Динамическая пористость и возможность использование ее в подсчетах запасов нефти
Г. Н. ПОКРОВСКАЯ, Ю. Я. КАЛАБИН
В Кинель-Черкасском газонефтеносном районе на границе Куйбышевской и Оренбургской областей имеется ряд месторождений, в которых нефть залегает в доломитах кунгурского яруса нижней перми (Гремячевская, Воронцовская, Неклюдов- ская и Могутовская площади).
При опробовании I и II пластов кунгурского яруса промышленных притоков нефти не обнаружено, хотя отобранные при этом нефтенасыщенные образцы обладали хорошей открытой пористостью. Так, средняя открытая пористость доломитов Гремячевской площади (46 определений) составляет 22,6% и колеблется в пределах 12,2-31,2%. Средняя общая пористость по тем же образцам составляет 24,9%. Распределение пористости насыщения в зависимости от количества определений приведено на рис. 1, согласно которому доломиты I и II пластов Гремячевской площади обладают сравнительно однородной и высокой пористостью, приближающейся к пористости песчаных коллекторов.
Для выяснения причин отсутствия промышленных притоков нефти были сделаны сравнительные определения трех видов пористости, характеризующих нефтяные коллекторы: общей, открытой и динамической.
Методы определения общей и открытой пористости (объемный метод и метод насыщения) являются стандартными для лабораторий, занимающихся исследованием кернов. Унифицированный метод определения динамической пористости до настоящего времени не разработан.
Первые опыты по определению динамической пористости (mд) были проведены в ГрозНИИ К.Г. Оркиным [1].
Примененная в опытах установка рассчитана на рыхлые пески или слабо сцементированные песчаники, что значительно ограничивает возможности ее использования.
Метод определения динамической пористости, описанный Ф.И. Котяховым [2], простой, но величины mд получаются завышенными из-за испарения остаточных флюидов (воды и нефти) в кернах при изготовлении цилиндриков, а также при предварительной продувке воздухом или азотом.
В 1958 г. П.П. Екимов (ВНИГРИ) предложил метод определения динамической пористости сцементированных пород, в частности карбонатных [3]. Сущность метода состоит в продувании газом (воздухом или азотом) проэкстрагированного цилиндрика породы, насыщенного в вакууме водой. Конец опыта определяется прекращением выделения воды, замеряемой мерным цилиндром. В качестве установки используется прибор для определения водопроницаемости из комплекта аппаратуры по исследованию кернов.
Проверка метода П.П. Екимова в лаборатории физики пласта КуйбышевНИИНП на 22 образцах девонских песчаников Чубовской площади показала заниженные значения mд и выявила следующие недостатки.
1. В опытах не учитывается влияние концевого эффекта.
2. Невозможно определить достаточно точно время окончания опыта посредством замеров вытесняемой жидкости в мерном цилиндрике. Скорость вытеснения убывает со временем и зафиксировать конец этого процесса, учитывая одновременный процесс испарения, трудно.
3. Не обоснована величина оптимального давления вытеснения.
Экспериментальная проверка метода П.П. Екимова на песчаниках Чубовской площади показала, что процесс вытеснения за время опыта не прекращается, так как при повторной продувке объем вытесненной воды увеличивается в среднем на 7%, а испарившейся воды - на 1 % (от первоначального объема воды).
С учетом указанных недостатков разработан новый метод определения динамической пористости. Сконструирован специальный кернодержатель с насадкой для устранения концевого эффекта на нижнем торце образца. Насадка представляет специальную трубку, навинченную на корпус кернодержателя и заполненную измельченной карбонатной или песчаной породой. Последняя заполняет также корпус кернодержателя под образцом. Проницаемость породы при соответствующей утрамбовке должна приближаться к проницаемости исследуемого образца. В наших опытах диаметр частиц измельченной породы составлял менее 0,15 мм. Исследуемый образец помещался нижним торцом на измельченную породу, которая искусственно удлиняет керн и переносит зону концевого эффекта за пределы образца. Общая длина образца с насадкой составляет 24-25 см.
В случае образцов с разной проницаемостью насадка меняется соответственно проницаемости образцов. Керны предварительно экстрагировались и насыщались в вакууме водой. После вытеснения воды образец помещался в бюкс и вместе с ним взвешивался для уменьшения испарения воды.
Динамическая пористость вычислялась как частное от деления разности весов насыщенного водой и продутого образца на разность весов насыщенного образца в воздухе и насыщенного образца в воде.
