УДК 553.982:552 + 53(571.1)

Обоснование коэффициента нефтенасыщенности коллекторов месторождений Среднего Приобья

Г.В. ТАУЖНЯНСКИЙ (Главтюменьгеология), Л.Г. ПЕТРОСЯН (ВНИПИвзрывгеофизика), В.И. ПЕТЕРСИЛЬЕ (ВНИГНИ)

В комплексе геологоразведочных работ существенна роль завершающей их стадии, связанной с подсчетом запасов и подготовкой месторождений к промышленной разработке. Значительные трудности при подсчете запасов нефти и газа встречаются при обосновании одного из основных подсчетных параметров - коэффициента нефтегазонасыщенности (Кнг) полимиктовых коллекторов. Об этом свидетельствует опыт рассмотрения и утверждения запасов в ГКЗ СССР.

В Западной Сибири наиболее применима методика определения Кнг по параметру насыщения (Рн). Геофизические методы в этом случае являются косвенными, и единственный способ проверки достоверности получаемых по ним результатов в настоящее время - сравнение их с данными определения коэффициента водонасыщенности (Кв) прямым (дистиляционно-экстракционным) методом, полученными по керну из скважин, пробуренных на безводном известково-битумном растворе (РНО).Сопоставление этих данных показывает, что в области высоких значений Кн расхождения небольшие, в пределах погрешности определения. При Кн<70 %в большинстве случаев наблюдается систематическое занижение Кн по стандартной методике, которое достигает 15-20 % в зависимости от насыщения(чем ниже Кн, тем выше систематическая ошибка в сторону занижения).

Данные прямого метода определения Кв считаются эталонными, поэтому источники погрешностей определения Кн следует искать в алгоритме применения стандартной методики.

Погрешность определения Кнг с использованием связей Рн= f(Кв) и Рп=f(Кп) возникает из-за несовершенства этих зависимостей. На их достоверность оказывают влияние качество лабораторных определений, представительность выборки, используемой для построения связи, неудовлетворительная эталонировка измерительных приборов и нестандартность методик проведения измерений. Результаты исследований [4] показывают, что наибольший процент ошибок при оценке Кп и Кн приходится на петрофизические измерения в лаборатории.

При получении зависимости Рн= f(Кв) образцы насыщают пластовой водой или ее моделью и измеряют их удельное сопротивление при полном и частичном насыщении. Расхождение зависимостей, полученных разными исследователями для одних и тех же пластов, обусловлено применением различных методик моделирования текущей водонасыщенности (капиллярная вытяжка, центрифугирование и др.). Погрешность определения Кн только за счет этого фактора может достигать 5-8 % в зависимости от проницаемости коллектора.

Кроме того, для построения указанных зависимостей используются образцы пород, предварительно отмытые от пластовых солей и флюидов, в связи с чем изменяются условия смачиваемости поверхности пор водой и нефтью. Вследствие этого образец становится полностью гидрофильным, тогда как в пластовых условиях коллектор может быть частично гидрофобным. Если применяется обычная зависимость , то определенное значение Кн такого коллектора будет завышенным.

Наиболее существенные и систематические ошибки при определении Кн по стандартной методике возникают в связи с неопределенностью обоснования УЭС поровой воды в продуктивных пластах. Обусловлено это несколькими причинами.

Во-первых, экспериментально установлено, что на керновом материале, отобранном из скважин, пробуренных на РНО, наблюдается различие минерализации воды в контуре нефтеносности и за его пределами [2]. Например, по пласту АВ_2-3 Самотлора среднее значение минерализации законтурной воды равно 23,3 кг/м³, а остаточной - 30 кг/м³. За счет только этого фактора погрешность определения Кн может составить 5 %. При этом ошибка будет систематической и направленной на занижение Кн. В целом для гидрогеологических условий неокома и юры месторождений Среднего Приобья отмечается превышение минерализации остаточной воды над минерализацией свободной законтурной (рис. 1). Причем в массивных залежах не исключено постепенное изменение минерализации по высоте залежи от первоначальной, существовавшей в период образования залежи, до современной законтурной.

Отличие минерализации пластовых вод за контуром и внутри нефтяной залежи отмечается и по другим районам. Наиболее обширный материал по этому вопросу получен К.Б. Ашировым и его сотрудниками для месторождений Куйбышевского Поволжья.

Вторая причина - качество получаемой гидрогеологической информации. Работами многих исследователей показано, что в связи с различной степенью освоения пласта и очистки призабойной зоны от фильтрата промывочной жидкости минерализация проб воды одновозрастных коллекторов на одном и том же месторождении колеблется в широких пределах. Так, по шести пробам из пласта AB₁ (скв. 348 Ермаковского месторождения, интервал 1708-1725 м) минерализация изменяется от 4 до 30 кг/м³ при среднем значении 20 кг/м³.

Некачественное опробование водоносных объектов - одна из причин широкого диапазона изменения минерализации пластовых вод. Это приводит к неоднозначности при использовании результатов определения минерализации для оценки УЭС воды .

