|
УДК 553.98:550.832 |
Методика оценки характера насыщенности пластов и прогнозирования состава притока по данным каротажа
О. Н. КРОПОТОВ, А. В. РУЧКИН, Г. Г. ЯЦЕНКО, В. Ф. КОЗЯР (КО ВНИИГИС)
Характер насыщенности и продуктивность коллекторов межзернового (гранулярного) типа обычно определяются по критическим значениям удельного сопротивления пласта rп, коэффициенту увеличения сопротивления рн или коэффициентам водо- и нефтенасыщенности kB, kH, численные значения которых устанавливаются по сопоставлению этих параметров с данными опробования пластов различного насыщения. Достоверность полученных результатов зависит от числа и качества опробования пластов с различными свойствами и характером насыщенности.
На поисковом этапе и в начальной стадии разведочных работ объем опробований обычно недостаточен для надежной оценки насыщенности коллекторов по электрическим параметрам.
Б.Ю. Вендельштейн предложил метод определения критических значений kB, Рн и rп по кривым относительной проницаемости, получаемым лабораторным путем при изучении фильтрации через образец смеси нефть - вода или газ - вода [2], без использования при этом результатов опробования пластов. По таким кривым для конкретной породы устанавливают диапазон значений kB, при которых возможны притоки безводной нефти (или газа), смеси двух флюидов и чистой воды.
Массовые измерения относительной проницаемости на образцах керна трудно выполнить из-за отсутствия необходимого оборудования. Их можно рассчитать по результатам капилляриметрических исследований на образцах коллекторов, которые проводятся в большинстве лабораторий производственных организаций. По зависимости pK=f (kB) (рис. 1, а) рассчитываются коэффициенты относительной проницаемости для воды (Кпр.отн.в) и нефти (газа) (Кпр.отн.н(г)) по формулам, предложенным Н.Т. Бурдайном и приведенным в работе [1]. В упрощенном виде они выглядят так:
где Кв.св - неснижаемая (связанная) водонасыщенность; КН(Г).о – остаточная нефте(газо) насыщенность; S - площадь под кривой Рк-2=f(Кв) в интервале водонасыщенности от Кв.св до Кв, равном 100%; DS - часть площади под этой же кривой по интервалам DКв.
На рис. 1, б приведены рассчитанные по кривой капиллярного давления (см. рис. 1, а) кривые относительной проницаемости для газа (1) и воды (2) девонского песчаника (Кпр=53,45*10-15 м2; Кп= 16,6 %; Кв.св=11,6%; Кн.о = 15%) Возейского месторождения. На кривых относительной проницаемости есть несколько точек, абсциссы которых соответствуют определенным значениям водонасыщенности. Если водонасыщенность образца неснижаемая (точка Кв.св), то относительная проницаемость для газа равна 1, а для воды 0.
Увеличение водонасыщенности образца, до некоторого значения (точка Кв*) приводит к снижению относительной проницаемости для газа при нулевом значении Кпр.отн для воды. При дальнейшем повышении водонасыщенности до значения Кв.кр относительные проницаемости для газа и воды становятся одинаковыми. Далее, с ростом водонасыщенности относительная проницаемость для газа уменьшается до нуля (точка Кв**), а для воды увеличивается до 1.
Значения Кв*, Кв.кр и Кв** служат количественными критериями оценки насыщенности пласта и прогнозирования состава притока при испытании. Пласты с Кв<Кв* должны давать безводный приток продукта, при Кв.кр > Кв > Кв* - с небольшим содержанием воды, при Кв** > Кв > Кв.кр - вероятно получение воды с некоторым количеством нефти (газа), при Кв >= Кв** -приток чистой воды.
Используя установленные по кривым относительной
проницаемости критические значения Кв* и Кв.кр, по
зависимости Pн=f(Кв) для коллекторов того же типа
определяются соответствующие им критические величины 
, которые, как и критические значениям Кв, можно использовать для оценки характера насыщенности,
установления контакта продукт - вода и прогнозирования притока из пласта.
Необходимо отметить, что найденные таким образом критические величины Кв , Рн и rп справедливы только для коллекторов со свойствами, присущими исследуемым образцам пород. При изменении коллекторских свойств критические значения Кв, Рн и rп существенно варьируют.
