УДК 553.98.061.4 |
|
|
© А.В. Черницкий, В.В. Кузнецов, Б.П. Вайнерман, 1996 |
ОБОСНОВАНИЕ
НИЖНИХ ПРЕДЕЛОВ ПОРИСТОСТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
(на примере пласта Ф0
Восточно-Сотчемью-Талыйюского нефтяного месторождения, Республика Коми)
А.В. Черницкий, В.В. Кузнецов, Б.П. Вайнерман (ВНИИнефть)
Продуктивные коллекторы Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения, приуроченные к нижнефаменским карбонатам, представлены органогенно-детритовыми и водорослевыми известняками. Эти породы подверглись вторичным изменениям (перекристаллизации, доломитизации и кавернообразованию), вследствие чего их пустотное пространство оказалось состоящим из первичных пор (межкристаллических и межформенных) и вторичных пустот (каверн и трещин).
Изучение коллекторских свойств пород проводилось в центре экспериментальных исследований ВНИИнефти.
Пористость определялась под вакуумом методом насыщения образцов моделью пластовой воды (раствор NaCl с минерализацией 150-170 г/л, плотностью 1,015 г/см3). Вследствие интенсивной кавернозности точно измерить пористость образцов оказалось сложным: при взвешивании насыщенного образца на воздухе насыщающая вода вытекала из внешних каверн, что занижало измеряемую пористость. Для повышения точности определения пористости использовалась упругая резиновая манжета, обжимающая образец в объеме рабочей жидкости для воспрепятствования самовытекания последней из каверн. Таким образом были измерены значения пористости (таблица), полученные без использования (Кп1) и с использованием (Кп2) манжеты. В среднем коэффициент пористости Кп2 больше Кп1 на 0,6-1,6 %. Расчет текущей и остаточной (неснижаемой) водонасыщенности проводился из объема пор, замеренного с применением манжеты (Кп2).
Остаточная водонасыщенность определялась на ультрацентрифуге L5-50P фирмы Beckman. Полученные кривые капиллярного давления представлены на рис. 1. Коэффициенты проницаемости вычислялись по стандартной методике. Анализируя полученные данные, необходимо отметить, что в целом они вполне соответствуют представлениям о порово-кавернозном типе коллектора. Наиболее четко фильтрационная структура коллектора иллюстрируется связью пористости и остаточной водонасыщенности (рис. 2). Из этой зависимости следует, что низкопористые разности (Кп < 4,0-4,5 %) представлены плотной породой с первичной пористостью, имеющей 50-100%-е неснижаемое водонасыщение. Увеличение пористости происходит за счет появления все большего числа каверн, содержащих подвижные флюиды. Особенностью кавернозности является слабое проявление капиллярных сил, из-за чего снижение содержания остаточной воды происходит по крутой кривой и достигает относительно низких значений = 10-15 % (см. рис. 1), что соответствует сравнительно высокой начальной нефтенасыщенности, характерной для кавернозных и гидрофобизированных коллекторов.
В связи с отсутствием селективного опробования продуктивного разреза, а также с низкой надежностью качественного выделения коллекторов методами ГИС анализ керна остается основным способом обоснования нижних пределов пористости и проницаемости коллекторов.
Рассмотрим кумулятивные кривые распределения по интервалам пористости образцов, относимых к коллекторам и неколлекторам.
В первом варианте (рис. 3, А) границей разделения коллекторов и неколлекторов принято значение проницаемости 0,0001 мкм2. Этому значению соответствует наиболее вероятная граничная пористость=4,6 %. Во втором варианте (см. рис. 3, Б) границей разделения коллекторов и неколлекторов принято значение проницаемости 0,001 мкм2. Этому значению отвечает наиболее вероятная граничная пористость= 7,3 %.
Полученная пара граничных значений пористости и проницаемости сравнивается по формуле минимального радиуса пор, предложенной Ф.И. Котяховым (1975), В.А. Ивановым (1974), Е.С. Роммом (1983):
где R - радиус пор.
Для карбонатных коллекторов известно, что значение радиуса пор 0,1 мкм может быть принято минимальным, так как оно сопоставимо с толщиной пленочного слоя реликтовой воды, которая в этом случае при реальных градиентах давления не может быть вытеснена из порового пространства породы никаким флюидом.
Используя формулу и минимальное значение R = 0,1 мкм, можно рассчитать граничные значения проницаемостидля первого и второго вариантов граничных значений пористости (см. рис. 3). Тогда для первого варианта (= 4,6 %) расчетный= 0,000058 мкм2 , для второго (=7,3%) расчетный = 0,000091 мкм2.
Так как в первом варианте сопоставления кумулятивных кривых распределения принятое значениебольше соответствует расчетному (0,0001 мкм2 ~ 0,000058 мкм2), чем во втором (0,001 мкм20,000091 мкм2), то именно первый вариант можно использовать для обоснования нижних пределов пористости и проницаемости. Отсюда в качестве нижних пределов (граничных значений) продуктивных коллекторов могут быть приняты следующие параметры:
Исходные данные анализа керна подтверждают рассчитанные граничные значения (в таблице образцы с пористостью от 5 до 7 % относятся к бесспорно проницаемым; на рис. 3,Б в этом диапазоне имеются точки, свидетельствующие о наличии подвижного флюида в породе).