Кроме того, исследования Б.Ю. Вендельштейна, Е.И. Леонтьева, М.М. Элланского показали, что связанная (остаточная) вода обладает электропроводностью, в общем случае отличающейся от проводимости свободного раствора. Однако методика учета изменения электрических свойств связанной воды относительно свободной в настоящее время не разработана.

Ошибки при определении минерализации (электропроводности) воды влияют также на характер зависимости , причем наиболее существенно при высокой глинистости, низкой минерализации воды и полимиктовом составе пород; они влияют и на величины , полученные при использовании указанной зависимости.

Таким образом, приведенные данные показывают, что стандартная методика определения Кн имеет весьма протяженный канал связи от исходных данных до получения конечного параметра. При этом используется разнородная и порой недостаточно обоснованная информация, что обусловливает в конечном итоге значительную суммарную погрешность определения Кн.

На основании изложенного можно сделать вывод о том, что общепринятая методика определения Кн малоэффективна в условиях Западной Сибири и требует усовершенствования.

При бурении скважин на РНО поднимается керн с естественным распределением остаточной воды. При этом сохраняется ее пластовая минерализация и состояние смачиваемости поверхности порового пространства. На образцах такого керна удается измерить с естественной водонасыщенностью, что позволяет получить истинные связи между и объемной влажностью .

Одна из таких зависимостей (рис. 2, кривая 1), в частности, установлена по образцам песчаников из пласта АВ скв. 107 Самотлорского месторождения. Как видно, эта зависимость нелинейная в отличие от аналогичных, полученных на экстрагированных образцах, и с надежностью 0,95 описывается параболой 2-го порядка:

Такой характер зависимости возможен только в том случае, когда наблюдается закономерное увеличение вниз по разрезу, что и подтверждается результатами определения минерализации остаточной воды по этим отложениям [2].

Аналогичные зависимости получены на керне и по другим скважинам на РНО.

Установленные тесные корреляционные зависимости между и на керне с естественной водонасыщенностью дают основание по результатам скважин на РНО получить связи типа «геофизика-керн», где УЭС пластов определяют по данным электрометрии, а этих же пластов - по результатам лабораторного изучения представительного керна (не менее пяти определений на 1 м коллектора). Имея такие зависимости, можно рассчитать (а по ней и Кв) непосредственно по . Очевидно, что надежная оценка Кв(Кн) возможна лишь при уверенном определении Кп по данным интерпретации данных ГИС

Зависимость типа «геофизика-керн», в частности, получена по данным скв. 107 Самотлорского месторождения (см. рис. 2, кривая 2); она, так же как и по керну, является нелинейной и описывается по пластам АВ и БВ одним уравнением

Однако не всегда можно получить статистически обоснованную зависимость в необходимом диапазоне изменения водонасыщенности, например, когда пласт вскрывается в предельной зоне нефтенасыщения, или не удается получить достаточное количество пластопересечений, охарактеризованных по и , что приводит к слабой статической обоснованности зависимости. В связи с этим была поставлена задача разработать способ совместного использования измерений на образцах в лабораторных условиях и в скважине с целью получения достаточно обоснованной зависимости .

Способ базируется на положении о практическом отсутствии зависимости объемной водонасыщенности от пластовых условий. Действительно, при переходе от атмосферных условий измерения к пластовым изменяются значения обоих сомножителей - Кп уменьшается, а Кв увеличивается. В таком случае для использования зависимости необходимо лишь установить пересчетный коэффициент, на который надо уменьшить в атмосферных условиях, чтобы привести его к пластовым. В данном случае он равен 2,97. На эту величину надо уменьшить образцов, чтобы привести его к условиям залегания пласта.

Совмещение зависимостей можно осуществить вручную путем перемещения одной зависимости относительно другой по оси сопротивлений. В случае однородного коллектора достаточно определить по данным каротажа и керна координаты по крайней мере двух точек зависимости , чтобы дополнить ее по данным керна.

В целом для геологических условий пород неокома Среднего Приобья пересчетный коэффициент варьирует в небольших пределах и в среднем составляет 3±0,3.

Особенность месторождений Западной Сибири - наличие зоны недонасыщения, в которой кроме связанной имеется и свободная вода [1]. Существует мнение о том, что фильтрат РНО, проникая при бурении в керн, вытесняет из него не только УВ, но и часть свободной воды [3].

Во ВНИГНИ, ЦЛ Главтюменьгеология, БашНИПИнефти и других организациях выполнены исследования по моделированию процессов отбора керна и подъема его на поверхность, в том числе с использованием РНО. В результате установлено, что для зон предельного насыщения и недонасыщения вытеснения воды углеводородным фильтратом РНО не происходит. Следует отметить, что в принципе полученный результат очевиден, так как зоны недонасыщения и тем более предельного насыщения находятся в условиях исключительно однофазной фильтрации нефти, определяемых характером кривых относительной фазовой проницаемости.

