Комплекс геофизических исследований в открытом стволе скважин с целью оценки нефтеносности разрезов Игольско-Талового месторождения (Томская область)

К недостаткам прямых качественных признаков выделения коллекторов можно отнести следующее:

Не приемлемы для скважин бурящихся на технической воде или не фильтрующимся растворе.

Часть методов можно использовать только в единичных параметрических скважинах, где применяется расширенный комплекс.

2.6.2 Выделение коллекторов по количественным признакам

Основано на использовании количественных параметров, соответствующих границе коллектор - не коллектор.

Коэффициент проницаемости (Кпр) и соответствующие ему для данного типа коллекторов значения коэффициентов пористости (Кп) и различных параметров глинистости (Сгл, Кгл, Отн.гл)- для продуктивных и водоносных коллекторов.

Коэффициенты фазовой проницаемости по нефти (Кн_пр) или газу (Кг_пр) и соответствующие им значения коэффициентов нефте- (Кн), газо- (Кг) или водонасыщения (Кв) - для продуктивных коллекторов.

Геофизические параметры: относительная амплитуда на диаграммах ПС, гамма- метод для продуктивных и водоносных коллекторов, КСп параметр насыщения для продуктивных коллекторов (Рн).

Уточнение критических значений при выделении коллекторов по количественным признакам на Игольско-Таловом месторождении было проведено с учетом результатов отчета (за 1985г), результатов опробования эксплуатационных скважин и результатов обработки ГИС; были выделены все пласты с отрицательной амплитудой ПС, сформировано две выборки - в одну из которых включены все пласты, выделенные как коллекторы, а в другую - как неколлекторы. Эти выборки подверглись статистической обработке, в результате которой были построены кумулятивные кривые распределения относительной амплитуды ПС для коллекторов и для неколлекторов. Для определения критического значения проницаемости построена зависимость между проницаемостью, определенной по результатам гидродинамических исследований и удельной продуктивностью (q) (k_{пр_гидр}=1.34 мД). Это граничное значение проницаемости послужило отправным моментом контроля и определения граничных значений коллекторских свойств для кондиционного коллектора.

Точка пересечения относительно фазовых проницаемостей для воды и нефти соответствует критическому значению k_{в_кр}. Эта точка является точкой равновесного течения нефти и воды, и на практике ее относят к ВНК. В нашем случае, ВНК наблюдается в продуктивном пласте Ю₁^му Юрских отложений, на глубине 3211.2 м (рисунок 1.5.1). Также по графику определяют еще две точки k_{в_крв} и k_{в_крн}, разделяющие области значений k_в, при которых возможна однофазная фильтрация воды либо нефти и двухфазное течение воды с нефтью.

Фильтрация нефти в коллекторе возможна при значениях - k_{в_крв} > k_в > k _{в_св}, а фильтрация воды, если k _в>k_{в_крн}. Безводные притоки нефти будут получены из коллекторов, для которых k_{в_св}< k_в< k_{в_крн}. При k_{в_крн}<k_в<k_{в_кр} коллектор относится к переходной зоне, где получают нефть с некоторым содержанием воды. При значениях, когда k_{в_кр}< k_в< k_{в_крв} коллектор также относится к переходной зоне, но с вероятностью получения притока воды с некоторым содержанием углеводородов. К явно водоносным относятся объекты, у которых k_в?k_{в_крв}.

По кривым относительных фазовых проницаемостей значения k_{в_крн}, k_вкр, k_{в_крв} для образцов из коллекции пласта Ю₁² Игольской площади составляют :

k_{в_крн} = 29.1 - 48.5%, среднее значение k_вкрн = 48.5%, отчет 1985г. - 46%;

k_вкр = 41.9 - 61.4%, среднее значение k_вкр = 51.7%, отчет 1985г. - 58%;

k_вкрв = 58.1 - 77.0%, среднее значение k_{в_крв} = 65.2%.

Диапазон подвижности нефти: - 20.4 - 37.0%, среднее значение - 27.5%.

Для каждого образца, используя петрофизические зависимости Рн=f(k_в) и Pп=f(k_n) и по установленным критическим значениям k_{в_крн}, k_вкр, k_вкрв были рассчитаны критические значения параметра насыщения и расчетные значения удельного сопротивления в пластовых условиях, которые соответствуют границам, разделяющим области притоков чистых углеводородов, углеводородов с небольшим количеством воды, воды с признаками углеводородов и чистой воды при изменяющихся значениях коэффициентов пористости и проницаемости.

Определение эффективной мощности

Эффективная толщина оценивается как разность между общей толщиной пласта (Н) и суммарной толщиной неколлекторов (?Н_{i нк}), представленных глинистыми и плотными прослоями.

При обосновании эффективных толщин использовались все геофизические критерии. При этом исключались все прослои, характеризующиеся по ГИС как уплотненные или глинистые. Эффективные нефтенасыщенные толщины определялись по результатам оценки характера насыщения коллекторов.

Определение удельного электрического сопротивления пластов

Комплекс электрических методов (ИК, БК), применяемый на Игольско-Таловом месторождении является оптимальным, но он не лишен недостатков. Так если пласт-коллектор залегает между пластами-неколлекторами с резко различными удельными сопротивлениями, то на зонд сказываются искажения за счет вмещающих пород. К факторам, затрудняющим интерпретацию, также относятся: наличие плотных и глинистых прослоев; частое переслаивание глинистых, плотных и проницаемых прослоев. Проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласты имеет повышающий характер. Глубины зон проникновения (D/d) для разведочных скважин составляют: - 4-8 диаметров скважины, для эксплуатационных - 4-6.

Определение относительной амплитуды ПС (а_пс)

Проводилось следующим образом:в изучаемом разрезе выделялся мощный однородный водоносный пласт с минимальной глинистостью и максимальным значением ПС. Градиент изменения ПС с глубиной равен 3 мВ на 100м, что определено на ряде месторождений Томской области.

Максимальная амплитуда ПС в изучаемом пласте определялась по формуле:

где: - глубина изучаемого пласта; - глубина опорного пласта; - значение ПС в опорном пласте.

Величина относительной амплитуды ПС определялась по формуле:

где - наблюденная ПС, исправленная за ограниченную мощность пласта.

