Большинство продуктивных пластов нефтяных месторождений характеризуются макронеоднородностью как по разрезу, так и по простиранию. Нередко это обусловлено тем, что пласты сложены различными литотипами пород, существенно отличающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, которые необходимо учитывать при подсчете запасов и разработке месторождений. В настоящей статье приведены результаты определения остаточной водонефтенасыщенности и оценки коэффициентов вытеснения нефти водой по материалам лабораторного исследования керна на примере девонских песчаников Кушкульского месторождения с учетом выделения в них двух литотипов (групп) слагающих пород.

Кушкульское нефтяное месторождение, расположенное на севере Башкортостана, введено в разработку в 1969 г. Основные его промышленные запасы приурочены к девонским песчаникам муллинского (пласт ДI) и пашийского (пласт ДII) горизонтов. С учетом показателей разработки на месторождении выделены три зоны с условными границами - северная, центральная и южная.

Пласт ДI приурочен в основном к центральной зоне и отдельными рукавами распространяется во всех направлениях. Пласт ДII развит по всей площади. Песчаные пласты суммарной толщиной до 10-12 м по простиранию часто контактируют с зонами отсутствия коллекторов до 500 м [3]. Глинораздел между пластами имеет небольшую толщину, что свидетельствует о возможном их слиянии на некоторых участках.

В статье приводятся результаты анализа и обобщения данных исследования 1430 образцов керна, отобранного из 79 скважин как на стадии поисково-разведочных работ, так и в процессе разработки месторождения. Исследования проводились на цилиндрических образцах керна диаметром 28 мм и длиной 40-60 мм. По выделенным зонам число исследованных образцов составило: северной - 315, центральной - 630, южной - 485. Проведенный объем исследований оказался достаточным для статистической обработки данных и получения корреляционных взаимосвязей изучаемых параметров.

Анализ результатов определения пористости и проницаемости, а также литолого-петрографические исследования показали, что в объеме пластов ДI и ДII наряду с мелкозернистыми песчаниками присутствуют гравелитовые песчаники. Отличительной особенностью последних является их высокая проницаемость при относительно низкой пористости. Эта особенность была использована для разделения образцов на две группы путем установления по каждой из них корреляционных связей пористости и проницаемости методом наименьших квадратов [2]. Графическое отображение полученных связей и средние значения пористости по интервалам проницаемости приведены на рис. 1 .

Выделенные группы образцов характеризуются следующими структурно-литологическими особенностями. Одна из них представлена преимущественно мелкозернистыми, хорошо отсортированными песчаниками с глинистым, реже карбонатным цементом в основном контактового, в меньшей степени пленочного, порового или сгусткового типа. Пористость песчаников этой группы изменяется от 4 до 24 %, проницаемость - от 0,001 до 3,100 мкм². Другая группа образцов (гравелиты) представлена разнозернистыми, плохо отсортированными песчаниками с примесью крупнопесчаных и гравийных зерен с глинистым контактным или пленочным цементом и карбонатным цементом порового или сгусткового типа. Диапазон изменения пористости этой группы составляет 5-22 %, проницаемости - 0,001-3,500 мкм². Необходимо отметить, что средняя проницаемость гравелитов (1.033 мкм²) практически в 2 раза превышает этот показатель для мелкозернистых песчаников (0.612 мкм²), хотя диапазоны изменения проницаемости по этим группам очень близки. Средняя пористость гравелитов составила 15 %. мелкозернистых песчаников - 18,3 %.

Корреляционные связи характеризуются определенным разбросом значений исследуемых параметров относительно линии регрессии. В зависимости от того, в какую область разброса попадала пара значений пористости и проницаемости образца, его относили к той или иной группе. В случаях, когда эта пара значений попадала в совмещенную область значений выделенных групп, для отнесения этого образца к той или иной группе его дополнительно визуально изучали.

Уравнение регрессии корреляционной зависимости пористости от логарифма проницаемости мелкозернистых песчаников с коэффициентом корреляции 0,79, полученное по 589 образцам, имеет вид

Кп = 19,4 + 2,39 lgК_пр, (1)

где Кп - пористость, %; К_пр - проницаемость, мкм².

Аналогичное уравнение регрессии для гравелитовых песчаников с коэффициентом корреляции 0,82, полученное по 141 образцу, имеет вид

К_п = 15,7 + 5,59 lgК_пр. (2)

В результате разделения образцов на две группы было установлено, что доля гравелитовых песчаников по северной, центральной и южной зонам составляет соответственно 16,2; 22,7; 7,6 %.

