К оглавлению журнала

 

УДК 553.98.04:552.578.2.0*1.4

© В. Г. Фоменко, 1993

Критерии для разделения коллекторов по насыщенности и прогнозирования состава ожидаемых из них притоков при испытаниях

В.Г. ФОМЕНКО (ВНИГИК)

При поиске и разведке месторождений нефти и газа постоянно увеличивается доля продуктивных коллекторов, насыщенных флюидами, находящимися в различном фазовом состоянии. К тому же физико-химические свойства пластовых флюидов в различных частях залежи могут быть неодинаковыми [2–4].

Известны месторождения, в которых основные запасы нефти приурочены к зонам двухфазного насыщения, получившим название переходных [4]. При испытании и эксплуатации из переходных зон получают притоки нефти с водой или воды с пленкой нефти.

Зоны с двухфазными притоками занимают значительную часть нефтеносных площадей. Так, на месторождениях Урало-Поволжья балансовые запасы нефти переходных зон составляют более 30 % общих запасов. В Западной Сибири обширные площади нефтяных зон выявлены на многих крупных, средних и мелких месторождениях. По данным В.П. Санина, Ю.А. Чикишева и других исследователей, только для горизонта БВ8 Мегионского месторождения Западной Сибири извлекаемые запасы нефти в зоне двухфазного насыщения составляют 75 % от запасов остальной нефтенасыщенной части этого пласта.

Вопрос о необходимости учета запасов нефти в переходных водонефтяных зонах месторождений Западной Сибири, как объектах возможной эксплуатации, возник в 1975 г. (В.П. Санин, Ю.А. Чикишев, Ю.А. Ковальчук, Н.Д. Евко и др.). В то время предложение западносибирских ученых не нашло широкой поддержки у геологов и нефтяников. Одна из причин недостаточного внимания к этому предложению со стороны специалистов была связана с отсутствием методических и технологических разработок по вопросу изучения залежей с двухфазным насыщением нефтью и водой.

В настоящее время, когда в нефтяной промышленности наблюдается падение добычи нефти, в эксплуатацию вводятся новые месторождения с меньшими запасами нефти и газа, но более сложными по строению, необходимость учета запасов нефти в зонах с двухфазным насыщением и их эксплуатация становятся наиболее актуальными.

Надежность оценки запасов нефти в переходных зонах во многом зависит от достоверного определения их границ по высоте залежей, что, в свою очередь, связано с разделением коллекторов по характеру насыщенности.

Для разделения коллекторов на нефтенасыщенные и нефтеводонасыщенные применяют критические значения rп*, на нефтеводо- и водонефтенасыщенные rп.кр и водонефте- и водонасыщенные rп**, которые устанавливаются сопоставлением этих параметров по опробованным пластам. В общем случае оценивать характер насыщенности коллекторов только по величине их удельного сопротивления rп методически неправильно, поскольку при непостоянстве фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора меняются и значения rп ,rп.кр и rп**.

Для учета глинистости и некоторых других параметров, влияющих на ФЕС, в Западной Сибири и некоторых других районах в качестве критических берут не постоянные, а переменные значения rп* , rп.кр и rп**, зависящие от какого-либо иного геологического или геофизического параметра, отражающего ФЕС. В Западной Сибири для этой цели используют величину aпс. Непосредственное применение двух геофизических параметров повышает достоверность разделения коллекторов по характеру насыщенности, однако, оба эти геофизических параметра являются многофункциональными и, естественно, не могут в полном объеме учесть все свойства пласта и насыщающих его флюидов. Более обоснованными для разделения коллекторов по характеру насыщенности являются критические значения параметров Рн и Kв. Однако для надежного установления критериев оценки насыщенности объема и качества опробований недостаточно. К тому же испытание пластов через колонку обычно выполняется на 1–3 м выше предполагаемых контактов, что не позволяет провести сопоставление данных ГИС и испытаний в полном объеме.

Б.Ю. Вендельштейн для надежного установления критериев разделения коллекторов по характеру насыщенности [1] предложил использовать кривые фазовых проницаемостей по смачивающей (вода) и несмачивающей (нефть) фазам, вычисляемые по результатам керновых исследований параметры Кв.отн*, Кв кр.отн, Кв.отн** рассчитываемые по формуле

где Кв.св связанная или остаточная неснижаемая водонасыщенность; Кв*, Кв.кр и Кв** – критические значения, снимаемые с кривых относительных фазовых проницаемостей, рассчитанных для образцов с определенными ФЕС.

Методика определения характера насыщенности коллекторов и прогноза состава притока по критическим значениям, устанавливаемым на основе кривых фазовых проницаемостей, описанная в работах О.Н. Кропотова, А.В. Ручкина, Г.Г. Яценко, В.Г. Фоменко и других исследователей, показала, что по крайней мере для условий Западной Сибири критические значения относительных водонасыщенностей существенно зависят от достоверности используемых величин связанной водонасыщенности и петрофизических связей между Кв.св, Кпр и Кп и их применение для оценки насыщенностей полимиктовых коллекторов ограничено. Для этих целей более эффективно применение критических значений Кв*, Кв.кр и Кв** и соответствующих им электрических параметров Рн*, Рн.кр, Рн** или rп*, rп.кр, rп**. Однако эти параметры функционально связаны с ФЕС и их использование при интерпретации данных ГИС вызывает определенные трудности. К тому же при расчете критических значений водонасыщенности не учитываются физические свойства пластовых флюидов, влияющие на кривые фазовых проницаемостей. Эти изменения будут расти по мере увеличения разности между вязкостью (mн, mв), сжимаемостью (bн , bнв) и плотностью (dн, dв) нефти и воды.