Определение коэффициентов пористости коллекторов

Определение пористости коллекторов проводилось с использованием метода НКт и привлечением относительной амплитуды ПС (а_пс) и данных ГК. При определении пористости коллекторов на Игольско-Таловой площади в качестве основного метода использовались данные НКт. Пористость коллекторов по НКт определялась следующим способом:

- проводилась нормализации кривой НКт по формуле:

где: - - среднее значение и стандартное отклонение в эталонной скважине;

- среднее значение и стандартное отклонение в исследуемой скважине

Для реализации алгоритма в автоматическом режиме в лаборатории нефтегазопромысловой геофизики была разработана математическая модель, реализованная в виде функции:

где: - водородосодержание опорного водоносного пласта и значение НКт соответственно; - водородосодержание опорного глинистого пласта и значение НКт соответственно; - текущее значение НКт.

В качестве пласта высокого водородосодержания использовались пласты размытых глин, при замерах НКт в открытом стволе или зацементированные каверны в случае обсаженной скважины. Эти пласты, как правило, обладают минимальными в изучаемом участке разреза показаниями НКт. Им в зацементированной каверне при d_кав < 2d_c приписывалось значение = 40%, а при d_кав > 2d_c - = 50%. В качестве второго опорного пласта использовался водонасыщенный песчаный пласт с минимальной глинистостью, коэффициент пористости определялся независимым методом (по керну; по данным других видов каротажа). Чтобы выйти на водородосодержание опорного пласта в k_поп вводилась поправка (поправка за связанную воду ). Водородосодержание приводилось к общей пористости следующим уравнением:

где: - суммарное водородосодержание; - водородосодержание связанной воды ( = 0.182);k_гл - объемная глинистость.

Дополнительно проводилось определение коэффициентов пористости по зависимости

k_п=f(а_пс). Для чистых, неглинистых коллекторов использовалась зависимость:

^:=20.296*-0.0224.

Для глинистых коллекторов использовалась зависимость: =30.309*а_пс-3.9036 (при а_пс <0.65).

Определение глинистости коллекторов проводилось по зависимости, полученной по керновым данным для Каймысовского свода (k_гл=0.4346-0.3846а_пс). Зависимость апробирована в отчетах по пересчету запасов Первомайского и Западно-Катыльгинского месторождений.

Определение коэффициентов проницаемости

Оценка проницаемости коллекторов проводилось по зависимости k_пр=f(k_п), построенной по керновым данным:

k_пр=0.000002*(k_п)^{5 8218}

Определение характера насыщения

Определение характера насыщения пластов-коллекторов проводилось по критическим значениям удельного сопротивления (с_п), параметра насыщения (Р_н) и кривым фазовой проницаемости, с учетом гидродинамических исследований и результатов опробования скважин.

При подготовке подсчетных параметров по месторождениям, находящимся в разработке, необходимо выделять эффективные нефтенасыщенные толщины для пластов, затронутых выработкой. Поэтому на первоначальном этапе для определения критических значений использовались данные разведочных скважин и лишь как дополнительная информация - результаты геофизических исследований и опробование добывающих и нагнетательных скважин. По разведочным скважинам принято критическое значение k_н > 54%, Р_н > 3.2 (для притока безводной нефти) и k_н < 42%, Р_н < 2.25 (k_в>58% пласты водонасыщены). В качестве критического значения УЭС (с_п) для разделения нефте- и водонасыщенных коллекторов принято его значение, равное 5.7 омм.

Приведенные критические значения позволяют определять характер насыщения пластов, незатронутых выработкой. Характер насыщения пластов, затронутых выработкой и имеющих с_п, ниже критических (при одинаковых коллекторских свойствах и гипсометрии), определяется по результатам опробования, анализа с ранее пробуренными скважинами в данном районе, а также по качественной характеристике кривых радиоактивного каротажа (ГК) и кривой ПС.

Результаты количественной интерпретации по скважинам, затронутым выработкой, из расчета средневзвешенных значений подсчетных параметров исключались.

Определение коэффициентов нефтенасыщенности

Для определения коэффициентов нефтегазонасыщенности использовалась зависимость k_в=89.696*Рн ^{-0 5381}. Увеличение относительного сопротивления определялось по формуле Рн=с_нп/ с_вп- Удельное сопротивление нефтенасыщенного пласта определялось в ручном и автоматизированном варианте по комплексным палеткам ИК-БК. Определение удельного сопротивления водоносных пластов проводилось по петрофизической зависимости Рп=1.968*Кп^{- 1 397}. Удельное сопротивление пластов (с_вп) со 100% водонасыщением при повышенной глинистости определялось по зависимости, построенной по водоносным пластам: с_вп =4.3511-2.8206*б_пс R² =0.897.

Для маломощных пропластков, его значение принималось постоянным, которое определялось по водоносным пластам статистическим способом:

с_{вп min} =1.49, с_{вп тах} =2.94, с_{вп ср}=1.94, disp=0.143;

Для контроля оценки коэффициентов нефтегазонасыщенности использовалась обобщенная зависимость:

lgW=l.485-0.5331 lg с_нп

где: - W - влажность (W=k_п*k_в)

При обосновании средневзвешенных значений коэффициента нефтенасыщенности использовались данные для проницаемых прослоев с толщиной ?2.0 м. [8].



3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Модель пласта Ю₁² Игольско-Талового месторождения по данным фазовых проницаемостей и электрического параметра насыщения

Поданным о капиллярном давлении рассчитывают распределение размеров поровых каналов по пласту-коллектору.

Вариации капиллярных свойств пород определяются структурой их пустотного пространства: размерами, геометрией пор и трещин, степенью гетерогенности пустот и межпоровых сужений, а следовательно, их коллекторскими свойствами. В то же время капиллярные давления определяют превышение коллектора над уровнем подошвенных вод. В результате взаимодействие капиллярных сил и силы тяжести обусловливает Рис 3.1 Схема, показывающая, как удерживается вода сферическими зернами мощности и восстанию. На одном и том же гипсометрическом уровне соотношение подвижной нефти и воды меняется в зависимости от коллекторских свойств пород. По высоте залежи над уровнем зеркала подошвенных вод, где Р_к = 0, снизу вверх выделяется три уровня различной подвижности воды и УВ (рис. 3.2).

