Геологический объект представлен несколькими классами коллекторов. В большинстве объектов обычно присутствуют 3 класса коллекторов, отличающиеся по фильтрационно-емкостным параметрам, которые условно можно назвать хорошими, средними и плохими. Для каждого из этих классов существует своя совокупность петрофизических связей Р_н=¦ (К_в), Р_п=¦ (К_п), К_пр,н=¦ (К_в) и К_пр,в=¦ (К_в), К_во=¦ (К_п).

Так, связи Р_н=¦ (К_в), построенные для различных классов коллекторов нефтяных месторождений Западной Сибири, образуют семейство с шифром в виде относительной амплитуды a _сп потенциалов собственной поляризации (рис.9.2). С переходом от наименее глинистых коллекторов, характеризуемых a _сп=1 и наиболее высокими фильтрационно-емкостными параметрами, к более глинистым с худшими коллекторскими свойствами закономерно снижается шифр a _сп, график располагается ниже и с меньшим наклоном, величина К_во, ограничивающая график Р_н=¦ (К_в) слева, растет, уменьшая диапазон изменения К_в.

Рис.9.2. Зависимость Р_н=¦ (К_в) для терригенных коллекторов с различной глинистостью. Шифр кривых a _сп=const. 1-нефть, 2-нефть+вода, 3- вода.

На кривых относительной фазовой проницаемости с ухудшением коллектора, наряду со смещением вправо значения К_во, смещается также вправо и К_в*, в то время как положение точки К_в** на оси абсцисс меняется мало, вследствие чего с переходом от лучших коллекторов к худшим сужается интервал значений К_в=К_в*ё К_в**, соответствующий двухфазному потоку жидкости; одновременно сужается и диапазон К_во-К_в*, соответствующий однофазному потоку нефть (газ). Таким образом, критическое значение К_в,кр также как и значения Р_н,кр и r _п,кр являются различными для коллекторов разного класса. На рис.8 изображены области однофазного потока нефть (газ), которая ограничена графиками Р_н,пред=¦ (К_в) и Р_н,кр=¦ (К_в), двухфазного потока, расположенная между графиками Р_н,кр=¦ (К_в) и Р_н**=¦ (К_в) и ограниченная сверху зависимостью Р_н=¦ (К_в) для коллекторов с a _сп=1, и область однофазного потока І водаІ , расположенная между зависимостями Р_н=¦ (К_в) для лучших и худших коллекторов и графиком Р_н**=¦ (К_в). Приведенную на рис.9.2 палетку можно использовать для прогноза характера насыщения коллектора; для этого на палетке проводят горизонтальную линию, отсекающую на оси ординат значение Р_н для интерпретируемого пласта, и проводят ее до пересечения с зависимостью Р_н=¦ (К_в) для данного класса коллектора, определяемого значением a _сп. Область, в которой находится точка пересечения, определяет характер насыщения коллектора. На практике для прогноза характера насыщения коллектора чаще используют величину r _п, поэтому для решения этой задачи удобнее использовать палетку, изображенную на рис.9.3.

Рис.9.3 Палетка для прогноза характера насыщения коллектора; I-нефть, II-нефть+вода, III-вода. 1- r _п ^пред=¦ (К_п); 2-r _вп=¦ (К_п); 3-граница коллектор-неколлектор (І технологическаяІ ); 4-графики Р_п=¦ (К_п) для различных ` Кв =const; 4а-пласт с безводной нефтью; 5-пласт в зоне недонасыщения; 6-пласт водоносный; 7-неколлектор с карбонатно-силикатным цементом; 8-неколлектор с глинистым цементом; 9-глина; 10-гидрофобный коллектор.

Для ее построения используют все перечисленные выше связи, полученные для пород изучаемого объекта, на представительной коллекции образцов коллекторов и неколлекторов, из разреза базовой скважины со сплошным отбором керна. Палетка представлена семейством графиков r _п=¦ (К_п) для полностью водонасыщенных пород r _вп=¦ (К_п), коллекторов и неколлекторов (нижний график семейства), для предельно нефтегазонасыщенных коллекторов (верхний график) и для частично нефтегазонасыщенных пород (промежуточные графики).