Продолжительность опыта определялась посредством установления оптимальных значений давления и времени вытеснения. При определенном времени вытеснения (Т = const) экспериментально можно получить максимальное значение давления вытеснения, выше которого процесс вытеснения прекращается.
Можно построить кривую функции.
DP/P=f(Pат),
где DР - вес вытесненной воды (г); Р - первоначальный вес воды в образце (г) и Pат - давление вытеснения. При DР/Р = const процесс вытеснения прекращается. Экспериментально была получена серия подобных кривых и установлены оптимальное значение давления вытеснения Рат = 15 ат и время вытеснения, равное 4 мин. Кривые построены по 26 образцам кунгурских доломитов Гремячевской площади и девонских песчаников Чубовской площади.
На рис. 2 приводятся семь экспериментальных кривых, каждая из которых соответствует определенному образцу. Характеристика этих образцов приводится в табл. 1.
На рис. 2 показана также средняя кривая вытеснения, построенная по среднеарифметическим точкам. Точка, от которой кривая становится параллельной оси абсцисс, характеризует оптимальное давление вытеснения при данной продолжительности эксперимента. Практически кривые на рис. 2 не могут идти параллельно оси абсцисс, так как одновременно с вытеснением идет процесс испарения.
Опыты показали, что при давлении Р = 10 ат процесс вытеснения не прекращается, так как в результате последующей продувки при Рат =15 ат DР/Р увеличивается в среднем на 8%, а испарение составляет 4,9%. Процесс вытеснения заканчивается при продувке под давлением Рат = 15 ат, так как при Рат >15 ат (до Рат = 20 ат) DР/Р увеличивается на 4,3%, а испарение составляет 4,9%, т. е. в основном идет только процесс испарения.
Для точного измерения величины испарения необходимо было разделить два одновременно протекающих процесса - вытеснение и испарение. Для этого в образцах создавалась связанная вода методом капиллярной вытяжки, которая остается неподвижной при значительно больших перепадах давления, чем достигнутые в опытах. Образцы со связанной водой продувались в течение 4 мин. под давлением 15 ат. Так как вытеснения не происходило, то уменьшение веса образца составило величину испарившейся воды (DР).
В результате опытов получено в среднем при испарении DP/P = 4,9%, где Р - первоначальный вес воды в образцах (г) и DР - величина испарившейся воды (г), а при продувке под давлением Рат >15 ат DP/P = 4,3%, что практически совпадает. Следует отметить, что процесс испарения начинается после прорыва через образец газа, но при давлении ниже 15 ат количество испарившейся воды незначительно по сравнению с количеством вытесненной воды. В табл. 2 приводятся фактические данные по испарению связанной воды при Рат = 15 ат.
Таким образом, было определено, что процесс вытеснения заканчивается при продувке под давлением Рат = 15 ат.
Установленные время и давление вытеснения являются справедливыми для образцов сравнительно большого диапазона проницаемости - от 3 до 270 миллидарси. Для образцов с более высокой проницаемостью давление и время вытеснения будут, вероятно, меньше. Чтобы решить этот вопрос, необходимо провести дополнительные экспериментальные работы.
По описанной выше методике была определена динамическая пористость 46 образцов нефтенасыщенных доломитов кунгурского яруса Гремячевской площади и 78 образцов нефтесодержащих известняков башкирского яруса (пласт А4) Кулешовского месторождения.
Указанные породы крайне противоположны по своим коллекторским свойствам. Кунгурские доломиты сложены плотными, пелитоморфными, микрозернистыми, участками ангидритизированными разностями, дебиты скважин из них оцениваются килограммами при условии солянокислотной обработки забоев скважин. Имеются промышленные притоки газа.
Породы пласта А4 башкирского яруса являются коллекторами высокого класса. Это органогенные, органогенно-обломочные, песчаниковидные, оолитовые высокопродуктивные известняки. Дебиты нефти при опробовании скважин на Покровском и Кулешовском месторождениях измеряются сотнями тонн.
Динамическая пористость доломитов Гремячевской площади колеблется от 0,6 до 9,5%, в среднем составляет 2,1%.
Относя динамическую пористость к объему открытой емкости коллектора, получаем
mд=2.1/22.6*100=9.3%.
