К оглавлению

УДК 553.982.001.5:622.276.43

Экспериментальное определение параметра насыщения в процессе вытеснения нефти водой

В.В. ПАНИКАРОВСКИЙ (ЦЛ Главтюменьгеология), Е.А. ПОЛЯКОВ (ВНИИгеофизика)

В промыслово-геофизической практике необходимость исследования физических свойств горных пород обусловлена в конечном итоге определением подсчетных параметров и оценкой запасов. Основная часть методов применяется для изучения нефтегазонасыщенности пород с помощью замеров кажущихся, истинных и удельных электрических сопротивлений (УЭС). В качестве относительной характеристики нефтегазонасыщенности коллектора используют параметр насыщения Рн. В лабораторных условиях по результатам замеров УЭС образцов с различной степенью насыщенности получают зависимости параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв.

Для решения вопроса о характере вытеснения нефти из пласта и количественной оценки остаточной нефтенасыщенности образцов при упруговодонапорном режиме разработки залежей нами были определены параметры насыщения для различных этапов лабораторных экспериментов по вытеснению из пород нефти водой.

Измерения УЭС осуществлялись по четырехэлектродной схеме при полном насыщении порового пространства пластовой водой, а также в условиях, когда в образцах была смоделирована остаточная водонасыщенность методами центрифугирования или капиллярной вытяжки и начальной нефтенасыщенности при заполнении порового пространства керосином.

Окончательные замеры УЭС образцов керна были проведены после завершения работ по вытеснению нефти водой. Измерение УЭС при наличии в порах остаточной нефти позволяет максимально приблизить условия замеров к пластовым, когда основная часть коллектора занята закачиваемой водой, а остальная - нефтью, что значительно усложняет пути токовых линий и приводит к росту УЭС. Результаты экспериментальных работ, выполненных по предложенной методике, представлены зависимостями Рн от Кв для различных классов терригенных коллекторов месторождений Западной Сибири. Основная часть исследованного керна имела преимущественно полимиктовый состав, и лишь образцы шеркалинской пачки Талинского месторождения представлены кварцевыми песчаниками.

Диапазон изменения проницаемости для каждой коллекции образцов был весьма различным. Большинство песчаников Ягунского месторождения имело проницаемость (250-300)*10^-3 мкм², Родникового - (40-100)*10^-3мкм², Уренгойского - (30-70)*10^-3 мкм², а образцы шеркалинской пачки отличались низкой проницаемостью - (2-10)*10^-3 мкм².

Анализ полученных зависимостей показывает, что Рн изученных объектов даже при близких значениях водонасыщенности весьма различен и зависит не только от количества воды, но и от минералогического состава пород. Кривые, представляющие левую часть графиков, характеризуют полимиктовые песчаники пластов БС_10-12 месторождений Сургутского свода и БУ_8-9 Уренгойского месторождения, значительно правее находится зависимость для кварцевых коллекторов ЮК_10-11 Талинского месторождения.

Величина Рн при одной и той же водонасыщенности у кварцевых коллекторов значительно выше, чем у полимиктовых. Такие изменения Рн различных по литологическому составу коллекторов Е.И. Леонтьев объясняет также наличием у полимиктовых песчаников, полевых шпатов и других неустойчивых к химическому выветриванию обломков пород, поверхности которых упрощают пути токовых линий за счет глинизации [2]. Различная степень отклонения кривых в сторону снижения величины Рн для полимиктовых коллекторов обусловлена степенью водонасыщенности, которая в значительной мере зависит от наличия глинистого материала и гидрофильности коллекторов пластов БС_10-11, БУ_8-9,БС_11-12 Ягунского, Уренгойского, Родникового месторождений. Кривая для кварцевых коллекторов пласта ЮК_10-11 занимает крайнее правое положение, что обычно свойственно гидрофобным породам (рисунок).

Гидрофобизация части порового пространства образцов в экспериментах происходила, как правило, на этапе моделирования начальной нефтенасыщенности при донасыщении пор керосином, а степень гидрофобизации в значительной мере зависела от содержания остаточной воды и минералогического состава пород.

Наиболее эффективно это проявляется в кварцевых коллекторах шеркалинской пачки, которые приобрели гидрофобные свойства (показатель смачиваемости n достигает в них 3,23), менее выражены они у полимиктовых, где n изменяется в пределах 2,2-2,5, а породы относятся к слабогидрофобным [1].

Практическое использование выявленной зависимости параметра насыщения от водонасыщенности для различных этапов работ по вытеснению нефти водой дает возможность установить влияние литолого-минералогического фактора на водо- и остаточную нефтенасыщенность пород, проанализировать поведение продуктивных пластов в процессе их разработки и эксплуатации, позволит получить достоверные сведения о характере и степени насыщения пород флюидами обводненных зон месторождений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтенасыщения горных пород. М., Недра, 1975.

2. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами /Е.И. Леонтьев, М.Т. Дороганицкая, Г.С. Кузнецов и др. М., Недра, 1974, с. 41-45.

Рисунок Графики зависимости параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв.

Пласты: 1 - БУ_8-9 Уренгойского месторождения, lg Кв=2,032-0,45 lg Рн; 2 - БС_10-11 Ягунского месторождения, lg Кв=2,0l-0,45 lgРн: 3 - БС_11-12 Родниковского месторождения, lg Кв=2,009-0,395 lg Рн; 4 - ЮК_10-11 Талинского месторождения, lg Кв=2,026- -0,31 lgРн