
|
Метод капиллярной вытяжки |
1 |
23,2 |
1,4 |
98,6 |
|
2 |
23,2 |
4,5 |
95,5 |
|
|
3 |
22,0 |
3,6 |
96,4 |
|
|
4 |
23,2 |
2,5 |
97,5 |
|
|
5 |
23,1 |
2,7 |
97,3 |
|
|
6 |
23,2 |
3,8 |
96,2 |
|
|
7 |
23,7 |
2,2 |
97,8 |
|
|
8 |
23,3 |
1,8 |
98,2 |
|
|
9 |
23,7 |
3,4 |
96,6 |
|
|
10 |
23,6 |
8,4 |
91,6 |
|
|
11 |
23,7 |
5,4 |
94,6 |
|
|
12 |
23,6 |
5,0 |
95,0 |
|
|
13 |
23,6 |
1,8 |
98,2 |
|
|
14 |
23,2 |
1,9 |
98,1 |
|
|
15 |
23,7 |
1,8 |
98,2 |
|
|
16 |
23,7 |
1,8 |
98,2 |
|
|
17 |
23,2 |
1,5 |
98,5 |
|
|
18 |
23,2 |
2,3 |
97,7 |
|
|
19 |
23,7 |
1,8 |
98,2 |
|
|
20 |
23,3 |
2,1 |
97,9 |
|
|
21 |
23,6 |
2,3 |
97,7 |
|
|
22 |
23,2 |
1,8 |
98,2 |
|
|
23 |
23,7 |
3,1 |
96,9 |
|
|
24 |
23,3 |
2,5 |
97,5 |
|
|
25 |
23,7 |
2,1 |
97,9 |
|
|
26 |
23,6 |
1,4 |
98,6 |
|
|
27 |
23,2 |
2,6 |
97,4 |
|
|
Среднее |
23,4 |
2,8 |
97,2 |
|
|
Прямой метод дистилляции в аппарате Закса |
1 |
23,8 |
6,2 |
93,8 |
|
2 |
24,0 |
2,8 |
97,2 |
|
|
3 |
22,0 |
3,4 |
96,6 |
|
|
4 |
23,3 |
4,1 |
95,9 |
|
|
5 |
24,7 |
2,0 |
98,0 |
|
|
6 |
23,7 |
2,4 |
97,6 |
|
|
7 |
23,5 |
1,6 |
98,4 |
|
|
8 |
23,6 |
4,4 |
95,6 |
|
|
9 |
23,5 |
2,2 |
97,8 |
|
|
Среднее |
23,6 |
3,2 |
96,8 |
|
|
Общее среднее |
23,5 |
3,0 |
97,0 |
|
|
Метод капиллярной вытяжки |
Прямой метод дистилляции |
||||
|
среднее |
максимальное |
минимальное |
среднее |
максимальное |
минимальное |
|
2,8 |
8,4 |
1,4 |
3,2 |
6,2 |
1,6 |
Таблица 3
|
Лабораторный № образца |
αн % |
αг % |
αнг = αн + αг % |
|
1 |
65,2 |
28,6 |
93,8 |
|
2 |
52,5 |
44,7 |
97,2 |
|
3 |
63,8 |
32,8 |
96,6 |
|
4 |
66,2 |
29,7 |
95,9 |
|
5 |
61,5 |
36,5 |
98,0 |
|
6 |
70,8 |
26,8 |
97,6 |
|
7 |
71,2 |
27,2 |
98,4 |
|
8 |
58,3 |
37,3 |
95,6 |
|
9 |
74,8 |
23,0 |
97,8 |
|
Среднее |
64,9 |
31,9 |
96,8 |