Технология определения граничной водонасыщенности нефтяных коллекторов на образцах керна методом капиллярного вытеснения

Актуальность проблемы. Граничная водонасыщенность Кв* нефтяного коллектора характеризует породу на уровне водонефтяного контакта (ВНК), выше которого из коллектора отбирается безводная нефть, ниже—нефть с водой. Определение величины Кв* имеет важное значенине для подсчета запасов, правильного проектирования разработки месторождений и планирования объемов добычи нефти. Поэтому определение граничной водонасыщенности нефтяного коллектора должно производится с большой достоверностью.

В настоящее время уровень ВНК может определяться на основе статистического анализа величин удельного электрического сопротивления (УЭС) породы коллектора по данным ГИС с результатами испытаний. Этот метод эффективен только на заключительной стадии разведки месторождений, когда имеется значительное количество опробованных скважин.

Из петрофизических методов наибольшее распространение получил метод капиллярного вытеснения пластовой воды из образцов пород-коллекторов газом (воздухом). Однако, существующие технические и методические модификации методы не учитывают ряд факторов, которые могут приводить к погрешностям в определение Кв*.

Так профессор Ф. И. Котяхов отмечал, что вследствие длительности экспериментов неизбежны потери поровой воды за счет испарения. Не разработан способ оценки полноты капиллярного вытеснения, характеризующий потери поровой воды от испарения, не учитываются пластовые условия залегания коллекторов на процессы фильтрации. Изучение влияния этих факторов и разработка соответствующих методических и технических решений позволит повесить достоверность определения граничной водонасыщенности.

Информацию о положении уровня ВНК может дать установление дополнительных критериев его выделение по данным методов ГИС.

Цель работы состоит в разработке технологий, повышающих достоверность определения граничной водонасыщенности нефтяных коллекторов методами петрофизики.

Основные задачи исследований.

1. Исследование процесса капиллярного вытеснения модели пластовой воды из образцов керна нефтяных коллекторов через полупроницаемую мембрану углеводородной жидкостью и воздухом.

2. Разработка технологии определения граничной водонасыщенности образцов пород-коллекторов в индивидуальных камерах вытеснения.

3. Разработка технологии определения граничной водонасыщенности нефтяного коллектора методом капиллярного вытеснения с учетом пластовой температуры.

4. Установление дополнительных критериев выделения в разрезе нефтяного коллектора породы с граничным значением водонасыщенности уровня ВНК по данным методов ГИС.

Научная новизна заключается в следующем: -установлено, что в процессе капиллярного вытеснения воды из образцов пород-коллекторов воздухом, проводимом в камерах с полупроницаемой мембраной с целью определения относительных проницаемостей по воде и нефти и граничной водонасыщенности, происходят неучтенные потери поровой воды за счет испарения, что приводит к систематическим погрешностям в определении относительных проницаемостей и граничной водонасыщенности;

— предложен критерий оценки потерь вытесняемой из образцов поровой воды от ее испарения;

— разработана технология изоляции поверхности исследуемых образцов от внешней воздушной среды, которая, не нарушая процесса вытеснения, позволяет практически исключить влияние испарения поровой воды на результаты определения искомых параметров;

— разработана технология определения на образцах пород-коллекторов методом капиллярного вытеснения граничной водонасыщенности с учетом пластовой температуры;

— установлены дополнительные критерии выделения в разрезе нефтяного коллектора уровня ВНК по данным методов ГИС: НТК и АК.

Основные защищаемые положения.

1. Установленная необходимость проведения капиллярного вытеснения модели пластовой воды из пор этих образцов в индивидуальных камерах с полупроницаемыми мембранами и осуществление высокоточной регистрации масс, выделившейся из образцов воды, остаточной воды и воды в полностью водонасыщенном образце повышает достоверность определения граничной водонасыщенности на образцах керна нефтяных коллекторов.

2. Разработанная технология определения граничной водонасыщенности нефтяных коллекторов методом капиллярного вытеснения предусматривающая изоляцию поверхности образцов от внешней воздушной среды обеспечивает исключение фактора испарения поровой воды.

