К оглавлению	УДК 553.98 (571.642-17)
	© H.В. Куликов, В.Ф. Канашина, 1991

Остаточная нефтенасыщенность газовых пластов (На примере месторождений Северного Сахалина.)

Н.В. КУЛИКОВ, В.Ф. КАНАШИНА (СахалинНИПИнефть)

В поровом пространстве газосодержащих пластов могут находиться остаточные либо выделившиеся вследствие адсорбции и катализа твердые и жидкие УВ. Например, на Оренбургском ГКМ содержание твердых УВ в газовых залежах достигает 4 %[3]. В таких случаях, учитывая, что расчет пористости и проницаемости ведется для экстрагированных пород, емкость коллектора, определенная по керну лабораторным способом, будет завышена, причем будут завышены не только запасы газа. В ходе поисково-разведочных работ при использовании результатов исследования керна возможны ошибки при определении типа насыщающего коллектор флюида. Так, на месторождении Лунское в скв. 4 был поднят керн, имеющий светимость 400-900 усл. ед., что, если следовать работе [2], должно было свидетельствовать о присутствии в пласте нефти. При опробовании пласта был получен, газ. В данном случае можно утверждать, что испытанный газоносный пласт содержит остаточные УВ в жидкой фазе.

В определенных количествах присутствие таких УВ может повлиять и на режим разработки залежи, так как фазовые проницаемости в системе «газ-вода-нефть» иные, чем в системе «газ - вода».

Отсюда возникает необходимость применения специальных методических приемов для достоверной оценки полезной емкости коллекторов газа.

Наиболее рациональным было бы измерение полезной емкости коллектора газоволюменометрическим способом. Но имеющиеся в настоящее время приборы, использующие этот принцип, дают несистематическую погрешность, часто превышающую по абсолютному значению искомую величину - объем порового пространства, не занятый газообразным флюидом [3], что совпадает с нашими результатами испытания измерителя пористости конструкции Я.Р. Морозовича.

Нами для определения полезной емкости коллектора применена люминесцентная микроскопия.

При отработке методики на месторождении им. Р.С. Мирзоева был отобран и запарафинирован керн из разных частей газовой залежи.

На люминесцентном микроскопе изучались свежие сколы, полировки пород, предварительно пропитанные окрашенной родомином эпоксидной смолой. В свежем сколе по 6-8 параллельным линиям замерялись размеры и рассчитывался объем пор, заполненных твердыми и жидкими УВ, одновременно делались зарисовки. В шлифах и полировках определялись состав породы и структура порового пространства.

Изученные породы представлены разнозернистыми алевролитами и песчаниками с различными ФЕС (таблица). Тип цемента неравномерный, поровый и контактный. Состав цемента гидрослюдистый, реже карбонатный и пиритовый. Размер исследованных пор колеблется от 0,02 до 0,15 мм. Поры преимущественно межзерновые, образованные тремя-четырьмя зернами. Форма их сечений треугольная, трапециевидная либо неправильная (рис. 1) и не зависит от гранулометрического типа пород. Поры сообщаются между собой непосредственно либо каналами.

В алевролитах заполненные поры светятся белесовато-голубым светом, интенсивность свечения 60-500 усл. ед. Если ориентироваться на работу [2], где приведены критерии определения типа УВ по светимости для рассматриваемого района, то это должна быть легкая нефть.

В песчаниках поры заполнены УВ, имеющими желтовато-зеленые цвета свечения (интенсивность свечения в среднем 60 усл. ед.), что соответствует вязкой нефти, а возможно, и битуму, так как по этому признаку о типе УВ, заполняющих поры, можно судить лишь предположительно.

Распределение заполненных пор в породе близко к равномерному (рис. 2), твердые и жидкие УВ, как правило, заполняют их целиком. Отношение заполненных пор к площади анализируемого сечения породы менее 1 %, но в пересчете на объем порового пространства составляет 3-10 % от открытой пористости образца. При этом в газо-водяной части продуктивного горизонта заполненных пор несколько больше, чем в газовой. Следует также иметь в виду, что, вероятнее всего, полученные оценки занижены за счет промывки керна в процессе бурения и недостаточной разрешающей способности микроскопа. Так, исследование образцов керна методом ртутной порометрии (использовался ртутный поромер «Autopore-9200») показало, что накопленный объем пор диаметром в диапазоне 12-0,03 мкм достигает 50 %.