В последние годы М.М. Элланский, В.Г. Фоменко, Л.Е. Кнеллер и другие исследователи разработали методики, позволяющие при интерпретации данных ГИС наряду с определением подсчетных параметров прогнозировать потенциальные продуктивности пласта. Исходя из общеизвестного закона Дарси для воды и нефти и предложенной в 1941 г. Лавереттом теории движения отдельных фаз в многофазном потоке, доля воды в суммарном потоке жидкостей fв может быть оценена по формуле

где Кпр.н фазовая проницаемость для нефти; Кпр.н.эф, Кпр.в.эф эффективная проницаемость для нефти и воды; mн, mв вязкость нефти и воды в пластовых условиях; dн, dв плотность нефти и воды в пластовых условиях; uс суммарная скорость потока; РКн Рв капиллярное давление, представляющее собой разницу давлений в нефтяной и водяной фазах; L – координата по направлению движения; aп угол падения пласта; q – ускорение свободного падения.

Доля воды в ожидаемом притоке может быть также записана в виде

или

где nв, nн скорости притока воды и нефти при испытании или эксплуатации пласта; hв, hнудельная продуктивность пласта по воде и нефти. Удельную продуктивность пласта по воде и нефти можно рассчитать по формуле

где 0,0864 коэффициент, учитывающий размерности входящих в формулу величин; RK, rсрадиус контура дренажа и скважины; Q – коэффициент добротности вскрытия коллектора скважиной.

Параметр fв является функцией водонасыщенности, поскольку определяющие его параметры hн, hв и Kпр.н Кпр.в относятся к функциям водонасыщенности. С увеличением Кв значения Кпр.в и hв увеличиваются, а Кпр.н и hн уменьшаются. Поэтому для разделения коллекторов по характеру насыщенности вместо Кв* Кв.кр, Кв** можно использовать критические значения fв, fв.кр и fв** причем абсолютные значения fв= 0, fв.кр= 0,5, fв**=1. При fв=fв* пласты будут работать безводной нефтью, а при fв**=fв чистой водой. При fв*<fв.кр пласты будут отдавать нефть и воду, а при fв.кр<fв воду с пленкой нефти.

Расчеты по данным ГИС любого параметра (Кп, Кв и др.), а тем более такого сложного, как fв, всегда сопровождаются какой-либо погрешностью, связанной с погрешностями исходной геологической и геофизической информации.

При расчетах fв используется интерпретационная модель, представляющая собой систему различных двух- и многомерных петрофизических зависимостей, связывающих физические параметры пластов с их фильтрационно-емкостными и технологическими свойствами. С учетом этого критические значения fв* и fв** изменяются в диапазонах от fв*–Dfв до fв*+Dfв и от fв**–Dfв до fв**+Dfв. Так как два крайних значения критических величин конкретны: fв*-Dfв=0, fв**+Dfв=1, то при оценке характера насыщенности определяющими будут два других значения – fв*+Dfв и fв**–Dfв. Абсолютная погрешность Dfв* определяется по формуле

Dfв*=fв+(fвdfв),

где dfв относительная погрешность оценки доли воды в ожидаемом притоке.

Проверка интерпретационных моделей, используемых для расчета fв*, на устойчивость, проведенная по методике С.П. Красильникова, Е.Г. Фоменко и других, показала, что при максимально допустимых погрешностях измерения геофизических и петрофизических параметров, параметр fв в большинстве случаев определяется с погрешностью менее 10 % (рис. 1). Для fв* доля пластов h/Sh с Dfв более 10 % составляет 7 %, а для fв** – 25 %. Поскольку в реальных условиях погрешности измерения геофизических и петрофизических параметров меньше максимально возможных, значения fв*=0,1 и fв=0,9 можно считать надежно обоснованными для разделения коллекторов по характеру насыщенности. На рис. 2 приведены максимально возможные погрешности определения промежуточных параметров Кп, Кпр, Кв составляющих интерпретационную модель.