1. Зона остаточной нефтенасыщенности, где нефть находится в неподвижном пленочном и капельно-диспергированном состоянии (подвешенном, разобщенном, по терминологии разных авторов).



Рис.3.2 Зоны нефте-водонасыщенности в однородном пласте большой мощности по В.К.Федорцову (1990).

Эта нефть не извлекаемая, и при вскрытии пласта в этой зоне всегда будет получен приток воды с возможной пленкой нефти. По простиранию пласта кровля зоны -- наклонная или криволинейная граница, определяемая структурой порового пространства коллекторов, их способностью сорбировать пленочную нефть, а для гидрофильных пород, как главное, задерживать ее в поровом пространстве в капельном состоянии. Кровле зоны соответствует давление вытеснения Р_выт.

2. Зона подвижных воды и нефти с возрастающей нефтенасыщенностью и подвижностью нефти по высоте. При вскрытии пласта будет получен приток воды и нефти в пропорциях, обусловленных многими факторами. Для нижних частей зоны при снижении пластового давления идет быстрый подток подошвенных вод. Кровля зоны соответствует нулевой фазовой проницаемости по воде и некоторой остаточной водонасыщенности К_во. В верхней части этой зоны несколько ниже отметки с К_во проводится условный ВНК, соответствующий критической водонасыщенности и началу обводнения притока. Условным его называют в отличие от абсолютного, где Кв = 100%, а также потому, что уровень обводнения продукта можно задать (обусловить).

3. Выше по пласту залегает зона остаточной водонасыщенности, где вода присутствует в виде тонких сорбированных поверхностью пленок, а в нижней части содержится также в поровых каналах, в которых капиллярные силы значительно превосходят гравитационные. Внутри зоны остаточной водонасыщенности вверх по пласту происходит уменьшение капиллярно удержанной воды, поскольку гравитационные силы продолжают расти и нефть заполняет каналы все меньшего радиуса. У хороших коллекторов с небольшим количеством связанной воды в верхних частях залежи возможна гидрофобизация поверхности пор и последующее уменьшение связанной и капиллярной воды по этой причине.

Таким образом, на какой-то высоте водосодержание принимает минимальное значение и свойства пласта стабилизируются. Поэтому верхнюю часть зоны остаточной воды часто называют зоной стабилизации. Зоне стабилизации соответствует неизменное минимальное количество остаточной пластовой воды К_во^min. Отметим, что, если нефтяной пласт имеет небольшую мощность, зона стабилизации и предельного нефтенасыщения может отсутствовать или перемещаться в газонасыщенную часть залежи.

В случае литологически неоднородных продуктивных пластов, представленных чередованием слоев, нарастающая нефтенасыщенность вверх по пласту необязательна. Она может уменьшаться и снова возрастать скачком соответственно структуре порового пространства и поверхностным свойствам пород. На контактах слоев капиллярные силы не испытывают скачка, скачком меняется их водонасыщенность. В пласте большой мощности можно наблюдать полную смену зон нефтенасыщенности (рис. 3.2). При сокращении толщины пласта наблюдаются только некоторые из возможных зон нефтенасыщенности согласно гипсометрическому уровню залегания пласта над абсолютным ВНК.

Названные выше зоны водо- и нефтенасыщенности являются также зонами различных фазовых проницаемостей по воде и нефти, и, таким образом, определить границы зон можно по кривым фазовых проницаемостей.

3.1.1 Относительные фазовые проницаемости и развитие обводнения притока

Известны два представления о механизме совместного течения пластовых флюидов в пористой среде. Согласно первому, при течении двух несмешивающихся фаз часть наиболее тонких поровых каналов и углы крупных пор заняты смачивающей пластовой водой, а по остальным каналам может происходить независимое струйное движение несмачивающего и смачивающего флюидов. Количество двигающихся флюидов в каждый момент определяется величиной водо-нефтенасыщенности и проницаемостью среды для этих флюидов. С ростом насыщенности породы одной фазой увеличивается доля каналов, обеспечивающих движение этой фазы, и уменьшается доля каналов для другой [6].

При наличии в порах коллектора трех фаз (газа, нефти и воды) принцип их распределения сходен с двухфазной системой. Вода полностью занимает поры наименьшего размера, углы пор и в виде тонкой прерывистой пленки смачивает остальные поры. Нефть занимает более крупные поры, а газ -- центральные участки наиболее крупных, занятых нефтью, и с водой практически не контактирует. Описанное выше представление о течении несмешивающихся флюидов позволяет использовать информацию о распределении пор по размерам для оценки динамики фазовых проницаемостей.

Существует три способа изучения гидродинамических характеристик коллекторов. Первый, наиболее приоритетный и дорогой -- специальные исследования в скважинах. Он дает интегральные характеристики пласта или его части и зависит от условий их вскрытия. Второй способ -- физическое моделирование фазового течения пластовых флюидов в лаборатории на образцах пород. Его главный недостаток в том, что коллекторы с очень высокой проницаемостью, более 500 млд, и низкой, менее 2-3 млд, практически не исследуются в силу технических особенностей способа. Есть также определенные трудности с подготовкой образцов и подбором моделей пластовых флюидов. Третий способ -- математическое моделирование, расчеты фазового течения флюидов по данным о капиллярных давлениях в поровом пространстве коллекторов.

Рассмотрим подробнее случай двухфазного течения смачивающей и несмачивающей фаз в гидрофильном коллекторе, например, для воды и нефти. Лаверетт [9] различает три типа состояния насыщения флюидами в диапазоне 0-100% заполнения порового объема водой, зависящее от смачивания поверхности порового пространства (рис. 3.3). В случае гидрофильной породы, начиная с очень малого процента насыщения, вода образует на поверхности подвешенные прерывные пленки на зернах и кольца на стыках зерен, при этом в самых тонких каналах и малых порах пленки могут занимать весь их объем. Эта вода неподвижна.