3. Использование изменений в показаниях методов ГИС: увеличение показаний НТК и уменьшение интервального времени в АК в переходной зоне позволяет установить дополнительные критерии выделения в разрезе нефтяного коллектора уровня ВНК.

Практическая ценность полученных результатов по изучению процесса капиллярного вытеснения модели пластовой воды из образцов керна нефтяных коллекторов воздухом и углеводородной жидкостью при комнатной и пластовой температуре, а так же по изучению физических параметров в переходной части коллекторов состоит в том, что разработаны технологии определения с высокой достоверностью граничной водонасыщенности нефтяного коллектора по данным петрофизики и ГИС. Эти данные имеют важное значение при подсчете запасов нефтяных залежей и их разработка.

Реализация работы в производстве. Полученные в настоящей работе научно-технологические результаты используются в работах институтов ВНИИГеофизика, Геологии и Геофизики РАЕН, Тверьгеофизика, ВНИИГаз, ТюменьНИИГипрогаз и др. при определении граничной водонасыщенности продуктивных коллекторов по данным петрофизики и ГИС.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертации докладывались на геолого-геофизических семинарах по проблемам пегрофизических исследований керна и интерпретации данных ГИС. Семинары проводились в 1999;2002 годах в институтах ВНИИГеофизика, Геологии и Геофизики РАЕН, Московском Государственном Геологоразведочном Университете и других организациях.

Личный вклад. Основой диссертации является проведение автором большого объема экспериментальных исследований процессов вытеснения из образцов керна нефтяных коллекторов моделей пластовой воды углеводородной жидкостью и воздухом, разработка индивидуальных камер вытеснения с полупроницаемыми мембранами, разработка необходимой изоляции образцов от внешней среды в процессе вытеснения, разработки методики контроля за потерями поровой воды в процессе ее вытеснения из образцов воздухом от испарения, разработка технологии определения граничной водонасыщенности, с учетом пластовой температуры, исследование показания методов ГИС в зоне ВНК на нефтяных месторождениях. На основе перечисленных исследований автором разработаны технологии определения граничной водонасыщенности нефтяных коллекторов по данным петрофизики с высокой достоверностью и предложены дополнительные критерии выделения уровня ВНК по данным ГИС.

Публикации. Основные положения диссертации изложены в четырех опубликованных печатных работах. 9.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и содержит 119 страниц текста, 27 рисунков, 5 таблиц и список литературы — 29 наименования.

ВЫВОДЫ.

1. Разработана технология (аппаратура, методика, расчетные формулы) учета влияния пластовой температуры при определении граничной водонасыщенности методом капиллярного вытеснения модели пластовой воды из образцов пород;

2. Показано исследованиями методом капиллярного вытеснения воды из образцов пород при пластовой температуре, что граничная водонасыщенность продуктивной породы зависит от температуры пласта и уменьшается с ее увеличением. Для исследованных образцов увеличение температуры при капиллярном вытеснении воды до 100 °C привело к снижению величины К в на З-г-5 абсолютных процента.

3. Показано путем сопоставления данных полученных по приведенным выше технологиям капиллярного вытеснения модели пластовой воды из образцов пород-коллекторов при комнатной и пластовой температурах (граничные.

5. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ КРИТЕРИИ ВЫДЕЛЕНИЯ В НЕФТЯНОМ КОЛЛЕКТОРЕ УРОВНЯ ВНК ПО ДАННЫМ.

МЕТОДОВ ГИС.

При определении уровня ВНК по данным электрического каротажа и опробований, последние, как правило, выполняются в зоне предельного нефтенасыщения коллектора. Поэтому уровень ВНК выделяется по минимальным показаниям удельного электрического сопротивления коллектора, из которого получена безводная нефть. Как было указано выше, этот метод эффективен на поздних этапах разведки нефтяных месторождений, когда имеется достаточное количество опробований продуктивного пласта (см. рис. 4.6.).

Представляет интерес проанализировать показания других методов каротажа в переходной части зоны ВНК с тем, чтобы выявить дополнительные критерии выделения в толще нефтяного коллектора уровня ВНК на начальной стадии разведки.