Анализ результатов расчета коэффициентов относительных проницаемостей при двухфазном течении, основанный на уравнениях Бурдайна (для расчетов были использованы кривые капиллярных давлений, полученные на ртутном поромере, а минимальные насыщенности задавались по результатам моделирующих лабораторных экспериментов), показывает существенное снижение относительной проницаемости газа при наличии в пласте остаточной нефти (рис. 3). Сравнение же кривых при суммарной насыщенности коллектора остаточными 35 и 45 %-ными фазами и при остаточной нефтенасыщенности 10 % показывает, что с улучшением ФЕС коллектора влияние остаточной нефтенасыщенности на фазовую проницаемость газа возрастает.

Выводы

В газовых пластах месторождения им. Р.С. Мирзоева содержание жидких и твердых УВ достигает количеств, вызывающих необходимость корректировки подсчетных параметров в сторону уменьшения полезной емкости и способных повлиять на разработку месторождений.

На месторождении Лунское, расположенном на северо-восточном шельфе Сахалина, также установлена остаточная нефть в газовых пластах (до 9 % пористости породы), что позволяет сделать вывод о том, что в регионе это достаточно распространенное явление.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Исследование и оценка карбонатных коллекторов сложного строения /К.И. Багринцева, Г.Е. Белозерова, Б.Ю. Вендельштейн и др.// Обзор и рекомендации,- М.: ЦП НТГО.- 1985.

2. Ковальчук В.С., Молошенко Г.Я., Ярошевич М.С. Выделение продуктивных пластов в скважинах по данным люминесцентной микроскопии //Геология нефти и газа.- 1987.- № 5.- С. 56-59.

3. Ляпустина И.Н., Петерсилье В.И., Ларская Е.С. Результаты геохимических исследований остаточной нефти в газовой залежи Оренбургского газоконденсатного месторождения //Геология нефти и газа.- 1980.- № 5,- С.- 45-48.

Abstract

Residual oil saturation of gas reservoirs in the fields of northern Sakhalin and the adjacent shelf has been established using the luminescent microscopy method. The influence of residual oil saturation on calculated parameters and field development is discussed. This procedure is recommended to be included into a set of geoservices.

Таблица

Характер насыщения пласта	Порода	Пористость, %	Насыщенность пор жидкими УВ, %
Вода	Алевролит	14,2-15,0	3,9-6,8
		14,6	5,4
Газ - вода	Алевролит	12,2-16,0	5,6-9,9
		14,1	7,4
То же	Песчаник	15,6-17,9	5,9-9,2
		16,7	7,4
Газ	Песчаник	17,0-19,2	3,7-4,8
		18,0	4,1

Рис. 1. Форма заполненных пор в песчанике (глубина залегания 3529,5 м).

1-размер пор по линии сечения, мм; 2 - интенсивность люминесценции, усл.ед.

Рис. 2. Характер распределения пор, заполненных твердыми и жидкими УВ.

Поры: 1- полые; 2 - заполненные остаточными УВ; цемент: 3 - глинистый; 4 - карбонатный; 5 - матрица породы; а - алевролит (глубина 3483 м), б - алевролит крупнозернистый (38120 м); песчаники: в - (3529 м), г- (3529,7 м), д-(3557 м)

Рис. 3. Расчетные кривые относительных фазовых проницаемостей для газа (а) и воды (б) при разных соотношениях минимальных насыщенностей флюидами и газом

Коэффициенты остаточные: Кв.о.- водонасыщенности, Кг.о.- газонасыщенности, Кн.о. - нефтенасыщенности; песчаник: пористость - 0,26, проницаемость - 9Х 10^-3 мкм²