УДК 550.832

Выделение гидрофобных пород по геофизическим данным методом двух растворов

X.А. КАСТРО, С. ВАЙЯДАРЕС (НДП «Гавана», Куба), В.И. ДОГАЕВ (Ивано-Франковская ЭГИС), Н.М. СВИХНУШИН (Укргипрониинефть)

При изучении коллекторов нефти и газа большое значение имеет определение характера смачиваемости их внутренней поверхности. Степень гидрофильности или гидрофобности коллекторов необходимо учитывать при подсчете запасов нефти, поскольку характер смачиваемости влияет на распределение воды и нефти в поровом пространстве, при обосновании коэффициента нефтеотдачи пластов и при выборе агентов и методов поддержания пластового давления в процессе разработки [2, 3].

В настоящее время изучение характера смачиваемости проводится в лабораторных условиях на образцах керна [1, 5], что дает наиболее достоверные определения. Однако выполнить это во всех скважинах невозможно. Для установления характера смачиваемости необходимо использовать геофизические методы, которые позволяют проводить непрерывные исследования по всему разрезу скважины. По результатам геофизических исследований преимущественно гидрофильные и гидрофобные породы разделяются по ряду качественных признаков [1]. Гидрофобные коллекторы характеризуются аномально высокими значениями удельного электрического сопротивления (УЭС) нефтеносных пластов, отсутствием переходной зоны в нефтеводоносных пластах, величинами аномалий спонтанной поляризации (СП), равными диффузионному потенциалу. Перечисленные признаки необходимы, но далеко не достаточны, поэтому при рассмотрении гидрофобных коллекторов их выделение по данным ГИС проблематично.

Цель настоящей работы - изучение возможностей геофизических методов исследования скважин для выделения гидрофобных пород. Решение задачи выполнено на примере меловых отложений параавтохтона Северо-Кубинского нефтегазоносного бассейна. Исследуемые отложения представлены слоистыми и брекчированными известняками, с прослоями пелитоморфных глинистых микрослоистых известняков, глин, алевролитов, кремнисто-глинистых пород. Породы относятся к порово-трещинному типу. Секущие трещины, а также развивающиеся по слоистости, имеют раскрытость (5...10)*10^-6 м. В продуктивной части разреза нефтью насыщены поровое пространство блоков и трещины. По результатам измерений краевого угла смачивания, проведенных во ВНИГНИ, породы подразделяются на гидрофильные и гидрофобные. На основании полученных результатов состояние поверхности коллекторов в нефтяной части характеризуется преимущественно как гидрофобное. В водоносной части разреза коллекторы остаются главным образом гидрофильными.

По результатам геофизических исследований скважин нефтенасыщенная часть разреза имеет высокие значения электрических сопротивлений и слабодифференцированную кривую СП. О наличии или отсутствии переходных зон судить невозможно, потому что в подошве залежи вязкость и плотность нефти повышаются, а в законтурной зоне отмечается присутствие битумов. Таким образом, приведенные выше качественные признаки гидрофобных коллекторов в рассматриваемых условиях не позволяют однозначно оценивать характер смачиваемости пород.

Однако такая задача принципиально может быть решена путем целенаправленного воздействия на прискважинную часть пласта. Для этого рассмотрим процесс формирования зоны проникновения в процессе бурения. При вскрытии пластов-коллекторов под влиянием избыточного давления в них проникает фильтрат бурового раствора [4]. Величина репрессии на пласт будет равна алгебраической сумме перепада давления скважина-пласт и капиллярного давления:

где - репрессия на пласт, - давления в скважине, пластовое и капиллярное, - превышение давления в скважине над пластовым, в дальнейшем над ее гидростатической составляющей. Величина капиллярного давления определяется уравнением [1]

где - величина поверхностного натяжения на границе нефть-вода, мН/м;- краевой угол смачивания, град.;- средний радиус эквивалентного капилляра, м^-6 .