Расчеты, проведенные для представительной коллекции (более 200 образцов) различных классов коллекторов, позволяют определить критические величины Кв, Рн и rп для всего диапазона изменения коллекторских свойств пород. Такие работы выполнены авторами для месторождений Тимано-Печорской провинции, Якутии, Туркмении и Тюменской области. Анализ результатов показал, что величина Кв*, которая является важнейшим критическим значением Кв продуктивного коллектора, изменяется от 35-40 % для коллекторов I класса (Кпр>=l мкм2) до 70-80 % и выше для коллекторов V класса (Кпр< <0,01 мкм2), а величина Кв.кр - соответственно от 55-65 до 75-85 %, т. е. чем хуже коллектор, тем выше Кв* и Кв.кр.
При широком диапазоне изменения коллекторских свойств изучаемого объекта нельзя использовать единые критерии rп, Рн и Кв для разделения коллекторов на продуктивные и водоносные. Б.Ю. Вендельштейн [2] предложил оценивать характер насыщенности таких пластов с помощью метода, основанного на построении семейства зависимостей rп =f(Кп), шифром которых является коэффициент относительной водонасыщенности Кв, вычисленный по уравнению
Семейство кривых rп =f(Кп) строится
для конкретного объекта по следующим зависимостям: P
= f(Кп);
Рн= f (Кв);
Кпр= f (Кп); Кпр= f (Кв.св, Кв*,
Кв.кр, Кв**). Среди них выделяются зависимости rп* =f(Кп); rп.кр =f(Кп); rп** =f(Кп),
полученные для критических значений относительной водонасыщенности
Анализ выражения (3) показывает, что параметр
характеризует водонасыщенность эффективного объема пор. Величина его
изменяется от 1 (водоносные пласты) до 0 (продуктивные пласты с максимальным нефтегазонасыщением
(Кнг.пр - 1-Кв.св). Относительная нефте (газо) насыщенность (Кнг) эффективного
объема пор соответственно определяется выражением Кнг= 1-Кв.
На рис. 1, в приведено семейство зависимостей rп=f(Кп) для песчаников девона Возейского месторождения.
Характер насыщенности и притока каждого интерпретируемого пласта оценивается по
положению точки с координатами rп и Кп по отношению к линиям, шифром которых являются коэффициенты
относительной водонасыщенности. Например, пласт А будет отдавать чистый продукт, так как 
Расчет критических значений 
для терригенных коллекторов различных месторождений (Возейское,
Кырта-Ельское, Среднеботуобинское, Уренгойское и др.) и их анализ (табл. 1)
позволили выявить общие свойства коллекторов этих месторождений, а именно,
критические значения коэффициента относительной водо- или нефтегазонасыщенности
Кв(Кнг) для коллекторов различных месторождений
примерно одинаковы независимо от района, типа коллектора и диапазона изменения
коллекторских свойств. Так, границе чистый продукт - продукт с некоторым
содержанием воды соответствует величина 
=0,25-0,33; границе продукт с некоторым содержанием воды - вода с
некоторым содержанием продукта - Кв.кр=0,51-0,61; границе вода с некоторым
содержанием продукта - чистая вода -
.
Примерное равенство однотипных величин
для коллекторов с резко различными пористостью и проницаемостью
определяется тем, что изменение относительной проницаемости для воды и нефти
(газа), обусловленное соотношением этих флюидов одинаково независимо от объема
эффективных пор в породе. С этой точки зрения критерии Кв или Кнг
наиболее
универсальны для разделения пластов по насыщенности. Это позволяет использовать
усредненные значения параметров
для оценки характерна насыщенности коллекторов и ожидаемого притока из
них по удельному сопротивлению и пористости пласта при отсутствии фактических
кривых относительной проницаемости. Для этого могут быть использованы следующие
критические значения Кв, полученные с учетом усредненных значений Кв.
Величину Кв.св для каждого пласта оценивают по его пористости и зависимости Кв.св=f(Кп) для изучаемых пород, которую обычаю получают по данным анализа керна из поисковых и первых разведочных скважин на месторождениях. По аналогии критические значения Кнг определяются соответствующей долей предельного нефтегазонасыщения пласта:
где Кнг.пр = 1-Кв.св.