Рис.3.3 Экспериментальные кривые фазовой проницаемости для коллектора из пласта БУ₈ Уренгойской площади, Кп = 0,172; Кпрг = 78 млд; Кпрв = 43 млд; Кво = 0,32; Квкр = 0,42; Кно = 0,22

Давление по флюиду не может быть передано по этой разобщенной влаге. По мере увеличения насыщенности смачивающей фазой размеры подвешенных колец и толщина прерывистых пленок увеличиваются и образуется непрерывная пространственная сетка. Водонасыщенность, при которой происходит этот переход, называют равновесной, а чаще критической, а состояние насыщенности ниже критической -- подвешенным. При значениях водонасыщенности выше критической для смачивающей фазы открывается непрерывный извилистый путь ее движения, если существует перепад давления по флюиду. Такое состояние насыщенности называют фуникулерным (от слова фуникулер). Значение критической водонасыщенности Квкр можно оценить только в процессе изучения фазового течения. С критической водонасыщенности начинается обводнение потока при совместном движении воды и УВ по поровому пространству.

Несмачивающая фаза будет занимать центральное положение в порах и в отсутствие ее движения называется островной. Движение невозможно для капельно разобщенной нефти, не образующей фильтрующего кластера поровых каналов. Минимальное количество нефти, не участвующей в движении, обычно определяют в процессе фильтрации, в результате длительной отмывки нефтенасыщенного образца водой в условиях, моделирующих пластовые, по методу вытеснения.

Относительные проницаемости зависят от направления, в котором изменяется насыщенность несмачивающей фазой. Если в пласт нагнетается несмачивающая фаза (нефть, газ), такое направление называют дренированием. При этом нефть избирательно вытесняет воду из более крупных капилляров в узкие. В итоге, при перепаде пластового давления образуется два раздельных потока: по системе более крупных пор фильтруется несмачивающая фаза, а по системе более мелких -- смачивающая. Считают, что процесс взаимодействия фаз при дренировании минимален.

В противоположность выше названному существует процесс, когда вода первоначально находится в виде остаточной, а нефть занимает остальную часть пространства, т.е. порода гидрофильна или имеет смешанный тип смачиваемости, а вытесняющая фаза -- смачивающая. В этом случае капиллярные силы действуют так, что каждый капилляр стремиться впитать воду и вытеснить из него часть нефти, поэтому процесс вытеснения нефти водой называется впитыванием. Первоначально нефтенасыщенность снижается вместе с изменением кривизны границы раздела "нефть--вода" в сплошной нефтяной фазе. Благодаря большой поверхности раздела обе фазы сильно влияют друг на друга и на скорость процесса вытеснения нефти водой.

Из сказанного вытекает, что кривые фазовых проницаемостей по механизму впитывания и дренирования разнятся в зависимости от смачивания породы флюидами и от распределения пор по размерам. Отметим также, что в случае впитывания процесс вытеснения должен зависеть от начальной водонасыщенности значительнее.

При теоретических расчетах используются кривые капиллярного давления, отработанные по механизму дренирования. Но главная особенность расчета в том, что формулы выведены для идеальных флюидов, не взаимодействующих с твердой фазой. Учет различий их движения по поровому пространству осуществляется через объемы, в которых оно происходит.

Когда в пористой среде одновременно движутся несколько флюидов (фаз), закон Дарси записывается через их фазовые проницаемости. Если пренебречь влиянием электрических и магнитных явлений и учесть только силу тяжести, то совместное линейное движение воды, нефти и газа в направлении и характеризует следующая система уравнений [9]:

3.1а

3.1б

3.1в

где -- скорости фильтрации фаз в направлении ; - их фазовые проницаемости; g -- ускорение силы тяжести; -- плотности флюидов; -- градиент пластового давления в направлении ; - угол между направлением течения и горизонтальным направлением, определяемый падением пласта.

Для газовой фазы влиянием силы тяжести можно пренебречь. В водной фазе электрические заряды относительно быстро рассеиваются, в отличие от нефти, содержащей полярные компоненты (асфальт, парафин). Влиянием электрических сил на движение нефти также обычно пренебрегают, но они могут вызывать нежелательное осаждение парафина и таким образом влиять на процесс отбора нефти [9].

Для сравнения подвижности флюидов при их одновременной фильтрации через поровое пространство введен также коэффициент подвижности М, равный отношению подвижностей фаз. Например, для воды и нефти [Уолкотт, 2001]:

3.2

При разработке месторождений отношение добываемой из скважины нефти и воды оценивается по их текущим объемам q = V * t, приведенным к наземным условиям. Это отношение называют водонефтяным фактором (ВНФ). Между водонефтяным фактором и коэффициентом подвижности существует простое соотношение:

3.3

где q_i -- расход флюидов по закону Дарси, B_i -- объемные факторы флюидов.

Значение М > 1 означает, что вода имеет преимущество в потоке, тогда как при М < 1 нефть является доминирующей фазой, фронт заводнения устойчив и распространяется на большие расстояния. Когда М > 1, поток неустойчив, вода образует языки обводнения в направлении добывающих скважин. Чем больше М, тем вероятнее образование языков обводнения за счет разности вязкостей фаз.

Количественно развитие обводнения потока в процессе разработки при фронтальном вытеснении нефти или газа пластовой водой описывает функция Лаве-ретта - зависимость доли воды в потоке от водонасыщенности коллектора (пласта). Для изотропного пласта она равна:

3.4

где q_H и q_B -- расход нефти и воды; q_ж -- общий расход жидкости; -- вязкость нефти и воды; Кфн = f (Кн) и Кфв = f (Кн) - фазовые проницаемости по воде и нефти для текущих значений водонасыщенности коллектора; sinб -- угол между направлением течения и горизонталью; dP_k / du -- градиент капиллярного давления в направлении потока;u; -- плотность нефти и воды; g -- ускорение силы тяжести.

Если принять, что капиллярное давление не имеет градиента, угол падения пласта мал, и с небольшой погрешностью для результата заменить фазовые проницаемости на относительные, расчет функции Лаверетта значительно упрощается:

3.5

Формулы (3.4) и (3.5) справедливы для описания движения двухфазного потока, например, когда пласт принадлежит переходной зоне (рис. 3.2), а также для процесса вытеснения нефти водой, поскольку перед фронтом вытеснения всегда образуется продвигающаяся зона смешанного потока.