По приведенным на рис. 1 графикам корреляционных зависимостей пористости от проницаемости с учетом диапазона изменения этих параметров по обеим группам образцов были подобраны представительные коллекции для исследования остаточной водонасыщенности пластов ДI и ДII. Коллекция мелкозернистых песчаников состояла из 129, а гравелитовых - 104 образцов.

Остаточная водонасыщенность образцов керна, соответствующая начальной нефтенасыщенности, определялась косвенным методом испарения [5], который был модифицирован в части обработки лабораторных данных по изменению массы воды во времени в процессе ее испарения из образца керна. При этом вместо графической обработки опытных данных предложена математическая обработка, позволившая существенно повысить точность результатов определения остаточной водонасыщенности указанным методом и достичь высокой сходимости с данными прямого метода отгонки. В итоге метод получил название модифицированного метода испарения.

Анализ данных по остаточной водонасыщенности, полученных модифицированным методом испарения, показал, что песчаники пластов ДI и ДII характеризуются практически одинаковыми закономерностями изменения остаточной водонасыщенности, поэтому эти данные были подвергнуты совместной статистической обработке, которая заключалась в разноске значений остаточной водонасыщенности по интервалам пористости с последующим подсчетом средних значений.

По результатам статистической обработки с использованием метода наименьших квадратов были получены уравнения регрессии корреляционной зависимости остаточной водонасыщенности от пористости для обеих групп образцов.

Для мелкозернистых песчаников уравнение регрессии имеет вид

lg(K_в.о - 6) = 2,750 - 0,095К_п, (3)

где К_в.о - остаточная водонасыщенность, %.

Для гравелитовых песчаников аналогичное уравнение имеет вид

lgК_в.о = 1,746 - 0,036Кп. (4)

По обоим уравнениям коэффициенты корреляции оказались равными - 0,98.

Графики корреляционных зависимостей остаточной водонасыщенности от пористости, полученные по уравнениям (3) и (4), приведены на рис. 2 , точки на котором соответствуют средним значениям остаточной водонасыщенности по интервалам пористости. Из рис. 2 видно, что гравелитовые песчаники характеризуются более низкими значениями остаточной водонасыщенности по сравнению с мелкозернистыми песчаниками даже при малых значениях пористости. 8 области высоких значений пористости отмечается сходимость значений остаточной водонасыщенности гравелитовых и мелкозернистых песчаников. Отмеченное различие остаточной водонасыщенности гравелитовых и мелкозернистых песчаников имеет место в девонских отложениях и других месторождений Башкортостана (Сергеевского, Шкаповского и др.).

Зная средние значения пористости, по зависимостям (3) и (4) легко определить средние значения остаточной водонасыщенности для каждой из выделенных групп песчаников. Поскольку по обеим выделенным группам образцов корреляционные связи остаточной водонасыщенности с проницаемостью оказались слабыми, соответствующие зависимости не были получены.

Остаточная нефтенасыщенность образцов определялась разработанным а БашНИПИнефти и используемым практически с конца 60-х гг. методом сушки [1, 4], основанным на определении опытным путем поправочных коэффициентов, позволяющих учесть потери нефти за счет испарения легких фракций с момента отбора керна на буровой до начала его экстракции в лаборатории. Метод позволяет получать данные об остаточной нефтенасыщенности непосредственно в процессе определения таких стандартных параметров, как пористость и проницаемость. Для этого необходимо лишь взвесить образцы до и после экстракции и произвести несложные расчеты.

По образцам керна мелкозернистых песчаников методом сушки было выполнено 394 определения остаточной нефтенасыщенности. Среднестатистическое значение этого параметра оказалось равным 30,2 %. На рис. 3 , А приведена гистограмма распределения остаточной нефтенасыщенности для этой группы образцов керна. Указанный параметр изменяется в довольно широких пределах - от 6 до 50 %, т.е. в условиях девонских песчаников Кушкульского месторождения наряду с низкими значениями отмечаются и очень высокие значения остаточной нефтенасыщенности, существенно отличающиеся от среднего значения. Распределение остаточной нефтенасыщенности подчиняется нормальному закону распределения, что указывает на влияние большого числа факторов на формирование этого параметра [2].