Шифром кривых r _п=¦ (К_п) для коллекторов является коэффициент относительного водонасыщения К_в:

К_в=(К_в-К_во)/(1-К_во) (9.3)

К_в характеризует содержание в породе подвижной воды, изменяясь от Кв=0 для зоны предельного насыщения до ` К_в=1 - полностью водонасыщенный коллектор.

На рис.9.4 показаны области однофазного течения нефть (I) и вода (III), а также двухфазного течения нефть-вода (II) ; последняя ограниченасверху и снизу кривыми r _п=¦ (К_п) с `К_в 0.3 и 0.7 соответственно. Величину К_в=0.3 для большей части объектов можно рассматривать как критическое значение К_в,кр, варьирующее для различных объектов в пределах не превышающих ± 0.05.

Преимущество использования К_в,кр состоит в том, что эта величина незначительно меняется для разных геологических объектов, тогда как К_в,кр в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллектора меняется в широких пределах - от 0.1 до 0.5. Область между кривыми r _п=¦ (К_п) для ` К<sub>в</sub>=0 и ` К_в=0.3 соответствует предельно насыщенным и частично недонасыщенным нефтегазоносным коллекторам, но дающим при испытании чистый продукт. К ней относятся продуктивные коллекторы, включаемые в подсчет запасов. Из рис.9.3, 9.4 следует, что величина r _п,кр в соответствии с графиком r _п=¦ (К_п) для ` К_в=0.3 непостоянна и зависит от класса коллектора, определяемого интервалом коэффициента пористости.

Ниже графика r _п,кр=¦ (К_п) расположены области двухфазного течения и однофазного течения воды, которым соответствуют коллекторы с непромышленным содержанием углеводородов, не учитываемые при подсчете запасов. Эти коллекторы образуют так называемые переходные зоны, занимающие значительную часть объема нефтяных, в меньшей степени газовых месторождений в Западной Сибири и других регионах.

На рис.9.3 помимо точек, соответствующих гидрофильным продуктивным, непромышленно продуктивным и водоносным коллекторам приведены точки, соответствующие частично гидрофобным коллекторам, расположенные выше графика для К_в=0, а также различным видам неколлекторов - плотные песчаники и алевролиты с глинистым и карбонатным цементом и глины.

На рис.9.4 помещено семейство графиков r п=¦ (Кп) с различными--`--К_в=const для крупного газоконденсатного месторождения, составленное на основе петрофизических исследований, выполненных на образцах пород из разреза базовой скважины, пробуренной на РНО. На этом же рисунке помещена экспериментальная зависимость К_во=¦ (К_п), использованная при построении графика r _п,пред=¦ (К_п), а также для уточнения границы коллектор-неколлектор.

На рис.9.4 указана І технологическаяІ граница коллектор-неколлектор, соответствующая пористости 9%, тогда как І физическаяІ граница коллектор-неколлектор соответствует примерно значению К_п=5%.

Положение І технологическойІ границы определяется для изучаемого объекта рядом факторов - степенью освоения данного региона, плотностью запасов углеводородов на данном месторождении, заложенной в проект разработки технологией добычи, но в конечном счете - себестоимостью единицы углеводородного сырья, которое будет добываться на данном месторождении в конкретный исторический период. Очевидно, что граница эта в принципе непостоянная, І плавающаяІ , и в различные периоды жизни страны и данного региона различна. Наиболее правильным является обоснование граничных значений параметров коллектора - фильтрационно-емкостных и геофизических, на основе принятого в данном регионе минимального рентабельного дебита нефти (газа) и соответствующего ему минимального рентабельного коэффициента продуктивности. В этом случае граничный коэффициент проницаемости рассчитывается по формулам:

для нефти

К_пр,гр=(m Q_мин /2p--D p h_эф)ґ lnr_к/r_с= (m / 2p ) ґ--h _прод ґ lnr_к/r_с (9.4)

для газа

К_пр,гр=((m /p )ґ Q_мин/((р_пл²-р_с²)ґ h_эф))ґ lnr_к/r_с, (9.5)

где Q_мин - принятое значение минимального рентабельного дебита; h_прод - соответствующее ему значение удельного коэффициента продуктивности; h_эф - средняя эффективная толщина коллектора; m - вязкость флюида в пластовых условиях; р_пл, р_с - соответственно давление пластовое и гидростатическое в скважине; r_к, r_с - радиусы контура питания (воронки депрессии) и скважины.

