книги / Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности

ТОЧНОСТЬ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ОЦЕНОК ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

По мнению многих авторов, точность геофизических оценок ОНН ниже данных анализа керна, отобранного циркуляционной системой с сохра­ нением пластового давления, которые позволяют определить вертикаль­ ный профиль насыщенности для отложений с резко меняющейся лито­ логией. Наблюдается хорошая корреляция между оценками остаточной нефтенасыщенности по данным керна, взятым с сохранением давления, и наиболее надежными оценками по данным других методов (каротажа, индикаторного обратной промывки).

Оценка ОНН по данным импульсного нейтронного каротажа, как пра­ вило, бывает завышена, что связано с неполным вытеснением пластовой воды нагнетаемым раствором. Углеродно-кислородный каротаж требует точной калибровки прибора и может быть использован для оценки ОНН пластов, имеющих известную постоянную литологию. Углеродно-кисло­ родный каротаж не позволяет получить надежную количественную оценку ОНН для пластов со сложной структурой порового пространства и переменным литологическим составом.

Рассмотренные здесь геофизические методы оценки остаточной неф­ тенасыщенности опираются на данные каротажа, связанные с содер­ жанием углеводородов. Однако существует подход, в основу которого положены петрофизические связи между ОНН, структурой порового про­ странства и коллекторскими свойствами, такими, как пористость, гли­ нистость и др. Наибольшее развитие в настоящее время этот подход получил в работах М.М. Элланского [43, 44]. Разработанные им теоре­ тические модели позволяют оценить прочносвязанную нефтенасыщенность не только в промытой зоне, но и в незатронутой части пласта. Модель хорошо описывает пласты-неколлекторы и дает удовлетвори­ тельные результаты при оценке связанной нефтенасыщенности в пластахколлекторах, что, вероятно, связано с недоучетом в модели условий вы­ теснения и свойств флюидов.

Надежность оценки ОНН по данным индукционного каротажа зависит от минерализации пластовой воды. При минерализации пластовой воды 10,4% оценка ОНН по данным ИК на 6% выше, чем по анализам кернов, отобранных с сохранением пластового давления. Достаточную точность оценки ОНН по данным ИК можно получить в случае высокой солености пластовой воды и правильной калибровки. Наиболее эффективным при оценке ОНН является метод ядерно-магнитного каротажа [56]. Однако этот метод, так же как и метод диэлектрической постоянной и элек­ трометрии, нужно проводить в необсаженной скважине. Кроме того, метод ЯМК неприменим при оценке ОНН высоковязких нефтей (выше 600 мПа с).

При оценке ОНН по данным геофизических исследований скважин необходимо знать физические свойства пород, насыщающих их флюидов, структуру порового пространства, т.е. целый ряд параметров, не опре­ деляемых в самой методике. Это обстоятельство является существенным недостатком методик оценки ОНН, характерным для всех видов ка­

ротажа. Точность получаемых оценок ОНН зависит от точности опре­ деления пористости, глинистости, сопротивления пластовой воды, оценки параметров, характеризующих структуру порового пространства (коэф­ фициент п в формуле Дахнова-Арчи), проводимости глин и т.д. По­ грешность оценок ОНН по данным ГИС составляет 5-20% и более (в случае низкопористых отложений). Степень достоверности оценки ОНН по данным углеродно-кислородного каротажа составляет 12,5% в случае высокопористого (т = 30%) песчаника, при более низкой пористости по­ грешность определения еще выше. Методы оценки ОНН по дан­ ным каротажа также неприемлемы в случае предельной ОНН, равной 20-25%, из-за возрастания погрешности в определении водонасьнценности.

Необходимость повышения эффективности оценок ОНН требует раз­ работки новых методов. В настоящее время для оценки остаточного нефтенасыщения применяют специальные виды каротажа, не исполь­ зующие значения дополнительных параметров и таким образом исклю­ чающие погрешности, вносимые этими параметрами. Эти методы полу­ чили название каротаж-закачка-каротаж (КЗК). Чередование геофизи­ ческих измерений с нагнетанием раствора в исследуемый пласт дает возможность, как указывал В. Фертл [61], определить ОНН с погреш­ ностью меньше 5%. При КЗК проводят основной каротаж, закачку раствора и повторный каротаж. Состав растворов, нагнетаемых в пласт, зависит от видов каротажа.

