К оглавлению

УДК 662.276.344:552+53

Влияние коллекторских свойств на извлечение нефти в условиях жесткого водонапорного режима

Г. М. ЗОЛОЕВА (МИНХиГП)

Одна из важнейших проблем нефтегазовой геологии и геофизики в настоящее время - определение доли неизвлеченных запасов нефти и газа. Успешному решению этой задачи должно способствовать комплексное использование геофизических, геологических и промысловых данных, а также изучение взаимосвязей между коллекторскими свойствами пород, неоднородностью разреза и степенью извлечения из них нефти и газа.

В статье изложены некоторые результаты исследований в плане решения названной проблемы, которые стали итогом анализа и обобщения данных по оценке коэффициента вытеснения нефти геофизическими методами в терригенных коллекторах девона и нижнего карбона ряда месторождений Башкирии и Татарии. При исследованиях использованы результаты анализов керна (Кп, Кпр, Кон), выполненные в лаборатории физики пласта БашНИПИнефти и в ЦНИПРе НГДУ Туймазанефть по оценочным скважинам 2001-2024 Туймазинского нефтяного месторождения, а также некоторые данные количественной интерпретации методов промысловой геофизики по Арланскому, Манчаровскому и Ромашкинскому (Абдрахмановская площадь) месторождениям, приведенные в работах [2, 4].

Коэффициент вытеснения нефти определяют по известному выражению b_в=(Кн- Кон )/ Кн, где Кн и Кон -соответственно начальное и остаточное нефтенасыщение пласта. Известен ряд методов оценки b_в по геофизическим данным, отличающихся способами определения Кон, среди которых наиболее распространены следующие: 1) по удельному сопротивлению пласта на участках залежи, где произошла их полная выработка в процессе эксплуатации; 2) по данным микроэлектрических методов для промытой зоны коллектора. Преимущество последних заключается в возможности оценки b_в в любой период эксплуатации залежи.

Определяемые по данным ГИС значения b_в могут характеризовать его конечную или текущую величину. В случае полной промывки пласта водой, когда достигнуто неснижаемое (остаточное) нефтенасыщение, величина b_в будет максимальной и конечной b_в.к. для данной системы разработки. При неполной промывке пласта получают текущие значения коэффициента вытеснения.

Сопоставление значений b_в, определенных по данным ГИС, с величиной Кп, установленной по оценочным скважинам Туймазинского месторождения, вскрывшим пласты терригенной толщи девона, через которые прошел фронт обводнения, а также с коэффициентами первоначального и текущего нефтенасыщения, показало наличие трех характерных зон распределения значений b_в (рис. 1). К первой (b_в =0-0,2) приурочены нефтенасыщенные пласты, ко второй (0,2-0,7) относятся частично обводненные, к третьей - пласты, в которых обводненность продукции близка к 100%. Коэффициент вытеснения в этих пластах меняется от 0,7 до 1. Таким образом, во второй зоне имеем текущий, а в третьей - конечный коэффициенты вытеснения.

Анализируя изменения b_в.т и b_в.к в зависимости от Кп, можно заметить тенденцию снижения b_в.т в интервале Кп от 10 до 15 %, а затем увеличение его при значениях Кп>20%. При этом диапазон изменения b_в.к в высокопористых коллекторах сохраняется неизменным и составляет 0,75-0,85.

Обращают на себя внимание повышенные значения b_в.к в коллекторах с Кп<16 %, где, как правило, он выше 0,8, достигая в отдельных случаях величин, близких к единице.

Изучение изменения значения водонасыщения в полностью промытой зоне Кв.п.п=1- Кон в зависимости от Кп позволило установить различный характер этой связи для двух групп коллекторов к одной из которых принадлежат породы с Кп, меняющимися от 10 до 15-16%, к другой - с Кп >16 %. В первой группе с ростом пористости наблюдается увеличение остаточного нефтенасыщения (снижение Кв.п.п) во второй, наоборот, - с увеличением Кп отмечено уменьшение Кон, т. е. степень промывки коллекторов увеличивается. Для выяснения причины неоднозначного характера изменения Кон с ростом пористости коллекторов изучено распределение содержания глинистой фракции в терригенных отложениях девона в зависимости от Кп.

В результате выяснилось, что для пород с от 10 до 15 % содержание глинистого материала С_гл изменяется от 4 до 10-12 %, в породах с 15< Кп <20 % С_гл, составляет 8-18 % и при значениях Кп>20 % глинистость не превышает 8%. Следовательно, можно предположить, что увеличение глинистости ухудшает степень промывки коллекторов, в результате чего в породах с 15<Кп<20 % остается значительное количество невытесненной нефти и b_в не превышает 0,75 (см. рис. 1).