Следовательно, объем подвижной жидкости в коллекторе составляет примерно 2,1% от объема пласта и 9,3% от объема открытых пор. Остальная часть открытых пор заполнена связанной водой и остаточной нефтью. Содержание связанной воды, определенное методом капиллярной вытяжки, составляет в среднем 66,3% от объема пор.
Приведенный анализ объемов коллектора объясняет отсутствие промышленных притоков нефти при опробовании скважин Гремячевской площади исключительно малым объемом динамических пор, что обусловило низкую проницаемость (в среднем 29,2 миллидарси) и низкую начальную нефтенасыщенность.
Средняя динамическая пористость пласта А4 Кулешовской площади оказалась равной 6,5%, а по выборочным образцам с повышенной проницаемостью (от 50 до 450 миллидарси) - 8,5%. В таком случае при средней открытой пористости 17% динамическая пористость составляет 50% от объема открытой пористости. Этот факт совместно с трещиноватостью коллектора обуславливает хорошую продуктивность скважин пласта А4 Кулешовского месторождения.
Описанный метод определения динамической пористости рассматривается как приближенный, так как лабораторные условия проведения опыта не идентичны пластовым условиям.
Однако проверка точности данного метода путем сравнения с другими методами определения mд дала вполне удовлетворительные результаты (табл. 3).
В табл. 3 приводится сопоставление величин динамической пористости, полученной путем продувки газом и расчетным способом при определении коэффициента нефтеотдачи. Расхождение между двумя методами определения mд для известняков пласта А4 башкирского яруса составляет 1,1%, а для песчаников III пласта Верейского горизонта 3,2%, что позволяет говорить о достаточной точности описываемого метода определения динамической пористости.
Коэффициент нефтеотдачи определялся путем вытеснения нефти водой на установке УИПК-IV, при соблюдении основного критерия подобия натуры и модели - отношения перепада давления к капиллярному давлению.
Согласно определению:
mд= Vд/Vобр; Vд= Vп - Vсв - Vост
где Vд - объем динамических пор; Vп - объем открытых пор; Vсв - объем связанной воды; Vост - объем остаточной нефти; Vобр- объем образца.
Vп вычисляется при определении пористости; Vсв определяется методом капиллярной вытяжки, а Vост - по формуле:
где P1 - вес образца, насыщенного водой в воздухе; Р - вес образца с водой и нефтью после вытеснения; gв, gн - Удельные веса воды и модели нефти.
Динамическую пористость можно использовать при подсчетах запасов. Обозначим: Vп - объем открытых пор; Vд - объем динамических пор; Vсв - объем связанной воды; Vн - объем первоначальной нефти; Vост - объем остаточной нефти; Vобр - объем образца.
Запишем исходные уравнения:
Vд= Vп - Vсв - Vост (1)
mд= Vд/Vобр; (2)
тогда
Так как Vн= Vп - Vсв, то
Объемная формула подсчета запасов нефти упрощается:
Замена трех коэффициентов одним представляет практический интерес, так как коэффициенты aн и b являются трудноопределимыми или выбираются произвольно. Определение mд проще, так как для этого не требуется сложной аппаратуры, специальных условий отбора керна и т.п. Погрешность в экспериментальном определении коэффициента mд, очевидно, будет меньше суммы погрешностей определения трех коэффициентов.
Справедливость равенства (3) была проверена экспериментальным путем. Проверка заключалась в лабораторном определении каждого коэффициента независимым методом и проводилась по 35 образцам известняков башкирского яруса Кулешовской площади. Коэффициент mн определялся стандартным методом насыщения коэффициент aн - по содержанию связанной воды, коэффициент mд - продувкой азотом, коэффициент нефтеотдачи - на установке УИПК-IV. Результаты проверки приведены в табл. 4.
Результаты проведенных работ позволяют сделать следующие выводы.
1. В ряде случаев знание даже двух категорий пористости (общей и открытой) может оказаться недостаточным для оценки промышленного значения нового продуктивного горизонта. Динамическая пористость, являясь наиболее характерной, может оказать существенную помощь в изучении подобных горизонтов.
2. Описанный метод определения динамической пористости достаточно точен, что подтверждается сопоставлением его с динамической пористостью, полученной при определении коэффициента нефтеотдачи в условиях, приближающихся к пластовым.
3. На примере Кулешовского месторождения доказана возможность использования динамической пористости в подсчетах запасов нефти объемным методом. Полученное равенство между динамической пористостью и произведением трех коэффициентов (mд = mн aн b) подтверждается экспериментальной проверкой, путем независимого лабораторного определения каждого коэффициента левой и правой частей равенства.