Необходимо отметить, что соотношения (4-9) применимы в основном для газоносных коллекторов. Однако положительные результаты при их использовании получены и при оценке нефтеносных коллекторов. Рассмотренная методика опробована на месторождениях Тимано-Печорской провинции, Якутии, Западной Сибири и Туркмении.
При оперативной интерпретации весьма удобно пользоваться номограммами (рис. 2), позволяющими по комплексу ГИС определить коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности, оценить коэффициенты проницаемости, установить характер насыщенности и состав ожидаемого притока. Порядок определения искомых характеристик пласта показан на номограмме стрелками. Исходные геофизические параметры: rп=70 Ом-м, Dt=216 мкс/м, aпс = 0,6; вычисленные параметры пласта: Кп=12%, Кн = 1- Кв = 85%, Кпр = 96,8*10-15 м2; пласт нефтенасыщен, из него будет получен приток безводной нефти. Такие номограммы строятся для однотипных отложений группы месторождений при постоянной минерализации пластовых вод. Если она варьирует, то сопротивление пласта необходимо заменить коэффициентом увеличения сопротивления (Рн). Покажем эффективность рассмотренной методики на конкретном примере. На рис. 3 приведены геофизическая характеристика и результаты интерпретации данных ГИС продуктивных отложений девона Харьягинского месторождения, которые в данной скважине характеризуются большой нефтеводонасыщенной (переходной) зоной. В качестве исходного материала ГИС использовались данные АК (Dt), БКЗ, БК, ИК, позволяющие определить удельное электрическое сопротивление пород, и метод ПТ для учета влияния глинистости при оценке пористости по данным АК [3]. Исходные геофизические величины и полученные значения фильтрационно-емкостных характеристик интерпретируемых пластов, а также ожидаемый состав притока представлены в табл. 2.
На рис. 3 пласт 1 максимально нефтенасыщен (Кн=90,4%) - из него следует ожидать приток безводной нефти, так как Кв < Кв* (см табл. 2).
Пласты 2 и 3 характеризуются соответственно соотношениями Кв*< Кв < Кв.кр и Кв** > Кв > Кв.кр, что указывает на наличие в них подвижной воды, причем пласт 2 содержит свободной воды меньше, чем пласт 3. При опробовании из пласта 2 следует ожидать приток нефти с водой, а из пласта 3- воды с нефтью.
Следующая пачка коллекторов отделена от рассмотренной 10-метровым пластом плотных глинистых пород, непосредственно под которым залегает нефтенасыщенный пласт 4, характеризующийся соотношением Кв<Кв* и не содержащий подвижной воды. Однако уже в нижележащих пластах коллекторов (5-14) отмечается подвижная вода, количество которой увеличивается с глубиной, начиная с 3738 м в коллекторах практически отсутствует подвижная нефть и весь эффективный объем пор занят пластовой водой (Кв>=Кв.кр). В рассматриваемой пачке коллекторов были проведены два испытания в интервалах 3685-3710 и 3723-3730 м, результаты которых подтвердили правильность сделанных при интерпретации выводов.
Таким образом, применение описанной методики позволяет решить наиболее важные вопросы - определить характер насыщенности и состав притока, оценить пористость, нефтенасыщенность и проницаемость коллекторов.
Выводы
1. Критические значения Кв*, Кв.кр, Кв** непостоянны; они зависят от количества связанной воды, которая контролируется проницаемостью.
2. При разделении коллекторов по характеру насыщающего пласт флюида не рекомендуется пользоваться постоянным значением rп.кр, как это делается в большинстве случаев.
3.
Критические
значения
относительной водонасыщенности не зависят от эффективного объема
перового пространства и для коллекторов различных классов мало отличаются, что
позволило установить единые (универсальные) критерии разделения коллекторов по
характеру насыщающего флюида и соотношению содержащихся в нем воды, нефти
(газа).
4. Предложенная методика дифференциации продуктивных и водоносных пластов, а также определения основных пластовых параметров (Кп, Кв и Кпр) по комплексу ГИС достаточно эффективна для изучения терригенных коллекторов при условии достоверного определения исходных параметров пласта - rп и Кп. Она рекомендуется для разрезов, где продуктивны песчано-алевролитовые породы, а также карбонатные коллекторы с межзерновой пористостью.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Амикс Л., Басс А., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптехиздат, 1962.