Основанием для проведения такого анализа служат работы В. Энгельгардта, Р.С.Сахиб-Гареева, В. А. Поляковой, в которых показано, что акустические и коллекторские свойства (пористость) нефтяного коллектора значительно отличаются между собой в нефтеводонасыщенной части толщи коллектора от его водонасыщенной части. Так В. Энгельгардт на примере Западногерманских нефтяных месторождений Эльдинген, Ханкенсбюдтель и Хоне показал, что песчаники залегающие в нефтенасыщенной части месторождения обладают более высокой пористостью, чем в водонасыщенной [25].

Об изменении пористости Кп и скорости продольных волн Vp в коллекторах при изменении характера насыщения (вода, нефть) свидетельствует Р.С.Сахиб-Гареев [20]. Однако количественной оценки таких изменений в упомянутых работах нет. На основе анализа указанных параметров продуктивного пласта на ряде месторождений внутри контура и за контуром нефтеносности, а так же в зоне ВНК (в предельно нефтенасыщенной и водонасыщенной частях) В. А. Поляковой установлено, что пористость в первых случаях больше, чем во вторых на 2−6 абсолютных процента, а скорость — меньше на 5−9% [18]. Таким образом установлено, что при изменении насыщенности коллектора (предельно нефтенасыщенный, водонасыщенный) изменяются его физические параметры. Открытым остается вопрос в каком месте по глубине залегания коллектора эти изменения свойств породы происходят. Остановимся на детальном анализе изменений перечисленных свойств нефтяного коллектора в переходной части зоны ВНК.

Существуют мнения, что по глубине залегания переходная часть зоны водонефтяного контакта незначительна, хотя есть и противоположные высказывания. Профессор Ш. К. Гиматудинов отмечает, что водонефтяной контакт в пласте представляет собой различной мощности переходную зону от воды к максимальному содержанию в порах нефти. Строение переходной зоны и распределение в ней воды и нефти определяется в основном гравитационными и капиллярными силами [9].

Приведем оценку толщины переходной части зоны ВНК. Известно, что высота подъема воды h в переходной части над «зеркалом воды» в водонасыщенной части зоны ВНК в пластеколлекторе определяется воздействием на столб воды в капиллярах породы силы поверхностного натяжения в мениске F, которая уравновешивается разностью сил: силы тяжести F1 столба воды и выталкивающей силы со стороны окружающей нефти F2, F=F1-F2. Записывая это равенство через соответствующие массы.

G=G1-G2=Vb-8B-Vb-8H и выражая объем Ув столба воды в капиллярах через площадь капилляра S и высоту столба воды h, получим: G=lrS-(SB-SH), G/S=PK=h-(5B-8H) и, наконец, Ь=100-Рк/(8в-8″), где Рк — капиллярное давление в МПа, 8 В и 8Н — соответственно л плотность воды и нефти в г/см. Выражение для капиллярного давления Рк=И-(8в-8н), полученное выше, приводится без вывода в [17]. Там же приводится выражение для PK=2-acosO/R, где с — поверхностное натяжение, дин/см, 0 — угол смачивания, R — радиус капилляра. Обобщая приведенные выше выражения для капиллярного давления Рк, можно выразить значение высоты h (толщины переходной части зоны ВНК), как h=2-acos0/R-(8B-8H). Из приведенного выражения видно, что вода в среде нефти поднимается в капиллярах породы над «зеркалом воды» тем выше, чем меньше радиус капилляров, чем больше поверхностное натяжение и чем ближе по величине плотности воды и нефти. Поскольку в реальной породе имеют место капилляры разного диаметра и в различном соотношении, то при прочих одинаковых условиях, эти факторы и определяют изменение водонасыщенности по вертикали в переходной части зоны ВНК. При значении ст=40 дин/см, абсолютной проницаемости породы л л порядка ~100Т0″ мкм и плотностях нефти в пластовых условиях л.

0,65−0,8 г/см мощность переходной части зоны ВНК может составлять 30−60 м. Действительно, в полимиктовых коллекторах Западной Сибири наблюдается толщина переходных зон в 40−50 м.