Функция обводнения потока f_B содержит ценную информацию о процессе извлечения УВ при фронтальном водонапорном режиме вытеснения. С ее помощью определяются:

Ш критическая водонасыщенность, соответствующая началу обводнения притока в скважину;

Ш остаточная нефтенасыщенность (или соответствующая ей водонасыщенность) в пласте после прорыва фронта вытеснения в скважину, на момент завершения наиболее выгодного режима эксплуатации;

Ш критическая водонасыщенность, при которой уже не формируется фронт вытеснения и добыча нефти идет по сценарию отмывания нефти большим количеством воды, т.е. при экономически невыгодном режиме;

Ш коэффициенты вытеснения на разной стадии разработки;

Ш проводится деление пласта на зоны однофазного притока водой, двухфазного и однофазного нефтью (газом);

Ш значение скорости продвижения фронта.

3.1.2 Расчет относительной фазовой проницаемости

Кривая капиллярного давления используется для расчёта и построения графика зависимости фазовых проницаемостей по нефти и воде (а также обводнённости пластового флюида) от коэффициента водонасыщенности Кв. Определяются критические значения Кв*, Кв.кр, Кв** соответственно для заданных уровней содержания воды в добываемом флюиде: 1%, 50%, 99%. Эти критические значения Кв используются при оценке характера насыщения (нефть, переходная зона, вода) по данным ГИС.

К настоящему времени оценку всех видов проницаемости продуктивных отложений по скважинным данным производят с помощью эмпирических формул, имеющим чаще всего очень узкую область применимости.

Кривые зависимости фазовых проницаемостей от нефте-газонасыщенности коллекторов продуктивного пласта определяют состав притока в скважину и обводнение пласта в процессе эксплуатации. Они необходимы для расчетов гидродинамических моделей продуктивных пластов при составлении проектов разработки месторождений. При большой значимости фазовые проницаемости наиболее трудоемкие и сложные для экспериментального изучения характеристики. Поэтому существует постоянный интерес к способам расчетов фазовых проницаемостей с использованием параметров пород-коллекторов, сведения о которых могут быть легко и надежно определены и наработаны в больших объемах.

Первый и по настоящее время наиболее часто используемый способ расчета относительных проницаемостей предложен Бурдайном. Уравнения для расчета относительных проницаемостей получено Бурдайном на базе уравнения Пурцелла для абсолютной проницаемости коллектора в предположении, что порода-коллектор представляет собой систему капилляров разных диаметров. Чтобы учесть сложное переплетение капилляров в реальной среде для абсолютной проницаемости Пурцелл ввел литологический фактор л. Для хорошо проницаемых коллекторов л=0,216. По Пурцеллу абсолютная проницаемость равна

k = л , (3.6)

или в интегральной форме:

k = л . (3.7)

Следует отметить, что расчетное значение проницаемости в этом уравнении не зависит от свойств жидкости, т.е верно только для газа с поправкой за эффект Клинкенберга [2, 8, 10]. .

После приведения всех входящих в формулу величин к единой системе измерения для капиллярных кривых в системе вода-воздух формулы (3.6) и (3.7) имеют следующий вид:

k = Кп*0,216*270 , (3.8)

k = Кп*0,216*270, (3.9)

где рк - в атм, Кп - в долях, k - в мд.

Относительные фазовые проницаемости для смачивающей (воды) и не смачивающей (нефть, газ) фаз, построенные на базе уравнения Пурцелла имеют следующий вид:

(3.10)

(3.11)

где:

k- абсолютная проницаемость;

Рк- капиллярное давление;

Кв - текущая водонасыщенность;

Кво - остаточная пластовая вода;

Кно - остаточная нефтенасыщенность.

Обращает на себя внимание, что в формулах (3.10) и (3.11) пределы изменения Кв в дроби, стоящей перед отношением интегралов, и пределы у интегралов не согласованы. Если верхний предел, как было показано выше, равен (1- Кно), то окажется, что относительная проницаемость по нефти будет существовать при Кв>(1-Кно).

Чтобы выйти из этого противоречия , можно поступить двояко:

1) согласовать пределы изменения Кв для интегралов и скобок;

2) приравнять нулю все проницаемости по нефти для Кв больших (1-Кно).

При этом результаты счета будут различны.

Согласование пределов, на первый взгляд кажется более верным. Однако, если вспомнить, что формулы Бурдайна - это продолжение уравнения Пурцелла, то имеет смысл проанализировать, какие значения абсолютных проницаемостей будут получены при согласовании пределов. Оказалось, что при СОГЛАСОВАНИИ ПРЕДЕЛОВ ПОЛУЧАЕМ ОЧЕНЬ НИЗКИЕ ЗНАЧЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ.

Это вынуждает рассмотреть вариант расчета относительных проницаемостей с разными пределами изменения Кв для скобок и интегралов. Для второго варианта намечается следующий порядок расчетов.

1.Вычисляем абсолютную проницаемость по Пурцеллу, определяем Кно и верхний предел интегрирования или суммирования.

2. На «водной» кривой капиллярного давления Кво соответствует значениям выхода кривой на вертикаль, где Кв константа. Это Кво используется для расчета скобок и как нижний предел интегралов. Таким образом по нижнему пределу изменения Кв скобки и интегралы согласованы.

3. Кно, рекомендованное по данным эксперимента, используем только при расчете скобок, стоящих перед интегралами.

4. Приравниваем нулю все значения относительной проницаемости по нефти для Кв>(1-Кно).

Первый вариант расчета проще, нижний предел интегрирования - Кво, а верхний

(1-Кно), то есть согласуем оба предела.

Для расчета используются вязкости флюидов в пластовых условиях по результатам исследования проб и расчетные относительные проницаемости для разных водо- нефтенасыщенностей коллектора.

· критическое значение водонасыщенности (Кв^кр)1 по графику

ѓв (Кв) при значении ѓв= 1% и (Ккр)2, при котором не формируется фронт вытеснения;

· графически, по положению касательной к функции ѓв, проведенной из точки Кво - остаточную нефтенасыщенность и нефтеотдачу на момент прорыва вытесняющих вод [2, 10].

Большая часть экспериментальных исследований по относительной фазовой проницаемости проводились по двух фазным системам.

Насыщенность k_в^* при которой начинается двигаться вода, называется критической. Насыщенность при k_в^**, при которой перестает двигаться вытесняемая фаза, называется остаточной.