2. Вендельштейн Б.Ю. Геофизические критерии продуктивного нефтяного коллектора, основанные на законах фазовой проницаемости. - Труды МИНХиГП. М., 1979, вып. 144,. с. 20-30.
3. Определение коэффициента пористости терригенных коллекторов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по данным акустического каротажа и ПС/О.Н. Кропотов, С.Г. Астоян, Л.И. Орлов, В.Г. Топорков. - Геология нефти и газа, 1980, № 1, с. 59-61.
Поступила 22/VII 1982 г.
Таблица 1 Результаты определения средних критических значений коэффициентов водонасыщенности для различных классов коллекторов месторождений Тимано-Печорской провинции и Западной Якутии
|
Месторождение |
Класс |
Кп, % |
Кпр, 10-15 м2 |
Кв.св |
Кв* |
Кв.кр |
|
|
|
Средние значения |
||||||||
|
Среднеботуобинское |
1-й |
17,65 |
1824 |
0,1 |
0,37 |
0,58 |
0,3 |
0,53 |
|
Усинское |
1-й |
14,65 |
1084 |
0,1 |
0,32 |
0,58 |
0,25 |
0,54 |
|
Среднеботуобинское |
2-й |
19,6 |
550 |
0,13 |
0,4 |
0,61 |
0,31 |
0,55 |
|
Кырта-Ельское |
2-й |
12,8 |
508 |
0,09 |
0,34 |
0,6 |
0,27 |
0,56 |
|
Среднеботуобинское |
3-й |
14,8 |
262 |
0,16 |
0,41 |
0,62 |
0,3 |
0,55 |
|
Юрегинское |
3-й |
17,2 |
293 |
0,36 |
0,57 |
0,72 |
0,37 |
0,63 |
|
Усинское |
3-й |
15,0 |
257 |
0,07 |
0,33 |
0,61 |
0,27 |
0,57 |
|
Кырта-Ельское |
3-й |
11,4 |
215 |
0,11 |
0,34 |
0,63 |
0,26 |
0,57 |
|
Среднеботуобинское |
4-й |
10,4 |
54,2 |
0,23 |
0,45 |
0,65 |
0,28 |
0,54 |
|
Возейское |
4-й |
12,5 |
58,8 |
0,13 |
0,41 |
0,62 |
0,31 |
0,55 |
|
Усинское |
4-й |
9,8 |
26,2 |
0,14 |
0.39 |
0,62 |
0,29 |
0,59 |
|
Кырта-Ельское |
5-й |
10,6 |
39,7 |
0,17 |
0,41 |
0,65 |
0,30 |
0,58 |
|
Возейское |
5-й |
8,4 |
1,5 |
0,62 |
0,67 |
0,79 |
0,33 |
0,53 |
|
Усинское |
5-й |
7,9 |
4,3 |
0,16 |
0,38 |
0,67 |
0,26 |
0,61 |
|
Кырта-Ельское |
5-й |
7,0 |
2,4 |
0,37 |
0,52 |
0.72 |
0,31 |
0,56 |
Примечание. Величины 
характеризуют значения относительной водонасыщенности, соответствующие
границе раздела (Кв*) одно- и двухфазного потоков флюида и
двухфазного потока (Кв.кр) при равенстве относительных
проницаемостей для смачиваемой и несмачиваемой фаз.