При определении ОНН по методу сопротивления заводнение проводят с использованием поверхностно-активных веществ, с помощью которых можно удалить углеводороды, затем в исследуемый пласт закачивают пластовую воду и проводят каротаж. Коэффициент остаточной нефте-

относительно высокой степенью точности, погрешность оценки ОНН по этому методу составляет менее 4%. Этот метод применим в том случае, когда показатель п не изменяется в процессе закачки, и модель ДахноваАрчи может быть использована для описания электропроводности ис­ следуемого пласта. Ввиду того, что модель Дахнова-Арчи применима для чистых неглинистых коллекторов, определение ОНН по формуле (2) ог­ раничено случаем чистых пород. В случае заглинизированных пород и высокоминерализованных пластовых вод желательно пользоваться моде­ лями Б.Ю. Вендельштейна, М.М. Элланского и др., учитывающими влияние глинистости разного знака и минерализации на электропро­ водность [43,44].

При определении ОНН по данным импульсного нейтронного каротажа на второй стадии в пласт нагнетают воду с контрастной минерализацией.

В этом случае

ST -S*

^ио 1

" Swl )

где 5 |,5 U.| - сечение захвата нейтронов, соответственно водой и ос­ таточной нефтью, пластовой воды во время первого каротажа; S2, Slt.2- то же, во время второго каротажа; т - коэффициент открытой по­ ристости.

ИНК по технологии КЗК можно проводить с использованием хими­ ческих реагентов при заводнении и последующем замещении остаточной нефти пластовой водой (если нефть удаляется с помощью хлорированно­ го углеводорода, последующей закачки пластовой воды не требуется). Нужно отметить, что при этом методе предполагается, что известна оценка открытой пористости. Она может быть получена либо по керну, либо по данным ГИС, либо, что особенно ценно, в самом используемом методе путем дополнительной закачки в пласт раствора контрастной минерализации. Согласно В. Фертлу [61], погрешность оценки ОНН по этому методу составляет 5% (в случае специально модифицированного зонда 2-3%). Основной недостаток этого метода, как, впрочем, и ос­ тальных методов КЗК, заключается в том, что формула (3) получена в предположении полного вытеснения пластовой воды закачиваемым раст­ вором. Кроме того, эффективность полученных по этому методу оценок ОНН зависит от скорости закачки раствора и его объема. При высоких скоростях закачки и больших объемах жидкости оценка остаточных угле­ водородов может оказаться заниженной в результате удаления оста­ точной нефти.

Приведено (см. рис. 16) распределение значений ОНН в обводненных пластах (99% добываемой продукции - вода) Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, полученных в результате 100 исследо­ ваний по технологии КЗК. Значения ОНН по технологии КЗК меняются в широких пределах (10-80%), т.е. изменяются от значений адсорбиро­ ванной ОНН (10-20%) до значений начальной нефтенасыщенности (7080%). Там же показано распределение значений ОНН, полученных по результатам моделирования капиллярно-защемленной ОНН при малых числах капиллярности. В диапазоне значений ОНН 25-50% имеет место хорошее соответствие результатов оценок ОНН по технологии КЗК и по результатам моделирования.

СОПОСТАВЛЕНИЕ ОЦЕНОК ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

ПО КЕРНУ И ПО ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ДАННЫМ

Сопоставление оценок ОНН, полученных путем анализа керна и ме­ тодами ГИС, показывает, что наиболее точные оценки ОНН получаются при использовании кернов с сохранением пластового давления. М. Чанг с коллегами [59] провели сравнительный анализ результатов, полученных этим методом, с данными геофизических исследований. Они установили,

Рис. 21. Гистограмма распределения ОНН в пласте по дан­ ным индикаторного метода обратной промывки

тегральная величина ОНН, получаемая этим методом, очевидно ближе к значению пластовой ОНН, чем результаты геофизических методов, имеющих, как правило, малую глубинность, но этот метод не дает пред­ ставления о распределении ОНН по разрезу и может применяться лишь в неглубоко залегающих, однородных пластах. На рис. 21 дано распреде­ ление ОНН по результатам 48 реализаций метода[56].