Поскольку крутизна кривых капиллярного давления используется в численных методах, при критических насыщенностях должна быть конечна, для определения насыщенности, при которой вытесняемая фаза становится неподвижной, нельзя использовать определяется остаточной насыщенностью, при которой относительная проницаемость становиться равно нулю.

В терминах обобщённого закона Дарси это означает что фаза перестает двигаться вследствие нулевой подвижности, а не в результате того, что внешняя сила равны нулю. Отсюда следует, что нет необходимости различать критическую и остаточную насыщенности.

Понятие “водонефтяной контакт (ВНК)” терминологическое, поскольку четкой границы, которая разделяет породы, содержащие 100 % воды, от пород, насыщенных УВ, не существует. Их разделяет сложная переходная зона (см. рисунок 3.2). Мощность переходной зоны и ее строение для каждого типа коллектора зависят от формы кривой капиллярного давления, и прежде всего от того, какой коллектор имеем - крупнопоровый хорошо проницаемый или мелкопоровый малопроницаемый.

Для построения модели пласта Ю₁² скважины №3002 Игольско-талового месторождения по данным фазовых проницаемостей и электрического параметра насыщения были использованы значения, полученные путем лабораторных исследований, проводимых на керновом материале, которые приведенные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Исходные данные скв.3002 Игольско-Талового месторождения

Лабор. номер	Интервал отбора, м	Место взятия, м	Пласт	Кп, %	Кпр, мД	Кпр.эф. мД	вязН,( ) сП
2131-06//	2816,8-2823,45	1,59нк	J1-2	10,4	6,3	3,3	1,55
Остаточная водонасыщенность Кво, %	вязВ,( ) сП
Давление вытеснения, МПа
0,621	0,414	0,207	0,103	0,055	0,028	0,014
44,5	45,8	47,7	63,2	81,9	96,0	97,0	0,38
Кно, %	плотНпл, г/см3	плотВпл, г/см3	ПНпл/ПНлаб (дин/см)	гранич.обводнен.,%
				Kв*	Kвкр	Kв**
30,4	0,7806	1,018	0,35	1	50	99

В продуктивном пласте капиллярные давления и сила тяжести уравновешивают друг друга. Поэтому, имея капиллярную кривую, функцию обводнения (f_в) и зная разницу плотности пластовой воды и нефти (газа), можно рассчитать ''нефтяной столб” или мощности зон нефтенасыщенности коллекторов, слагающих продуктивный пласт. В результате на качественном уровне оценивается состав притока в зависимости от превышения слоя коллектора над абсолютным ВНК, ниже которого породы имеют водонасыщенность, равную 100% и Р_k=0.

По исходным данным и представленным выше формулам бала построена кривая капиллярного давления, которая использовалась для расчета и построения графика зависимости фазовых проницаемостей по нефти и воде от коэффициента водонасыщенности, представленного на рисунке 3.5. После этого, были определены критические значения Кв*, Кв.кр, Кв** соответственно для заданных уровней содержания воды в добываемом флюиде: 1%, 50%, 99%. Расчеты эффективных и относительных проницаемостей выполнены в программе Excel. Затем, по кривым относительных проницаемостей была определена функция обводнения притока (функция Лаверетта) по формуле:

ѓв = 1/(1+) , (3.12)

где - отношение подвижности нефти к подвижности воды.

Значения данной функции графически представлены на рисунке 3.5 б.

а)



б)

Рисунок 3.5 Капиллярная кривая (а) и относительные фазовые проницаемости (б) коллектора Ю₁² Игольско-Талового месторождения.

По представленному на рисунке 3.5а графику зависимости коэффициента водонасыщенности от давления вытеснения, видно, что между ними наблюдается обратная связь, т.е. при увеличении давления вытеснения коэффициент водонасыщенности уменьшается. По полученным значениям относительных фазовых проницаемостей (ОФП) (графически представленных на рисунке 3.5б) можно сделать вывод о том, что при увеличении содержания соответствующей фазы ОФП увеличивается, а также, что при совместной фильтрации воды и нефти, т.е. в переходной зоне, коллектор обладает наименьшей проницаемостью.

Для построения модели пласта Ю₁²Игольско-Талового месторождения необходимо рассчитать превышение границ '' нефтяного столба“ над абсолютным ВНК (формула 3.13), а также для каждого параметра водонасыщенности определить критические значения удельного электрического сопротивления, используя уравнение для параметра насыщения (формула 3.14).:



, (3.13)

где - капиллярное давление в атм.; - плотности воды и нефти в г/см³; К=0.34 - коэффициент перевода капиллярных давлений, измеренных в лабораторных условиях; - давление вытеснения в атм. Давление вытеснения отсекает на кривой Рк объем разрозненных пустот, которые не образуют проводящего флюида кластера и не участвуют в балансе капиллярных сил с силой тяжести.

(3.14)

Полученные при расчете значения водо-нефтенасыщенности занесены в таблицу 3.2

Таблица 3.2 Значения водо-нефтенасыщенности на границах '' нефтяного столба“ и их превышения над абсолютным ВНК для коллектора плпста Ю₁² скважины 3002 Игольско-Талового месторождения

параметр	его значение	превышение над абс.ВНК,м	критическое сопротивление (скр,Ом*м)	пояснения к значению параметра
kво	0.45	52	13,3	Определяет подошву зоны остаточной воды. Приток чистой нефти, малая вероятность обводнения (определяем по кривой Рк)
1-kно	0.68	10	6,2	Определяет кровлю зоны остаточной нефти, подошва которой абс.ВНК (определяем по нулевой фазовой проницаемости по нефти)
kвкр1	0.525	20.2	10	Соответствует однопроцентному обводнению притока (fв=0.01)
kвкрП	0.615	13	7,4	Определяется графически по касательной к кривой fв или по концу основного фильтрующего кластера поровых каналов (завершение фронтального вытеснения нефти водой)
kв, где kпрВ= kпрН	0.612	13.2	7,5	Водонасыщенность, для которой фазовые проницаемости по воде и нефти равны, ниже этой отметки коллектор работает преимущественно водой

Рисунок 3.6 Модель пласта Ю₁² скважины 3002 Игольско-Талового месторождения по данным фазовых проницаемостей и электрического параметра насыщения.