На рис. 5.1. приведен пример переходной зоны ВНК значительной мощности. Из данных ГИС (выделение коллекторов по данным ПС и оценка их проводимости по данным индукционного каротажа) и петрофизики (установление зависимости между электрическими параметрами породы и водонасыщенностью) видно, что сверху вниз электрическое сопротивление уменьшается от 21 до 6.2 Омм, а водонасыщеность увеличивается от 45 до 86%. Такое изменение параметров УЭС и Кв коллектора характерно для переходной части зоны ВНК, которая в данном примере занимает интервал глубин от 1740 до 1800 м.

Как выше было указано, особенностью переходной части зоны ВНК является изменение состава флюида, отбираемого из пласта при вскрытии. Если из верхних участков переходной части зоны ВНК получают безводную нефть, то с увеличением глубины отбора — нефть и воду и, наконец, только воду, хотя порода еще содержит остаточную нефть. Глубина залегания нижней границы однофазного притока нефти — уровень ВНК характеризуется величиной граничной водонасыщенности породы, выше которой по порам породы начинает двигаться вода. Это явление по мнению ряда ученых и приводит к изменению физических свойств породы. Так по мнению В. Энгельгардта уменьшение пористости в водонасыщенной части нефтяного коллектора по сравнению с его.

Рис, 5.1. Данные ГИС и петрофшики в переходной части зоны ВНК. предельно нефтенасыщенной частью объясняется тем, что в поровом пространстве породы происходит осаждение вторичных минералов из протекающих по порам водных растворов. Таким образом можно было ожидать, что именно на глубине нахождения уровня ВНК происходят изменения свойств породы, которые регистрируются методами ГИС. Автор исследовал эти изменения в показаниях методов ГИС в переходных частях зон ВНК на ряде нефтяных месторождений. Анализ и дополнительная интерпретация материалов геофизических исследований скважин [2, 3, 8] на месторождениях: Ромашкинское, Тумайзинское, Харампурское, Южно-Неприковское, Самотлорское, Лянторское и других позволили установить, что на уровне ВНК происходит изменение показаний НТК и АК (см. рис. 5.2. и 5.3.). По увеличению показаний метода НТК и уменьшению показаний (в мкс/м) метода АК можно судить об уменьшении пористости породы нефтяного коллектора на уровне ВНК. Из рисунков видно, что иногда изменения параметров породы происходят в 2−4 метровом интервале глубин, т. е. их можно назвать скачкообразными.

При изучении материалов ГИС и испытаний скважин автор отдавал предпочтение результатам, защищенным местными геологическими службами в ГКЗ. По данным рис. 5.2. изменение пористости (абсолютные проценты) составило в скважинах 6751, 1187 и 369 соответственно 3.6, 3.4 и 2.6%. Аналогичные материалы по другим скважинам на указанных месторождениях показали, что пористость изменяется от 2 до 6 абс. %. По данным рис. 5.3. вариации скорости продольных волн на уровне ВНК составляют 6−8%.

Результаты наших исследований, по-видимому, подтверждают предположение В. Энгельгардта о существенной роли воды, которая, протекая по порам породы в течение геологического времени способствовала процессу осаждения вторичных минералов, что уменьшало пористость породы. Таким образом как только в переходной части зоны ВНЕС, при рассмотрении сверху вниз, водонасыщенность породы становится больше величины граничной водонасыщенности Кв,* пластовая вода, заполняющая поры породы, свободные от нефти, получает возможность передвигаться (течь), что вызывает рассмотренные изменения параметров продуктивного пласта.

Полученные автором результаты в дальнейшем были подтверждены анализом материалов ГИС в переходных частях зон ВНК на нефтяных месторождениях Исаковское, Северо-Поточное и Федоровское [19]. На рис. 5.4. [ ] видны скачкообразные изменения показаний АК и НТК на уровне ВНК, аналогичные изменениям обнаруженным нашими исследованиями материалов ГИС в переходных частях зон ВНК.

Таким образом, промыслово-геофизические данные свидетельствуют, что скачкообразное изменение коллекторских и акустических свойств в переходной части зоны ВНК происходит на уровне ВНК и может быть отмечена в показаниях методов ГИС. Закономерное изменение показаний методов НТК и АК в переходной части зоны ВНК можно считать дополнительными критериями выделения уровня ВНК. Следует отметить, что если удельное электрическое сопротивление нефтяного коллектора в переходной части зоны ВНК всегда уменьшается сверху вниз, то.

