Слабоглинистые высокопористые коллекторы

Классический способ выделения нефтегазосодержащих пород основан на сопоставлении измеренных величин или рассчитанных значений Р_н с критическими значениями этих параметров и Р_н.кр. Эффективность разделения коллекторов по характеру насыщения выше при использовании параметра насыщения Р_н.кр, поскольку в данном случае исключается влияние пористости на величину удельного электрического сопротивления.

Критические значения параметров и Р_н.кр для коллекторов данного типа устанавливают:

а. на основе анализа статистических распределений и Р_н по данным большого числа испытанных нефтегазоносных и водоносных пластов;

б. на основе петрофизических связей, полученных в лаборатории для изучаемых коллекторов, между параметрами Р_н , , фазовой проницаемостью для нефти К_пр.н и воды К_пр.в, коэффициентами водонефтегазонасыщения К_в и К_нг.

В первом случае строят статистические распределения значений и Р_н для двух классов коллекторов, давших при испытании промышленный приток нефти или газа (продуктивные пласты) и воду или воду с признаками нефти и газа (водоносные пласты). Критические значения параметров и Р_н устанавливают в точке пересечения полученных кривых распределений. Чем меньше диапазон перекрытия распределений, тем выше эффективность разделения коллекторов на продуктивные и водоносные. Недостатком данного способа является необходимость наличия результатов испытаний по нескольким десяткам пластов, что бывает возможным только на завершающей стадии разведки месторождений.

Второй способ основан на применении критического значения К_в.кр, которое устанавливают для изучаемых коллекторов по данным кривых относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти. Эти кривые позволяют установить величины К_в, равные К_во, К_в* и К_в**, где К_во характеризует минимально возможную для данного коллектора водонасыщенность, К_в* характеризует водонасыщенность, ниже которой фильтруется только нефть, а фазовая проницаемость по воде равна нулю, К_в** отражает водонасыщенность, выше которой фильтруется только вода, а фазовая проницаемость по нефти равна нулю. В диапазоне К_в*<К_в<К_в** будет область двухфазного течения воды и нефти (или газа). Соответственно этим значениям К_в* и К_в** находят величины параметров Р_н* и Р_н** (или r_п* и r_п**). В практике подсчета запасов обычно используют менее жесткие критерии Р_н.кр и r_п.кр, чем Р_н* и r_п*, соответствующие коллектору, дающему при испытании нефть или газ с небольшим содержанием воды (до 5 – 10 %). В этом случае Р_н.кр<Р_н*, r_п<r_п* и К_в.кр>К_в*. Величину К_в.кр устанавливают в точке пересечения кривых относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти, или воды и газа.

При отсутствии кривых относительных фазовых проницаемостей, полученных в результате эксперимента по специальной установке, их можно построить на основе кривых капиллярного давления Р_к=ƒ(К_в), получение которых не представляет особых сложностей.

Пример пересчета кривых капиллярного давления в кривые относительной фазовой проницаемости показан на рис. 5.1.

Рис. 5. 1. Кривые относительной проницаемости, рассчитанные с использованием формул Бурдайна по осредненным зависимостям рк=ƒ(Кв)для пород-коллекторов пласта БВ8 (слева) Самотлорского и викуловской свиты (справа) Лебедяжьего месторождений. Области значений Кв, при которых коллектор с данными свойствами будет отдавать: 1 – чистую нефть; 2 – воду с нефтью; 3 – чистую воду

Б.Ю. Вендельштейном предложен способ для оценки характера насыщения коллекторов, основанный на построении палетки ρ_п=ƒ(К_п) для различных значений коэффициента относительной водонасыщенности К_в.отн, вычисляемой по формуле:

.

На палетку наносят кривые для критических значений К_в.отн* и К_в.отн**. Палетка строится для конкретного объекта с использованием данных о ρ_в, петрофизических зависимостей Р_п=ƒ(К_п) и Р_н=ƒ(К_в), кривых относительной проницаемости, полученных для пород с разной пористостью. Кривые относительной проницаемости необходимы для установления связи К_в.отн* и К_в.отн** с пористостью. Линии с шифрами К_в.отн* и К_в.отн** разделяют области, в которых значения координат ρ_п и К_п соответствуют пластам, дающим при испытании чистый продукт (I – безводные углеводороды), воду с углеводородами (II) и чистую воду (III) (рис. 5.2).

Рис. 5.2. Палетка для прогноза характера насыщения коллектора. I – нефть,
II – нефть+вода, III – вода, IV – графики Р_п=¦(К_п) для различных `К_в=const.
Линии: 1 – r_п^пред=¦(К_п); 2 – r_вп=¦(К_п); 3 – границы зоны нефть+вода,
4 – граница коллектор-неколлектор

Авторами работы [17] предложено для нахождения критических значений водонасыщенности использовать уравнение движения фаз в многофазном потоке [1], устанавливающем зависимость доли флюида от соотношения вязкостей фаз и относительных фазовых проницаемостей:

ƒ_в,

где ƒ_в – доля воды в продукции; m_в и m_н – вязкости воды и нефти в пластовых условиях.

Подставив в приведенное соотношение величины m_в, m_н и ƒ_в (принимается, что на уровне ВНК ƒ_в=0,98, а на уровне безводного притока ƒ_в=0,01 (ВНК*) указанные величины могут быть изменены), получают величины и на уровне ВНК и ВНК*. По этим величинам на кривых относительных фазовых проницаемостей находят соответствующие им значения и К_в*. Оценку характера насыщения проводят с использованием палетки К_в=ƒ(К_п) с нанесенными на нее кривыми для К_во, К_в* и (рис. 5.3).

Рис. 5.3. Зависимости остаточной водонасыщенности К_во и критических значений водонасыщенности К_в* и К_в^ВНК от пористости Кп для пород-коллекторов
Ем-Еговского месторождения. А, В, С – зоны коллекторов, при испытании которых будет получен соответственно безводный приток нефти, совместный приток воды с нефтью, приток чистой воды

Развитием данного способа явилась методика [17], реализующая пересчет кривых капиллярного давления в кривые h=ƒ(К_в), на основе которых строят номограмму К_п=ƒ(К_в) с шифром кривых h, где h – высота расположения над уровнем с нулевым капиллярным давлением (над ВНК). Расчет h выполняется по формуле:

,

где Р_к – капиллярное давление в лабораторных условиях, мПа; – поверхностное натяжение на границе раздела «нефть-вода» при пластовых условиях, дн/см; – поверхностное натяжение на границе «газ-вода» в лабораторных условиях, дн/см или н/м; δ_в – плотность воды и δ_н – плотность нефти при пластовых условиях, г/см³ или кг/м³.

Данная методика позволяет спрогнозировать положение контактов уже на стадии открытия месторождения.

Для коллекторов, у которых в широких пределах изменяются глинистость (терригенные коллекторы) или пористость (карбонатные коллекторы) при оценке характера насыщения привлекают методы глинистости (ПС, ГМ) или пористости (НГМ, ННМ, ГГМ-П, АК).

Дата добавления: 2014-01-06