Достоверность разделения коллекторов с двухфазным насыщением проверена с положительным результатом путем сравнения с результатами испытаний большого числа скважин, пробуренных в Западной Сибири на месторождениях Бахиловское, Северо-Комсомольское, Комсомольское, Тяновское, Ямбургское, Уренгойское и др., и в Оренбургской части Бузулукской впадины месторождения Гаршинское, Ростошинское, Кононовское и др. (таблица).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Вендельштейн Б.Ю. Геофизические критерии продуктивного нефтяного коллектора, основанные на законах фазовой проницаемости // Вопросы петрофизики и интерпретации результатов геофизических исследований в нефтегазоносных коллекторах // Тр. МИНХ и ГП.– 1979.
  2. Ефименко В.И., Пих Н.Л., Таужнянский Г.В. Минерализация и химический состав внутриконтурных вод нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ.– 1981.– Вып. 162. С. 94–106.
  3. Методы оценки устойчивости интерпретационных моделей / В.Г. Фоменко, С.Н. Красильников, Н.Г. Рогаткин, И.В. Михайлова // Новые разработки в. технологии геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин. Тверь: ВНИГИК, 1992. С. 57–66.
  4. Нефедова Н.И., Пих Н.А. Определение нефтегазонасыщения терригенных коллекторов. М.: Недра, 1989.
  5. Определение параметров пласта с большими переходными зонами по данным ГИС / А.В. Ручкин, В.Г. Фоменко и др. Разведочная геофизика // Обзор, инф. ВИЭМСа.М., 1986.

Abstract

Criteria for reservoirs devision and forecasting of expected outputs contents are regarded. They are based on comparason of geophisical data with results of wells-testing and on charts of relative phase permabilities by moisten and not-moisten phases. It is shown, that phisical – technical features of beds fluids should be taken into consideration for picking out beds with two-phase saturation. It is recommended for that to use a parameter, wich characterises a share of water in an expected output. It is shown, that parameters fB=0,l, f,Kp==0,5, f,= allow to divide effectivly reservoirs by saturation character.

Сопоставление параметра fв с результатами испытаний по некоторым скважинам и месторождениям

Месторождение

Номер скважины

Пласт

Интервал, м

Доля воды fв, отн. ед

Результаты испытания

газ, тыс. м3/сут

нефть, т/сут

вода, т/сут

Западная Сибирь

Северо-Комсомольское

468

БП7-1

2775,0–2780,0

0,24

18,2

8,4

466

БП2

2550,2–2554,2

0

97,5

478

БП2

2556,0–2563,0

0

98,8

БП2

2651,0–2655,0

0

84,3

   

БП2

2686,0–2689,0

0,06

44,5

Комсомольское

443

БП8-11

2470,0–2472,0

0,94

0,41

БП7-2

2428,0–2432,0

0,90

7,0

БП7-1

2396,0–2400,0

0,90

7,8

БП6-3

2374,0–2379,0

0,92

7,8

БП6-1

2335,0–2337,0

0,89

21,3

БП5-2

2318,0–2320,0

0,02

5,95

БП5-1

2302,0–2305,0

0,13

0,08

2,69

430

БП8-1

2484,0–2487,0

0,99

24,7

БП8-0

2474,0–2477,0

0,95

1,6

БП7-2

2432,0–2440,0

0,92

1,07

441

БП8-0

2536,0–2540,0

0,90

3,2

БП7-1

2478,0–2480,0

1,00

9,0

Тянское

560

АС9

2310,0–2314,0

0,09

2,0

27,4

АС10

2334,4–2346,4

0,78

121,4

563

АС9

2292,0–2306,0

0

13,8

АС10-2

2320,0–2324,0

0

91,8

АС10-2

2312,0–2316,0

0

97,9

203

АС9

2296,0–2298,0

1,00

3,8

АС9

2286,0–2292,0

0,20

2,2

6,8

212

АС9

2285,0–2291,0

0,30

2,3

8,2

212

АС9

2278,0–2282,0

0

20,5

592

АС9

2312,0–2320,0

0

85,0

548

АС9

2310,0–2314,0

0

15,9

579

АС9

2316,0–2320,0

0

4,2

9,3

585

АС9

2312,0–2319,0

0

10,4

586

АС9

2314,0–2320,0

0

9,3

Оренбуржье

Гаршинское

288

ДIII

4071,0–4083,0

0,04

168,0

ДV2

4256,0–4291,0

0

80,0

293

ДV2

4244,0–4253,0

0

43,7

300

ДV2

4357,0–5364,0

0

50,5

ДIV

4219,0–4227,0

0

155,0

Конновское

20

ДV

4408,0–4427,0

0

6,0

ДIV-1

4278,0–4288,0

0,02

67,1

10

ДIV

4340,0–4367,0

0,005

158,2

ДV

4459,0–4490,0

0

89,5

14

ДIV

4360,0–4369,0

0,46

35,0

47,6

ДV

4500,0–4508,0

0

10,0

183

ДIV

4279,0–4286,0

0

76,6

ДIV

4430,0–4434,0

0

0,4

22

ДIV-1

4303,0–4306,0

0,58

9,0

19,5

11

ДIV-1 (кровля)

4374,0–4381,0

0

69,3

ДIV-1 (подошва)

4384,0–4388,0

0,97

25,0

Рис. 1. Распределения “долей воды в ожидаемом притоке” в водоносном и продуктивном пластах:

1, 2 – пласты: 1 – водоносный; 2 продуктивный; 3 – зоны, в которых достоверность определения насыщенности пластов при fв=0,l гарантирована; 4 – зоны, в которых возможны ошибки в определении насыщенности пластов

Рис 2. Прогнозные относительные погрешности определения Кп (а), Кпр (б) и Кв (в)