Таким образом, по значениям, полученным путем лабораторных исследований, проводимых на керновом материале были рассчитаны значения фазовой проницаемости и электрического параметра насыщения, по данным которых были определены критические значения водонасыщенности, соответствующие началу фильтрации воды и окончанию фильтрации безводной нефти. Также было определено положение ВНК, необходимого для проведения правильной перфорации, для определения эффективных мощностей и подсчетов запасов месторождения. Для наглядного представления по значениям критической водонасыщенности была построена модель пласта Ю₁² скважины 3002 Игольско-Талового месторождения^.

3.2 Актуальная зарубежная публикация на тему выпускной квалификационной работы: «Общие сведения о нефти»

Флюиды, добытые из нефтяных и газовых скважин, обычно состоят из смеси сырой нефти, природного газа, и соленой воды. Эти смеси являются очень трудными для обращения, измерения, или транспортировки. В дополнение к трудности, это также опасно и дорого- перевозить эти смеси на нефте- и газоперерабатывающие заводы . Далее, заводы по нефте- и газопереработке, на которые доставляются цистернами углеводороды, требуют определенных технических требований к каждому флюиду. Кроме того, существуют экологические ограничения для безопасной и приемлемой обработки флюидов углеводорода и избавления от добытой соленой воды. Следовательно, необходимо обработать добытые флюиды, чтобы привести к продуктам, которые удовлетворяют требованиям, установленным клиентом, и безопасны для обращения.

ОБРАБОТКА СЫРОЙ НЕФТИ

Сырые нефте-газо-водные смеси, добытые из скважин, обычно направляются, через линии потока и главную систему, к центральному устройству обработки, обычно называемому заводом разделения газойля (GOSP). Первый шаг в обработке добытого потока - разделение фаз (нефть, газ, и вода) на отдельные потоки. Это имеет место в механических устройствах, известных как сепараторы (разделители) газойля с двумя фазами, когда добытый поток не содержит воды или сепараторы с тремя фазами, когда произведенный поток содержит воду. Сепараторы используются, чтобы уменьшить лишнее давление из-за газа, связанного с добытым сырьем и, следовательно, отделяют его от нефти. Когда в добытом потоке есть вода, сепараторы также используются, чтобы отделить свободную воду от нефти. Как только разделение сделано, каждый поток подвергается надлежащей обработке для дальнейшей обработки

Нефть, оставляющая сепаратор, обычно не удовлетворяет требованиям покупателя. Нефть может все еще содержать примерно 10% - 15% воды, которая имеет место главным образом как эмульгированная вода.

Присутствие этой соленой воды наносит серьезную коррозию и проблемы вычисления при транспортировке и перерабатывающих операциях. Вода, остающаяся в нефти, известна как первичные отложения и вода (BS&W). Максимум 1% BS&W, а в некоторых случаях и менее, чем 0.5 % BS&W является приемлемым. Предел содержания соли остаточной воды в нефти обычно находится в диапазоне 10 - 15 фунтов соли на тысячу баррелей нефти. Если эти требования не будут удовлетворены, то будет необходима дальнейшая обработка нефти, покидающей сепаратор. Такая обработка включает обработку/обезвоживание эмульсии и опресняющие процессы. После обработки нефти может потребоваться стабилизировать сырую нефть, чтобы оптимизировать нефтеотдачу и уменьшить её летучесть. Немного добытой сырой нефти содержит водородный сульфид и другие продукты серы. Когда их содержание более, чем 400 миллионных долей от газа H₂S, нефть классифицирована как кислое сырье.

Сырые нефти содержит следующие вещества:

- Вода, представленная в двух формах: эмульсия (10%) и свободная вода (30%)

- Соль 50-250 мг/л формации воды

- Газ: растворенный газ (600 кубических футов на баррель сырой нефти)

- H₂S: 1000 миллионных долей

Обработанные сырые нефти имеют следующие конечные технические характеристики:

- Содержание воды: максимум 0,3 %

- Содержание соли: 10 фунтов (такой, как NaCl) на 1000 баррелей нефти

- H₂S: 70 ppm

- Давление газа: 10 фунтов на квадратный дюйм

ПОЛЕВАЯ ОБРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Природный газ, связанный с производством нефти (нефтяной газ) или добытый на месторождениях газа, обычно содержит нежелательные компоненты, такие как H₂S, CO₂, N₂, и водный пар. Полевая обработка природного газа подразумевает удаление таких нежелательных компонентов прежде, чем газ сможет быть продан на рынок. Определенно, газовое содержание H₂S, CO₂, и водного пара должно быть уменьшено до приемлемых концентраций. N₂, с другой стороны, может быть удалено, если это допустимо. Сжатие газа обычно необходимо после этих процессов обработки. Кроме того, газ подвергается разделению и разбивке для восстановления некоторых компонентов углеводорода, которые используются как сырье для промышленности для нефтехимической промышленности.

Несколько схем могут быть рекомендованы для полевой обработки и разделения природного газа, но определенное решение это обычно функция состава газового потока, местоположения этого источника, и рынков, доступных для полученных продуктов (рисунок 3.2.2).

Ненефтяные газы, включая газовые конденсаты, являются также потенциальным источником углеводородов для многих стран-производителей нефти. Обработка газовых конденсатов, однако, включает низкотемпературную технику.

Полевая обработка природного газа, обычно, выполняется по двум главным причинам:

1. Необходимость удаления примесей из газа;

2. Желание увеличения отдачи жидкого продукта, полученного обычной газовой обработкой;

ФОРМИРОВАНИЕ И НАКОПЛЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

Было предложено несколько теорий, чтобы объяснить формирование и происхождение нефти и газа; они могут быть классифицированы как органическая теория нефтяного происхождения и неорганическая теория происхождения. Органическая теория обеспечивает объяснение, наиболее принятое учеными и геологами.

Этому верят, и есть свидетельство, что древние моря покрывали большую часть существующей области земли миллионы лет назад. Аравийский Залив и Мексиканский залив, например, являются частями таких древних морей. За эти годы, реки, текущие вниз к этим морям, несли большие объемы глины и осадочных материалов в море. Глина и осадочные материалы были распределены и отложены слой на слой по морскому дну. Наращивание тысяч футов глины и слоев осадка заставило морские этажи медленно погружаться и сжиматься. Это, в конечном счете, стало осадочными породами (песчаники и сланцы, и карбонаты), где нефть находится сегодня.