По образцам гравелитовых песчаников выполнено 87 определений остаточной нефтенасыщенности, среднестатистическое ее значение составило 27,7 % при диапазоне изменения этого параметра 10-42 %. Гистограмма распределения значений остаточной нефтенасыщенности гравелитовых песчаников приведена на рис. 3 , б, из которого видно, что и в этом случае распределение остаточной нефтенасыщенности достаточно четко описывается нормальным законом распределения.

Полученные зависимости (3) и (4) остаточной водонасыщенности от пористости, а также средние значения остаточной нефтенасыщенности для мелкозернистых и гравелитовых песчаников были использованы для оценки коэффициентов вытеснения нефти водой. Эта оценка выполнялась по зависимостям, рассчитанным по известной формуле

где К_выт - коэффициент вытеснения нефти водой, %; К_н.о - средняя остаточная нефтенасыщенность, %.

По результатам расчетов построены графики, показывающие, что зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от пористости для гравелитовых песчаников более слабая, чем для мелкозернистых ( рис. 4 ). Даже при относительно низкой пористости гравелитовые песчаники имеют достаточно высокий коэффициент вытеснения, в целом же этот параметр по данной группе существенно больше, чем по мелкозернистым песчаникам.

Для полученных средних значений пористости мелкозернистых (18,3 %) и гравелитовых (15,0 %) песчаников коэффициенты вытеснения нефти водой в зависимости от пористости оцениваются соответственно равными 64 и 67 %.

Выше указывалось, что корреляционные связи остаточной водонасыщенности с проницаемостью исследованных образцов не были получены. В таких случаях для установления зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости может быть использован следующий прием. С помощью корреляционных зависимостей пористости от проницаемости, аналогичных уравнениям (1) и (2), для задаваемых значений пористости находятся соответствующие значения проницаемости. При этом каждой паре значений пористости и проницаемости будут соответствовать одни и те же значения остаточной водонасыщенности, которые принимаются для расчета коэффициента вытеснения нефти водой по формуле, аналогичной формуле (5). Только в этом случае устанавливается связь коэффициента вытеснения не с пористостью, а с соответствующим ей значением проницаемости.

Результаты лабораторного исследования остаточной водо- и нефтенасыщенности керна позволяют с помощью формулы (5) и получаемых по ней зависимостей экспрессно определять коэффициенты вытеснения нефти водой во всем диапазоне изменения пористости и проницаемости пластов. Это дает возможность оценивать эффективность применения метода заводнения на любой стадии освоения или промышленной разработки месторождения и проводить анализ разработки его отдельных площадей (участков) с различными коллекторскими свойствами.

Таким образом, в результате лабораторного исследования керна установлено, что продуктивные пласты ДI и ДII девонских отложений Кушкульского месторождения представлены двумя литотипами: мелкозернистыми и гравелитовыми песчаниками. Доля последних может быть весьма значительной (22,7 % в центральной зоне).

Гравелитовые песчаники характеризуются более низкой остаточной водо- и нефтенасыщенностью по сравнению с таковыми мелкозернистых. Это предопределяет более высокое значение коэффициента вытеснения нефти водой гравелитовых песчаников.

Данные об остаточной водо- и нефтенасыщенности, а также коэффициентах вытеснения нефти водой, полученные по результатам исследования керна пластов ДI и ДII, были рекомендованы для использования при анализе разработки, пересчете запасов нефти и проектировании системы доразработки Кушкульского месторождения.

1. Березин В.М. Инструкция по определению нефтенасыщенности кернов методом сушки. - Уфа: БашНИПИнефть, 1975.
2. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. - М.: Наука. 1964.
3. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / К.С. Баймухаметов. П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов. - Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 1977.
4. СТО 03-37-92. Породы горные. Лабораторное определение остаточной нефтенасыщенности пород по керну методом сушки. Введ. 01.05.92 г. - Уфа: БашНИПИнефть, 1992. - С. 21.
5. Messer E.S. Interstitial Water Determination by an Evaporation Method// Trans. ALMe. - 1951. - Vol. 192. -P. 130-132.

Article is devoted to the comparative analysis of correlation relations of filtration-capacious properties with residual water-oil saturation and water displacement efficiency of two structural types of the Devonian sandstones at the Kushkulskoye field. The presented data provide additional informative elements in theory of oil petropfysics. The proposed mathematical formula of correlation relations between physical properties of producing deposits have a definite significance in solving the problems of development and oil reserves ranking of the Kushkulskoye field.