Ill ш, А ча о ИК 0 40 ео 42S мС" AK 440 16″ aoe WKS/M ¦SO& fcfl-SJ^KJ HUtilR :

1 * с / *.

ИК6Ф1 НКТ-50 ГК & KW4 3 S> TATJrt HWT^pШЕГЙi ЦНК p^fa.S&Kj.

Л.

ИК 6Ф1 19 9 @ 7 6 НТК-50 ГК *iJH 5.51 г<�кр/ц 0 i й SUE. rezwbГЯ7Ы UHTEP* цин.

3 сТ*" *" «— НН—4Л.1″ f. 1 ТЯ*-» эвйл с ИШШ.

I 1 .

Рис. 5.4. Показания: элекгрическот ИК, акустическою АК и радиоактивных НТК,. НКТ, ГК методов каротажа на шфтямых месторожж’штх.

IИсашвсте, ск". 12- 2-Северо-Поточное, ш. 62- 3-Федоровское, скв. 78.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В итоге проведенных работ получены следующие основные результаты:

1. Разработаны индивидуальные для каждого исследуемого образца камеры вытеснения с минимальным внутренним объемом и методика выполнения капиллярного вытеснения модели пластовой воды из образцов пород-коллекторов углеводородной жидкостью. Созданная технология обеспечивает высокую достоверность определения относительных проницаемостей породы по нефти КпрН и воде Кпрв и величины граничной водонасыщенности Кв*.

2. Установлено в результате сравнительных экспериментальных исследований капиллярного вытеснения воды из образцов пород углеводородной жидкостью и воздухом, что в последнем случае в камерах вытеснения происходит частичное испарение поровой воды, которая таким образом исключается из процесса фильтрации по породе через полупроницаемую мембрану. В результате параметры породы Кпрн, Кпрв и К/ определяются с систематической погрешностью. Для граничной водонасыщенности Кв* в зависимости от абсолютной проницаемости исследуемых образцов эта погрешность может составлять до семи абсолютных процентов и более.

3. Установлено, что несмотря на высокую достоверность получаемых результатов при использовании для вытеснения воды из образцов пород углеводородных жидкостей, исключающих испарение поровой воды, технологические трудности работы с этими жидкостями по очистке образцов и оборудования для новых экспериментов значительно увеличивают время исследований.

4. Разработан и испытан ряд индивидуальных камер для вытеснения воды из образцов пород воздухом простых в изготовлении, подготовке к измерениям и надежных в эксплуатации (исключающих технические потери фильтрующейся воды) и созданы технологические схемы лабораторных петрофизических установок с необходимым количеством таких камер.

5. Предложен способ определения потерь поровой воды в процессе капиллярного вытеснения в камерах от испарения, который заключается в сопоставлении массы, воды, вытесненной из пор образца в сборный сосуд с разностью масс воды в полностью насыщенном образце и остаточной воды.

6. Разработана технология покрытия водонасыщенных образцов породы перед их помещением в камеры вытеснения изоляционными материалами, предотвращающими испарение поровой воды. Эта мера обеспечивает достоверное определение величины граничной водонасыщенности по данным капиллярного вытеснения воздухом.

7. Разработана технология (аппаратура, методика и расчетные формулы) определения граничной водонасыщенности методом капиллярного вытеснения воды из образцов пород с учетом влияния пластовой температуры.

8. Установлено при исследовании образцов пород нефтяных коллекторов с учетом пластовой температуры, что величина граничной водонасыщенности коллектора уменьшается с повышением температуры пласта.

9. Сопоставление полученных по приведенным выше технологиям значений граничной водонасыщенности и соответствующих им значений критического удельного сопротивления в зависимости от пористости с теми же параметрами по ГИС и данными опробывания на конкретном месторождении показывает четкое разграничение по глубине области притока безводной нефти.

10.Установлено из анализа промыслово-геофизических данных на ряде нефтяных месторождений, что на уровне ВНК могут происходить изменения показаний методов ГИС — НТК и АК. Показания метода НТК увеличиваются, метода АКуменьшаются. Эти скачкообразные изменения показаний в переходной зоне можно считать дополнительными критериями выделения уровня ВНК по данным ГИС.