В гидрофильных породах величина характеризуется значениями менее 90 °, а при полном смачивании поверхности коллектора водой она равна нулю. И, наоборот, в гидрофобном коллекторе = 180°. Подставляя крайние значения в уравнение (2), получим

где и - капиллярное давление в гидрофильных и гидрофобных коллекторах соответственно. Вводя (3) в (1), определим, что

Таким образом, в гидрофильном коллекторе капиллярные явления способствуют проникновению фильтрата раствора в пласт, а в гидрофобном препятствуют. Однако нужно отметить, что здесь и далее наши рассуждения относятся к буровым растворам на водной основе. Из (4) следует, если в стволе скважины заменить раствор, влияющий на величину , то это приведет к изменению репрессии в целом и перераспределению флюидов в прискважинной зоне пласта.

Известно, что с повышением минерализации величина поверхностного натяжения на границе нефть-вода повышается [1-3]. Если скважина бурилась на низкоминерализованном растворе, то смена его на высокоминерализованный повлечет за собой повышение поверхностного натяжения и увеличение капиллярного давления. В гидрофобных пластах это приведет к снижению суммарной репрессии на пласт и перераспределению флюидов в прискважинной зоне.

На практике превышение давления в скважине над пластовым будет способствовать значительному возрастанию капиллярного давления. Однако согласно уравнению Дюпюи это превышение убывает по логарифмическому закону от стенки скважины в глубь пласта. Величина же капиллярного давления от расстояния не зависит. Поэтому в нескольких метрах от стенки скважины гидростатическая составляющая в уравнении (4) станет ниже величины капиллярного давления и проникновение фильтрата раствора в пласт прекратится. Повышение капиллярного давления до уровня гидростатической составляющей приведет к вытеснению некоторого количества проникшего фильтрата раствора из пласта и увеличению коэффициента нефтенасыщенности зоны проникновения. Процесс будет происходить в течение некоторого времени, определяемого скоростью диффузионного осолонения фильтрата раствора и его вытеснением из части пор. Поскольку эти изменения протекают в несколько удаленной части зоны проникновения, то они могут быть зарегистрированы макроэлектрическими методами. В промытой зоне гидростатическая составляющая будет выше капиллярного давления, поэтому водонасыщение в ней практически не изменится. Увеличение минерализации за счет диффузионного осолонения, по-видимому, может быть компенсировано вытеснением части неосолоненного фильтрата из более глубоких частей зоны проникновения. Поэтому существенных изменений УЭС промытой зоны, зарегистрированных микроэлектрическими методами, в частности микробоковым каротажом (МБК), очевидно, не произойдет.

Для практической проверки выдвинутых положений были выполнены специальные исследования в скв. 225 Бока-Харуко. Вскрытие продуктивных горизонтов осуществлялось с помощью пресного бурового раствора (= 1,1 Ом*м при t=30 °С). В скважине выполнен полный комплекс геофизических исследований, включающий МБК и БК. Проведены контрольные измерения кривых. После этого в скважине заменили пресный раствор на соленый (=0,08 Ом*м при t=27 °С) и выполнили повторно исследования методами МБК и БК. При соленом растворе повторные измерения БК и МБК были осуществлены после небольшой продавки раствора. Результаты измерений показаны на рисунке. Отложения параавтохтона залегают в интервале 1525-1900 м. До глубины 1765 м породы нефтенасыщены, ниже они характеризуются как водоносные. Кривые МБК, зарегистрированные при пресном и соленом буровых растворах, практически совпадают, тогда как кривые БК в нефтеносной части разреза существенно различаются. Причем при наличии в скважине соленого раствора и после небольшой продавки его в пласт УЭС возросло в 2,5-3,5 раза по сравнению с тем, которое было зарегистрировано при пресном растворе. Это полностью подтверждает выдвинутые теоретические положения и позволяет считать, что основная часть продуктивного разреза параавтохтона в скв. 225 упомянутого месторождения представлена гидрофобными породами. Краткий теоретический анализ и практическое опробование показали, что по данным геофизических методов можно оценивать характер смачиваемости поверхности коллектора. Для этого следует проводить двухкратные исследования макро- и микроэлектрическими методами при заполнении скважин различными растворами.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., Недра, 1977.

2. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Пер. с англ. под ред. В.Л. Данилова. М., Недра, 1974.

3. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М. Недра, 1975.

4. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1976.

5. Тульбович Б.И. Методика определения смачиваемости пород на образцах керна. Ротапринт. Пермь, ПермНИПИнефть, 1978.

Рисунок Выделение гидрофобных пород по кривым бокового каротажа в разрезе скв. 225 месторождения Бока-Харуко