Таблица 2 Исходные геофизические параметры и результаты определения характеристик пластов по номограмме в скв. 3 Харьягинской площади
|
Пласт |
Мощность, м |
rп, Омм |
Dt, мкс/м |
aпс |
Кп, % |
Кпр, 10-15 м2 |
Кв,% |
Кв*, % |
Кв.кр, % |
Кв**, % |
Ожидаемый состав притока по ГИС |
|
1 |
3,8 |
55 |
233 |
0,94 |
17,0 |
560 |
9,6 |
30,6 |
56,3 |
81,0 |
Нефть |
|
2 |
2,4 |
15 |
225 |
0,90 |
15,6 |
230 |
32 |
31,5 |
57,0 |
81,2 |
Нефть с водой |
|
3 |
3,4 |
3,5 |
226 |
0,90 |
15,0 |
140 |
60 |
32,5 |
57,5 |
81,5 |
Вода с нефтью |
|
4 |
2,0 |
14 |
216 |
0,92 |
12,8 |
30 |
29 |
34,7 |
58,8 |
82,1 |
Нефть |
|
5 |
4,2 |
14 |
228 |
0,92 |
14,6 |
110 |
40 |
32,6 |
57,2 |
81,4 |
Нефть с водой |
|
|
|
14 |
206 |
0,92 |
12,0 |
18 |
50 |
36,1 |
59,8 |
82,5 |
То же |
|
6 |
1,2 |
14 |
204 |
0,92 |
11,8 |
15 |
65 |
36,5 |
60,0 |
82,6 |
Вода с нефтью |
|
7 |
1,8 |
14 |
216 |
0,92 |
13,1 |
40 |
60 |
34,3 |
58,6 |
82,0 |
То же |
|
|
|
14 |
204 |
0,92 |
12,0 |
18 |
66 |
35,8 |
59,8 |
82,4 |
» » |
|
8 |
2,4 |
24 |
213 |
0,82 |
12,9 |
34 |
62 |
34,7 |
58,8 |
82,1 |
» » |
|
|
|
24 |
202 |
0,82 |
11,3 |
16 |
70 |
36,1 |
59,8 |
82,5 |
» » |
|
9 |
4,4 |
24 |
205 |
0,82 |
11,8 |
15 |
63 |
36,5 |
60,0 |
82,6 |
То же |
|
|
|
24 |
227 |
0,82 |
13,8 |
65 |
72 |
33,2 |
58,0 |
81,7 |
» » |
|
|
|
7,5 |
219 |
1,0 |
12,8 |
70 |
91 |
34,0 |
58,4 |
82,0 |
Вода |
|
10 |
2,0 |
7,5 |
219 |
1,0 |
12,1 |
20 |
86 |
36,1 |
59,8 |
82,5 |
» |
|
11 |
1 ,4 |
1,9 |
228 |
0,94 |
16,0 |
290 |
85 |
31,4 |
56,8 |
81,2 |
» |
|
|
|
1,9 |
209 |
0,94 |
13,0 |
36 |
100 |
34,5 |
58,7 |
82,1 |
» |
|
|
|
1,9 |
231 |
0,94 |
16,2 |
300 |
85 |
31,2 |
56,6 |
81,1 |
» |
|
12 |
2,8 |
4,2 |
217 |
0,93 |
14,2 |
83 |
84 |
32,8 |
57,7 |
81,6 |
» |
|
|
|
4,2 |
225 |
0,93 |
14,8 |
130 |
83 |
32,1 |
57,2 |
81,4 |
» |
|
13 |
1,6 |
2,7 |
224 |
0,90 |
12,0 |
18 |
93 |
36,1 |
59,8 |
82,5 |
» |
|
14 |
1,8 |
2,7 |
225 |
0,90 |
13,0 |
36 |
81 |
34,7 |
58,8 |
82,1 |
» |
Рис. 1. Кривая капиллярного давления (а), по которой рассчитаны кривые относительной проницаемости (б) для газа (1) и воды (2) и зависимость rп =f(Кп) для песчаников девона Возейского месторождения Тимано-Печорской провинции (в);
шифр кривых 
I-IV - области коллекторов, которые при испытании будут отдавать соответственно чистый газ, газ с некоторым содержанием воды, воду с некоторым содержанием газа и чистую воду
Рис. 2. Номограмма для определения коэффициента пористости, выделения нефтегазонасыщенных пластов, прогнозирования состава притока, оценки коэффициентов нефтегазонасыщенности и проницаемости в терригенных отложениях девона Тимано- Печорской провинции.
Месторождения: 1 - Кырта-Ельское, 2 - Возейское, 3 - Харьягинское, 4 - Усинское
Рис. 3. Пример выделения продуктивных пластов и прогнозирования состава притока по материалам ГИС в скв. 3 Харьягинского месторождения.
1 - нефть; 2 - подвижная вода; 3 - остаточная вода