Показатели обводнения и степень выработанности пластов в условиях жесткого водонапорного режима в значительной степени определяются фильтрационно-емкостными свойствами пород, т. е. величинами пористости и проницаемости. Изучая зависимости остаточного нефтенасыщения от проницаемости и содержания связанной воды Кв.св, мы смогли установить, что с ростом Кпр для большей части пластов наблюдается снижение Ко.н. В то же время анализ связи Кв.п.п =f(Кв.св) (рис. 2), для исследуемых месторождений показал, что наблюдается тенденция увеличения остаточного нефтенасыщения с уменьшением  Кв.св, т. е. с улучшением коллекторских свойств. Аналогичный характер данной зависимости был выявлен ранее рядом исследователей для межзерновых коллекторов. Полученная нами связь с некоторым приближением может быть описана уравнением вида

Таким образом, изучение парных связей между величиной остаточного нефтенасыщения и фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов не дает однозначного ответа о характере вытеснения нефти. Здесь необходимо учитывать совместное влияние этих характеристик на степень выработки пласта, т. е. применять комплексные параметры. В качестве такого может быть использован коэффициент динамической неоднородности L=(Кпр*Кн)/Кп, предложенный М.Л. Сургучевым [5]. Изучение зависимости b_в от параметра L для коллекторов пластов ДI и ДII Туймазинского месторождения показало существование обратной связи с высоким коэффициентом корреляции (r=0,8), что подтверждает отмеченную ранее тенденцию снижения степени промывки коллекторов с улучшением их коллекторских свойств (рис. 3). По-видимому, на процесс вытеснения нефти в изучаемых породах влияют главным образом строение порового пространства коллектора, его структура. В качестве параметра, характеризующего в определенной степени структуру порового пространства, может выступать отношение Кпр/Кп, поскольку оно связано с величиной среднего радиуса поровых каналов уравнением следующего вида

Сопоставляя определенные по данным анализов керна значения остаточного нефтенасыщения с отношением Кпр/Кп мы получили для коллекторов первой и второй группувеличение Кон с ростом отношения Кпр/Кп (рис. 4).

Это можно объяснить только усложнением порового пространства в породах, характеризующихся высокими значениями пористости и проницаемости.

В полном соответствии с этими данными находятся результаты исследований, полученные для карбонатных пород Н.А. Скибицкой и В.А. Барамзиной (1980 г.). Основным фактором, определяющим количество остаточной нефти в коллекторе, является соотношение параметров пор и поровых каналов (пережимов). Чем меньше диаметр пережимов, тем при большей нефтенасыщенности происходит изоляция нефти в порах. С увеличением размера пор объем остаточной нефти будет увеличиваться.

Получение повышенных значений b_в.т и b_в.к в коллекторах с пористостью 12-16 % (см. рис. 1) может быть объяснено тем, что здесь при сравнительно низкой глинистости диаметр пор соизмерим с диаметром пережимов [3], что способствует более полному вытеснению нефти благодаря капиллярной пропитке.

Аналогичные результаты были получены для коллекторов трещинно-кавернозного типа месторождения Малгобек-Вознесенское [1]. Здесь наиболее полное вытеснение нефти, сопровождающееся равномерным перемещением ВНК, наблюдается в участках залежи с ухудшенными коллекторскими свойствами, но с довольно равномерной сеткой трещин небольшой раскрытости. В участках залежи с хорошими коллекторскими свойствами, где одновременно встречаются трещины малой и большей раскрытости и к которым приурочены пустоты выщелачивания, перемещение ВНК очень неравномерно, что приводит к неполному извлечению нефти как из трещин, так и из каверн.

Усложнение структуры порового пространства коллекторов на фоне повышенных значений пористости и проницаемости приводит к возрастанию объема неизвлеченной нефти, количество которой увеличивается с повышением ее вязкости, как это наглядно подтверждается на примере коллекторов Манчаровского и Новохазинского месторождений (см. рис. 2), где средние значения вязкости нефтей изменяются от 12 до 24 мПа-с.

Глубокое изучение влияния коллекторских свойств, структуры порового пространства, неоднородности коллекторов, а также свойств насыщающего флюида на механизм образования остаточной нефти в породах позволит выбрать более рациональные методы воздействия на пласты и тем самым способствовать повышению коэффициента нефтеотдачи.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Возможности обнаружения неизвлеченных запасов нефти в коллекторах со сложным строением порового пространства с помощью методов промысловой геофизики / Б.Ю. Вендельштейн, В.Н. Дахнов, В.А. Костерина, Н.В. Царева. - Труды МИНХиГП. М., 1979, вып. 144, с. 97-104.

2. Насыров Г. Г., Баишев М.Т., Каримов М.Ш. Опыт оценки коэффициента вытеснения заводненных пластов с высоковязкой нефтью по геофизическим данным.- Труды БашНИПИнефть. Уфа, 1972, вып. 30, с. 96-102.

3. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М., Недра, 1977.

4. Султанов С.А., Свихнушин Н.М., Сафин В.Г. Оценка нефтеотдачи по данным электрометрии в заводненной части пласта. - Труды ТатНИИ. Л., Недра, 1967, вып. 10, с. 219-226.

5. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1968.

Поступила 23/1 1984 г.

Рис. 1. График сопоставления b_в и Кп по скважинам Туймазинского, Арланского, Манчаровского и Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождений.

Пласты: 1 - нефтеносные, 2 - частично обводненные, 3 - полностью промытые; I-III - зоны

Рис. 2. График сопоставления Кон с Кв.св

Месторождения: 1 - Манчаровское, 2 - Туймазинское, 3 - Ромашкинское (Абдрахмановская площадь), 4 - Новохазинское, 5 - Арланское; 6 - линия, описываемая уравнением

Рис. 3. График сопоставления b_в с параметром L по промытым пластам.

Туймазинское месторождение: 1 -Кп>16 %, 2 - 10<=Кп<=16%; 3 - Арланское месторождение

Рис. 4. График сопоставления Ко.н с параметром Кпр/Кп.

1 - Кп> 16%; 2 - 10<=Кп<=16%