4. Описанный метод определения динамической пористости требует дальнейшего усовершенствования. Необходимо изучить поведение динамической пористости в процессе эксплуатации конкретного месторождения, в условиях изменения перепада давления, появления фазовых проницаемостей, изменения вязкости флюидов и т. п.
ЛИТЕРАТУРА
1. Оркин К.Г. Экспериментальная установка для определения динамической пористости уплотненного песка и методика работы. Труды ГрозНИИ, Сб. 7, 1949.
2. Котяхов Ф. И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.
3. Екимов П.П. Методика определения динамической пористости. Новости нефт. техн., Сер. нефтепромысловое дело, № 2, 1958.
КуйбышевНИИНП
|
№ скв. |
Глубина отбора образцов, м |
№ образцов |
Проницаемость, миллидарси |
Открытая пористость % |
|
Чубовская площадь (пласт D31 pasch) |
||||
|
3 |
2634,0 |
1 |
260,0 |
20,2 |
|
2 |
2727,0 |
2 |
268,3 |
18,3 |
|
Гремячевская площадь (пласт kg II) |
||||
|
14 |
745,6 |
3 |
2,9 |
23,8 |
|
14 |
755,5 |
4 |
4,9 |
21,4 |
|
15 |
749,0 |
6 |
12,8 |
28,0 |
|
6 |
763,0 |
9 |
38,0 |
24,1 |
|
6 |
768,0 |
10 |
6,9 |
22,4 |
|
№ образцов |
Первоначальный вес воды Р, г |
Вес испарившейся воды, г |
DР/Р, % |
|
1 |
0,2986 |
0,0149 |
5,0 |
|
2 |
0,2474 |
0,0118 |
4,8 |
|
3 |
1,0600 |
0,0402 |
3,8 |
|
4 |
1,8400 |
0,1415 |
7,7 |
|
6 |
4,3800 |
0,2408 |
5,5 |
|
10 |
3,5200 |
0,0827 |
2,4 |
|
Среднее |
- |
|
4,9 |
|
№ скв. |
Глубина отбора образцов, м |
Проницаемость, миллидарси |
Открытая пористость, % |
Динамическая пористость, % к объему образца |
|
|
продувка газом |
расчетный способ |
||||
|
Башкирский ярус, пласт А4 |
|||||
|
50 |
1745-1748,0 |
452,2 |
27,3 |
15,4 |
12,6 |
|
50 |
1757-1761,0 |
222,8 |
21,9 |
8,4 |
10,5 |
|
51 |
1789,5-1792,0 |
60,2 |
18,5 |
8,9 |
10,1 |
|
51 |
1795-1797,5 |
182,0 |
17,7 |
9,2 |
10,7 |
|
53 |
1717-1720,0 |
66,5 |
21,4 |
6,5 |
11,3 |
|
53 |
1758-1761,0 |
136,0 |
14,5 |
10,1 |
10,7 |
|
53 |
1764-1768,0 |
234,4 |
18,7 |
9,3 |
13,3 |
|
57 |
1709-1712,5 |
114,7 |
29,7 |
10,0 |
8,9 |
|
59 |
1780-1783,0 |
160,2 |
14,6 |
8,2 |
13,3 |
|
59 |
1780-1783,0 |
202,0 |
18,1 |
9,1 |
9,7 |
|
59 |
1783-1786,0 |
77,9 |
16,8 |
5,4 |
8,2 |
|
60 |
1772-1778,0 |
80,4 |
20,2 |
5,6 |
8,3 |
|
60 |
1778-1782,0 |
63,5 |
15,7 |
9,6 |
9,4 |
|
61 |
1730-1735,0 |
72,7 |
27,0 |
5,7 |
3,8 |
|
61 |
1751-1756,0 |
75,8 |
22,5 |
8,2 |
7,2 |
|
62 |
1766-1768,5 |
47,7 |
9,4 |
6,8 |
8,9 |
|
62 |
1766-1768,5 |
42,4 |
18,0 |
7,0 |