На основе петрофизических связей К_пр с К_п и геофизическими параметрами - a _сп, D Т и т.д., находят соответствующие граничные значения коэффициента пористости и геофизических параметров.

Физическая граница коллектор-неколлектор определяется значением К_во=1 (см. рис.9.3, 9.4, 9.5). Породы с К_во=1 не содержат подвижных углеводородов и поэтому не могут быть коллекторами нефти и газа. Породы с К_во<1 потенциально могут содержать нефть и газ, но отдают их при значениях К_воЈ К_во,гр, где К_во,гр в зависимости от свойств флюида и термобарических условий составляет 0.5ё 0.8. Для большинства коллекторов это значение 0.6ё 0.7. В частности, для примера на рис.9.5 К_во,гр=0.6 и соответствующее ему К_п,гр=9%.

Нефтегазосодержащие породы, заключенные в треугольнике между графиками r _п=¦ (К_п) для К_в=0 и К_в=1 и І технологическойІ границей коллектор-неколлектор являются возможным объектом исследователей-разработчиков будущего в качестве потенциальных источников І трудноизвлекаемогоІ углеводородного сырья.

На рис.9.5 дается сравнение примеров определения линии, разделяющей породы на продуктивные и непромышленно продуктивные по значению r _п,кр, определенному статистическим путем - график r _п=¦ (a_сп) - на основании анализа результатов испытания многих пластов и описанным выше петрофизическим - график r _п=¦ (К_п) - для продуктивных горизонтов одного из Западно-Сибирских месторождений.

Рис.9.5 Разделение коллекторов по характеру насыщения путем сопоставления _п и К_п; шифр графиков r _п=¦ (К_п) К_в =const .

Использование рассмотренных палеток целесообразно также для выявления в разрезе слоистых глинистых и плотных трещиноватых коллекторов. Точки для слоистых глинистых коллекторов, дающих при испытании чистый продукт, будут смещены в область двухфазного течения на палетках, составленных для пород с рассеянной глинистостью.

Точки для трещинных коллекторов, дающих промышленные притоки нефти и газа будут расположены левее технологической и нередко физической границы коллектор-неколлектор.

Список используемой литературы

1. Ш.К.Гиматудинов, А.И.Ширковский. Физика нефтяного и газового пласта. М. Недра. 1982.

2. Ю.А.Медведев. Физика нефтяного и газового пласта. Тюмень. 2000

3. Бескровный Н.С. Рациональные пути освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья.-С.-Пб., 1993.

4. Федорова Т.Д., Бочко Р.А. Водно-растворимые соли баженовской свиты как критерий выделения зон коллекторов //Геология нефти и газа. - 1991.-№2.

5. Б.Ю.Вендельштейн, Р.А.Резванов. Геофизические методы определения параметров нефтяных коллекторов. М. Недра. 1978.

6. Б.Ю.Вендельштейн. Геофизические критерии продуктивности нефтяного коллектора, основанные на законах фазовой проницаемости. Труды МИНХ и ГП, М. 1979. вып. 144, с. 20-30.

7. В.М.Добрынин, Б.Н.Куликов, В.Н.Черноглазов. Обоснование промышленных кондиций нефтеносных коллекторов с помощью кривых относительных проницаемостей. Труды МИНХ и ГП, М. 1979. вып. 144.

8. О.Н.Кропотов, А.В.Ручкин, Г.Г.Яценко, В.Ф.Козяр. Методика оценки характера насыщения пластов и прогнозирование состава притока по данным каротажа. Геология нефти и газа, 1983, №2.

9. Энциклопедия кругосвет.

Размещено на Allbest.ru