In case of carbonate rocks, grounds for lower limits of reservoir properties are a rather complicated problem due to limited information content of geophysical investigations. In this regard, most successful seems to be a confinement of quantitative criteria concerning reservoirs and nonreservoirs separation to well defined by well logging parameter, i.e. porosity. On the example of a specific object - the Eastern-Sotchemu-Talyuisk field, consideration is being given to the method substantiating boundary characteristics by means of statistical treatment of core data and theoretical representations about minimum radius of pores.
Результаты определения коллекторских свойств образцов керна
Номер образца |
Номер скважины |
Интервал отбора, м |
Плотность, г/см3 |
Пористость, % |
Проницаемость, мкм2 |
Остаточная водонасыщенность Кв2 % |
|
Кп1 |
Кп2 |
||||||
1б |
71 |
1863-1868 |
2,34 |
13,92 |
16,11 |
0,1530 |
20,66 |
2 |
214/2 |
1952 |
2,48 |
7,43 |
10,03 |
0,0096 |
39,06 |
3 |
214/1 |
2007-2013 |
2,57 |
4,30 |
4,30 |
- |
100,00 |
4 |
214/1 |
2007-2013 |
2,58 |
4,28 |
4,28 |
- |
100,00 |
5 |
214/2 |
1949,4-1957,0 |
2,36 |
13,22 |
Не опр. |
1,4720 |
Не опр |
6а |
214/2 |
1949,4-1957,0 |
2,43 |
10,55 |
11,90 |
0,0054 |
34,34 |
6б |
214/2 |
1949,4-1957,0 |
2,44 |
10,67 |
11,34 |
0,0307 |
29,22 |
7а |
214/2 |
1949,4-1957,0 |
2,22 |
18,26 |
19,01 |
0,3748 |
19,92 |
7б |
214/2 |
1949,4-1957,0 |
2,26 |
16,70 |
17,82 |
0,2638 |
19,60 |
8а |
214/2 |
1949,4-1957,0 |
2,42 |
10,29 |
11,37 |
0,0549 |
25,47 |
8б |
214/2 |
1949,4-1957,0 |
2,42 |
10,34 |
11,19 |
0,0027 |
29,76 |
8в |
214/2 |
1949,4-1957,0 |
2,35 |
13,13 |
15,40 |
0,4294 |
17,71 |
8г |
214/2 |
1949,4-1957,0 |
2,33 |
13,76 |
15,46 |
0.3772 |
17,33 |
8д |
214/2 |
1949,4-1957,0 |
2,31 |
14,44 |
15,84 |
0,3218 |
17,89 |
8е |
214/2 |
1949,4-1957,0 |
2,33 |
13,95 |
15,05 |
0,0824 |
26,83 |
9 |
218 |
1970 |
2,65 |
2,84 |
Не опр. |
0,0005 |
Не опр |
12 |
218 |
1976 |
2,62 |
2,89 |
2,89 |
- |
100,00 |
13 |
218 |
1977 |
2,65 |
1,93 |
1,93 |
0,0001 |
100,00 |
14 |
218 |
1979 |
2,63 |
2,48 |
2,48 |
0,0001 |
100,00 |
14а |
218 |
1979 |
2,63 |
2,43 |
2,43 |
0,00005 |
100,00 |
1 |
221 |
1864,7-1869,0 |
2,64 |
4,01 |
Не опр. |
0,0002 |
63,64 |
1а |
221 |
1864,7-1869,0 |
2,67 |
3,40 |
Не опр. |
- |
57,72 |
1б |
221 |
1864,7-1869,0 |
2,66 |
3,91 |
Не опр. |
- |
65,41 |
1в |
221 |
1864,7-1869,0 |
2,61 |
4,77 |
Не опр. |
0,0002 |
49,42 |
2 |
221 |
1864,7-1869,0 |
2,55 |
5,55 |
6,16 |
0,0017 |
33,71 |
2а |
221 |
1864,7-1869,0 |
2,64 |
2,57 |
Не опр. |
- |
100,0 |
3 |
221 |
1864,7-1869,0 |
2,38 |
10,64 |
12,53 |
0,0528 |
19,65 |
3а |
221 |
1864,7-1869,0 |
2,42 |
9,81 |
11,00 |
0,1983 |
19,68 |
4 |
221 |
1864,7-1869,0 |
2,41 |
10,49 |
11,49 |
0,0066 |
29,01 |
4а |
221 |
1864,7-1869,0 |
2,43 |
10,19 |
10,67 |
0,0076 |
26,21 |
4б к |
221 |
1864,7-1869,0 |
2,43 |
10,54 |
Не опр. |
0,0555 |
Не опр. |
5 |
221 |
1869-1873 |
2,67 |