Очень большое количество маленьких растений и животных, которые появились в море с речной глиной и осадочными материалами, и намного большее количество маленькой морской жизни, осталось на морских этажах, и составило источник нефти. Эти маленькие организмы умерли и были погребены под привнесенным алевритом и, таким образом, были защищены от обычного распада. За многие годы давление, температура, бактерии, и другие реакции заставили эти мертвые организмы изменяться в нефть и газ.

Газ был сформирован при более высоко-температурных условиях, тогда как нефть-при более низко-температурных. Породы, где нефть и газ были сформированы, известны как материнская порода.

Накопление Нефти и Газа

Нефть, газ, и соленая вода заняли поры- свободные пространства между зернами песчаников, или поры, трещины, и каверны известняков и доломитов. Всякий раз, когда эти породы изолировались слоем непроницаемой породы, покрывающей породы, нефть, накапливающаяся в порах материнской породы, захватывалась в ловушку и формировала нефтяной резервуар. Однако, когда таких условий заманивания в ловушку нефти в пределах материнских пород не было, нефтяной газ перемещался (мигрировал), под эффектами давления и силы тяжести, от материнской породы, пока он не был пойман в ловушку в другой захватывающей (запечатанной) породе.

Из-за различий в плотности, газ, нефть, и вода, разделяются в пределах резервуара. Газ занял верхнюю часть ловушки, вода заняла часть основания ловушки, с нефтью между газом и водой.

Геологическую структуру, в которой нефть была поймана в ловушку и накопилась, независимо от того было ли это материнской породой, или породой, к которой мигрировала нефть, называют нефтяным резервуаром.

В итоге, формирование нефтяного резервуара включает сначала накопление остатков земли и морской жизни и их погребения в глине и осадочных материалах древних морей.

Это сопровождается разложением их остатков при условиях, которые повторно комбинируют водород и углерод, чтобы сформировать нефтяные смеси. Наконец, сформированная нефть или поймана в ловушку в пределах пористой материнской породы, когда покрывающая порода существует, или она мигрирует от материнской породы до другой захватывающей (запечатанной) структуры.

ТИПЫ НЕФТЯНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Нефтяные резервуары обычно классифицируются согласно их геологической структуре и механизму их разработки.

Геологическая Классификация Нефтяных Резервуаров

Нефтяные резервуары бывают в различных размерах и формах геологических структур. Обычно удобно классифицировать резервуары согласно условиям их формирования следующим образом:

1. Выпуклые или резервуары антиклинали:

Эти резервуары сформированы сворачиванием пластов породы.

Купол круглый по контуру, антиклиналь длинная и узкая. Нефть (и/или газ) перемещалась или мигрировала вверх через пористые слои, где и была поймана в ловушку герметизирующей покрывающей породой и формой структуры.

2. Резервуары тектонических нарушений:

Эти резервуары сформированы при сдвиге и смещении (сброс) слоев. Движение непористой породы напротив пористого формирования, содержащего нефть/газ, создает запечатывание. Наклон нефтематеринской породы и сброс захватывают нефть/газ в резервуаре.

3.Резервуары соляного купола:

Этот тип структуры резервуара, который имеет форму купола, был сформирован из-за восходящего движения большого, непроницаемого соляного купола, который исказил и поднял нижележащие слои породы. Нефть поймана в ловушку между покрывающей породой и основным непроницаемым пластом породы, или между двумя непроницаемыми слоями породы и соляного купола.

4. Стратиграфические несогласия

Этот тип структуры резервуара, был сформирован в результате стратиграфического несогласия, где непроницаемая покрывающая порода залегала ниже , рассекая поверхности нижних слоев.

5. Линзовидные резервуары

В этом типе резервуара нефти пористое формирование изолировано окружением, непористым формированием. Нерегулярное смещение отложений и сланца во время формирования формаций- это вероятная причина для такого резкого изменения в пористости формации.

6. Смешанные резервуары (комбинированные):

В этом случае, комбинация из сворачивания, сбросов, резких изменений в пористости, или других условий, создает ловушку общего типа резервуара.

Механизмы движения резервуаров

В то время, когда нефть формировалась и накапливалась в резервуаре, энергия давления нефтяного газа и воды была также сохранена. Когда скважина бурится через резервуар, давление в скважине должно быть ниже чем давление в нефтяной формации, тогда энергия газа, или воды, или и того и другого переместила бы нефть от формации в скважину и подняла бы её до поверхности. Поэтому, другой способ классифицировать нефтяные резервуары, который представляет интерес для промышленности, состоит в том, чтобы характеризовать резервуар согласно механизму добычи, ответственного за перемещение нефти от формации в стволе скважины и до поверхности.

НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ

Как было объяснено ранее, нефть и газ существуют в резервуарах, расположенных на тысячи футов ниже поверхностных и океанских этажей Земли. Эти резервуары существуют только в определенных местоположениях в зависимости от геологической истории Земли. Поэтому, определение местоположение нефтяных резервуаров - очень трудная задача и является, вероятно, самым стимулирующим аспектом нефтяной промышленности. Нахождение, или обнаружение нефтяного резервуара включает три главных действия: геологическая съемка, геофизическая съемка, и разведочное бурение.

Геологическая Съемка

Геологическая съемка - самый старый и первый используемый инструмент для того, чтобы определить потенциальные местоположения, где была бы возможность обнаружения подземных нефтяных резервуаров. Она включает экспертизу поверхностной геологии, обнажений формаций, и поверхностных образцов пород. Собранная информация использовалась в совокупности с геологическими теориями для определения- имеют ли место быть резервуары в разведанном местоположении. Результаты геологической съемки не являются заключительными и только предполагают возможность обнаружения нефтяных резервуаров. Оценка успеха обнаружения нефтяных резервуаров, используя одни только геологические съемки была исторически низка. В настоящее время, геологические съемки используются вместе с другими геофизическими съемками, чтобы обеспечить более высокие оценки успеха в обнаружении нефтяных резервуаров.