3,9 |
|
Среднее |
- |
- |
8,4 |
9,5 |
|
|
Верейский горизонт, III пласт |
|||||
|
50 |
1711-1714,0 |
144,9 |
22,1 |
8,8 |
9,0 |
|
50 |
1720-1723,0 |
210,0 |
23,2 |
11,5 |
14,4 |
|
50 |
1723-1726,0 |
340,2 |
22,4 |
12,9 |
17,4 |
|
50 |
1726-1729,5 |
303,1 |
21,4 |
12,1 |
14,7 |
|
51 |
1747-1750,0 |
271,0 |
23,4 |
12,3 |
16,2 |
|
54 |
1704-1707,0 |
102,0 |
20,0 |
10,0 |
11,7 |
|
54 |
1704-1707,0 |
83,6 |
18,9 |
8,9 |
11,1 |
|
54 |
1707-1710,0 |
164,5 |
21,9 |
9,7 |
13,0 |
|
54 |
1707-1710,0 |
184,2 |
20,1 |
11,8 |
15,9 |
|
59 |
1741-1744,0 |
79,3 |
20,4 |
7,6 |
12,5 |
|
59 |
1741-1744,0 |
81,6 |
20,1 |
7,7 |
10,7 |
|
59 |
1749-1754,0 |
103,3 |
18,0 |
7,1 |
10,8 |
|
59 |
1754-1756,5 |
69,6 |
20,2 |
8,7 |
10,5 |
|
100 |
1666-1670,0 |
149,8 |
19,1 |
8,7 |
13,7 |
|
Среднее . . . |
- |
- |
9,8 |
13,0 |
|
|
№ скв. |
Глубина отбора образцов, м |
Коэффициенты |
Произведение коэффициентов mн aн b |
Расхождение между mд и mн aн b, % |
|||
|
пористости насыщения mн |
начальной нефтенасыщенности aн |
нефтеотдачи b |
динамической пористости mд |
||||
|
50 |
1745,0-1748,0 |
0,273 |
0,967 |
0,44 |
0,154 |
0,116 |
3,8 |
|
50 |
1757,0-1761,0 |
0,219 |
0,908 |
0,49 |
0,084 |
0,097 |
1,3 |
|
51 |
1789,5-1792,0 |
0,185 |
0,933 |
0,56 |
0,089 |
0,097 |
0,8 |
|
51 |
1795,0-1797,5 |
0,177 |
0,823 |
0,64 |
0,092 |
0,093 |
0,1 |
|
53 |
1717,0-1720,0 |
0,214 |
0,874 |
0,63 |
0,065 |
0,118 |
5,3 |
|
53 |
1758,0-1761,0 |
0,193 |
0,961 |
0,58 |
0,101 |
0,108 |
0,7 |
|
53 |
1764,0-1768,0 |
0,177 |
0,947 |
0,79 |
0,093 |
0,132 |
3,9 |
|
57 |
1709,0-1712,5 |
0,297 |
0,879 |
0,38 |
0,100 |
0,099 |
0,1 |
|
59 |
1780,0-1783,0 |
0,146 |
0,953 |
0,23 |
0,087 |
0,032 |
5,5 |
|
59 |
1780,0-1783,0 |
0,146 |
0,951 |
0,56 |
0,082 |
0,078 |
0,4 |
|
59 |
1780,0-1783,0 |
0,181 |
0,962 |
0,56 |
0,091 |
0,097 |
0,6 |
|
59 |
1783,0-1786,0 |
0,168 |
0,997 |
0,50 |
0,054 |
0,084 |
3,0 |
|
60 |
1772,0-1778,0 |
0,202 |
0,999 |
0,42 |
0,056 |
0,085 |
2,9 |
|
60 |
1778,0-1782,0 |
0,157 |
0,988 |
0,64 |
0,096 |
0,099 |
0,3 |
|
61 |
1730,0-1735,0 |
0,270 |
0,771 |
0,20 |
0,057 |
0,041 |
1,6 |
|
61 |
1751,0-1756,0 |
0,225 |
0,741 |
0,44 |
0,082 |
0,073 |
0,9 |
|
62 |
1766,0-1768,5 |
0,094 |
0,990 |
0,57 |
0,068 |
0,053 |
1,5 |
|
62 |
1766,0-1768,5 |
0,180 |
0,786 |
0,27 |
0,070 |
0,038 |
3,2 |
|
Среднее |
|
- |
- |
0,084 |
0,086 |
2,0 |
|
Рис. 1. Кунгурский ярус, I и II пласты (43 определения).
Рис. 2. Средняя кривая DP/P = f (Рат).