5,08 |
5,37 |
0,0093 |
29,63 |
6 |
221 |
1873-1877 |
2,35 |
11,68 |
12,31 |
Не опр. |
Не опр. |
7 |
221 |
1873-1877 |
2,64 |
2,80 |
Не опр. |
0,0005 |
100,00 |
7а тр |
221 |
1873-1877 |
2,63 |
2,82 |
Не опр. |
- |
100,00 |
7б |
221 |
1873-1877 |
2,64 |
2,68 |
Не опр. |
- |
100,00 |
8 |
221 |
1877-1881 |
2,60 |
3,64 |
4,03 |
- |
53,87 |
8а |
221 |
1877-1881 |
2,62 |
3,02 |
3,35 |
- |
56,01 |
9 |
221 |
1877-1881 |
2,20 |
17,16 |
18,60 |
1,3444 |
8,96 |
10 к |
221 |
1877-1881 |
2,11 |
22,20 |
Не опр. |
1,9874 |
Не опр. |
10а |
221 |
1877-1881 |
2,13 |
20,35 |
21,69 |
0,9487 |
8,91 |
10б |
221 |
1877-1881 |
2,10 |
21,44 |
22,47 |
1,1190 |
9,84 |
10в |
221 |
1877-1881 |
2,10 |
21,73 |
22,30 |
1,5981 |
9,59 |
10г |
221 |
1877-1881 |
2,08 |
21,59 |
23,13 |
1,2835 |
8,68 |
11 |
221 |
1877-1881 |
2,21 |
17,95 |
18,87 |
0,7388 |
15,12 |
11а |
221 |
1877-1881 |
2,09 |
21,96 |
23,09 |
0,6456 |
12,53 |
11б к |
221 |
1877-1881 |
2,15 |
20,58 |
Не опр. |
0,7108 |
Не опр. |
12 тр |
221 |
1877-1881 |
2,23 |
17,05 |
18,11 |
0,7266 |
» |
13 |
221 |
1877-1881 |
2,25 |
15,54 |
16,40 |
0,4767 |
12,99 |
13а |
221 |
1877-1881 |
2,23 |
16,38 |
18,00 |
0,6003 |
Не опр. |
14 ск |
221 |
1877-1881 |
2,43 |
11,31 |
Не опр. |
Не опр. |
- |
15 |
221 |
1881-1885 |
2,35 |
13,65 |
14,17 |
0,2156 |
10,46 |
15а |
221 |
1881-1885 |
2,47 |
9,71 |
10,52 |
0,1899 |
17,47 |
15б к |
221 |
1881-1885 |
2,42 |
11,88 |
Не опр. |
0,0485 |
Не опр. |
16 |
221 |
1885-1890 |
2,61 |
2,89 |
3,18 |
- |
60,82 |
16а тр |
221 |
1885-1890 |
2,60 |
3,13 |
4,06 |
0,0038 |
33,89 |
17 |
221 |
1885-1890 |
2,66 |
1,90 |
Не опр. |
- |
53,70 |
17а к |
221 |
1885-1890 |
2,65 |
2,67 |
- |
0,0002 |
Не опр. |
18 ск |
218 |
1994-2002 |
2,29 |
15,40 |
15,91 |
Не опр. |
|
19 |
218 |
1987-1994 |
2,37 |
13,07 |
13,43 |
0,0276 |
20,00 |
19а |
218 |
1987-1994 |
2,37 |
13,08 |
13,29 |
0,0357 |
21,30 |
20 |
218 |
2002-2010 |
2,27 |
16,23 |
16,87 |
0,0401 |
24,08 |
20а |
218 |
2002-2010 |
2,28 |
15,83 |
16,35 |
0,0302 |
21,15 |
21 |
218 |
2002-2010 |
2,59 |
7,36 |
7,96 |
0,0067 |
26,96 |
21а |
218 |
2002-2010 |
2,63 |
5,85 |
6,42 |
0,0025 |
30,88 |
21б к |
218 |
2002-2010 |
2,54 |
10,22 |
Не опр. |
0,0379 |
Не опр. |
22 |
218 |
2002-2010 |
2,61 |
7,27 |
7,90 |
0,0006 |
41,10 |
22а |
218 |
2002-2010 |
2,61 |
7,22 |
7,70 |
0,0003 |
48,41 |
22б |
218 |
2002-2010 |
2,60 |
7,57 |
8,15 |
0,0009 |
38,66 |
22в |
218 |
2002-2010 |
2,60 |
7,30 |
7,91 |
0.0017 |
38,84 |
Рис.1. КРИВЫЕ КАПИЛЛЯРНОГО ДАВЛЕНИЯ
Рис.2. ЗАВИСИМОСТЬ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ОТ ПОРИСТОСТИ
Рис.3. СОПОСТАВЛЕНИЕ КУМУЛЯТИВНЫХ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ И НЕКОЛЛЕКТОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ ПОРИСТОСТИ ПРИ КОЭФФИЦИЕНТЕ ГРАНИЧНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ 0.1*10-3 (А) и 1*10-3 мкм2 (Б)
Коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2: 1-<0,1;2->0,1;3-< 1;4->1