В то же время ниже ВНК, где текущая водонасыщенность превышает критическую, отвечающую условию однофазной фильтрации, углеводородный фильтрат РНО действительно может и должен вытеснять часть свободной воды из образца керна.

Рассмотрим в качестве примера скв. 107 Самотлорского месторождения (см. рис. 2). Из трех нижних точек с =8,5, 7,2 и 5 Ом*м первые две характеризуют пласты в зоне недонасыщения, а последняя (~ 5 Ом*м) - переходную зону. Важно отметить, что для последнего случая четко устанавливается частичное вытеснение свободной воды, обусловившее смещение точки на кривой.

Таким образом, приведенные данные показывают, что результаты прямого определения Кв на керне из интервалов зоны недонасыщения отражают действительное содержание воды в пласте и их можно использовать при построении зависимости . Дополнение этой зависимости точками, соответствующими полностью водонасыщенным пластам, позволяет получить завершенную кривую и использовать ее для оценки во всем диапазоне изменения водонасыщенности.

Реализация этой методики предусматривает использование данных скважин на РНО, бурение которых в настоящее время не может быть осуществлено на каждой разведываемой залежи. Поэтому был изучен вопрос об устойчивости полученной зависимости для разреза неокома в пределах изучаемого региона.

С этой целью были проанализированы зависимости , полученные по скважинам на РНО месторождений, расположенных на Нижневартовском (Самотлорское, Варьеганское, Северо-Варьеганское, Поточное) и Сургутском (Федоровское, Холмогорское) сводах. В пределах группы месторождений между соответствующими зависимостями нет значимых расхождений. Обобщенные зависимости для каждой группы месторождений (рис. 3), расположенных на Нижневартовском (кривая 2 ) и Сургутском (кривая 3) сводах, характеризуются r=0,97 и имеют стандартное отклонение соответственно 1,34 и 1,49.

Уравнение зависимости для каждого свода имеет следующий вид:

(Нижневартовский),

(Сургутский).

В целом по данным всех скважин на РНО зависимость 1 на рис. 3 также характеризуется высоким коэффициентом корреляции r=0,95 и описывается уравнением

Поскольку зависимость весьма тесная, фактическая точность определения Кн будет зависеть от точности определения Кп. Выполненный анализ показал, что при точности определения Кп=±1,5% и =±0,5% погрешность определения Кн будет равна 1-3 % (в зависимости от знака ошибки определения Кп и ).

Данная методика получила широкое применение при оценке запасов благодаря тому, что обладает рядом преимуществ по сравнению со стандартной по параметру насыщения, которые заключаются в следующем: не требуется определять и, следовательно, выполнять промежуточные операции с вычислением водоносного пласта; не требуется вводить поправки на термобарические условия, так как они практически не влияют на объемную водонасыщенность, а измеряется в пластовых условиях; не обязательно оценивать Кнг для каждого пластопересечения - методика позволяет определять Кнг в целом для залежи по средневзвешенным значениям и Кп, что особенно важно при оценке запасов в тех случаях, когда не удается получить Кп по данным ГИС.

Методика определения коэффициента нефтенасыщенности с использованием зависимости заключается в следующем: по данным скважин на РНО, пробуренных на месторождении, строится зависимость для изучаемых продуктивных горизонтов; УЭС пластов в скважине на РНО определяется по данным ИК, а после смены его на РВО контролируется БКЗ; объемная водонасыщенность определяется по представительному и надежно привязанному к разрезу керну путем усреднения значений Кп и Кв в интервалах тех же пластов; в случае небольшого количества опорных пластопересечений, использованных для построения данной зависимости, она дополняется результатами прямых определений и на образцах керна из этих интервалов; полученная зависимость используется в качестве петрофизической основы для оценки пластов по данным определения в скважинах на РНО; при отсутствии на месторождении скважины на РНО величина оценивается по одной из обобщенных зависимостей для отложений со сходной гидрогеологической и литолого-петрофизической характеристикой.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Басин Я.Н., Бикбулатов Б.М., Прохорова А.Г. О характере изменения нефтенасыщенности коллекторов на Усть-Балыкском месторождении.- Геология нефти и газа, 1971, № 2, с. 15-20.

2. Ефименко В.И., Пих Н.А., Таужнянский Г.В. Минерализация и химический состав внутриконтурных вод нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири.- Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень. 1981, вып. 162, с. 94- 106.

3. Корчемкин В.Н. Оценка достоверности косвенных методов определения нефтенасыщенности полимиктовых коллекторов.- РНТС. Сер. нефтегаз. геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1983, № 10, с. 8-11.

4. Латышева М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. М., Недра, 1986.

Рис. 1. Связь суммарной объемной концентрации законтурной Св и остаточной (внутриконтурной) Св.о воды по месторождениям Тюменской области

Рис. 2. Зависимость УЭС пород от их объемной влажности в лабораторных (1) и пластовых (2) условиях

Рис. 3. Обобщенные зависимости УЭС от объемной влажности