Глава 4

ПРОБЛЕМЫ ИЗУЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

ПО ДАННЫМ ФИЗИЧЕСКОГО

ИМАТЕМАТИЧЕСКОГО

МОДЕЛИРОВАНИЯ

Физический эксперимент как на керне, так и на моделях пористой среды трудоемок, результаты его представляют собой интегральную ха­ рактеристику, и изучение с его помощью влияния отдельных факторов на процессы образования ОНН сложно. Поэтому такой большой интерес представляют математические модели ОНН.

Для изучения ОНН используют три группы моделей: модели, осно­ ванные на теории двухфазной фильтрации, микромодели и модели неус­ тойчивого вытеснения [23,24, 25].

Рассмотрим результаты изучения ОНН на основе этих моделей.

ПРИМЕНЕНИЕ ТЕОРИИ ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ

ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

Начиная с работы С.Н. Бузинова [3], многие исследователи изучали ОНН с использованием стационарных уравнений двухфазной фильтрации. В последнее время этот подход развивается в работах В.И. Пеньковского и А.В. Доманского [8, 31].

Теория двухфазной фильтрации базируется на обобщенном законе Дарси, справедливом для медленной стационарной фильтрации несмешивающихся жидкостей. Согласно обобщенному закону Дарси, пористая среда и одна из фаз рассматриваются как некая фиктивная пористая среда, в которой происходит фильтрация другой фазы. Такая схема­ тизация позволяет предполагать, что при медленном стационарном те­ чении формируется равновесное распределение фаз, которое в процессе двухфазной фильтрации сохраняется статистически постоянным. В про­ цессе двухфазной фильтрации формируется фиктивная пористость, сос­ тоящая из активных соединяющихся между собой пор, образующих кана­ лы, по которым происходит движение фаз, и из застойных зон, где фазы неподвижны или находятся в состоянии медленного циркуляционного дви­ жения. Смачивающая и несмачивающая фазы движутся каждая по своей системе каналов. Движение каждой из фаз происходит под действием

"своего" фазового давления, а проницаемость фиктивной пористой среды определяется "своей" фазовой проницаемостью. Относительные фазовые проницаемости, т.е. фазовые проницаемости, отнесенные к абсолют­ ной проницаемости, представляют собой универсальные функции мгно­ венного коэффициента водонасыщения. В общем случае относитель­ ные фазовые проницаемости зависят также от безразмерных комплек­ сов, характеризующих силы, которые формируют фиктивную порис­ тость.

Д.А. Эфрос [45] ввел параметр 17), характеризующий отношение капиллярного давления к перепаду внешнего давления на расстояниях порядка поровых каналов, по физическому смыслу аналогичный числу капиллярности. Он же установил, что начиная с некоторого критического значения параметра Пь наступает автомодельность по параметру П\ и относительные фазовые проницаемости уже не зависят от этого пара­ метра. Это означает, что распределение фаз в поровом простран­ стве определяется только структурными характеристиками пористой среды и текущим мгновенным водонефтенасыщением. В силу не­ зависимости движения фаз по системе активных поровых каналов фазовая проницаемость к,- может быть определена по формуле Слихтера-Ко- зени

ki = М>Пф!)а‘ , I = 1,2,

где /?2ф] - фиктивная динамическая пористость, характеризующая под­ вижный объем данной фазы при двухфазной фильтрации. Для смачи­ вающей фазы ЮфВ= mQ(kBкпо)9 для несмачивающей т фн = т0(кп -

- ка)9при однофазной фильтрации = то(к*а- као), где т 0 - открытая

пористость. Показатель степени а,- характеризует структуру фиктивной пористости среды. Коэффициенты остаточной водонасыщенности кио и

максимальной водонасыщенности &* определяют долю воды и нефти,

прочно связанную с породой. Характерной особенностью автомодельных фазовых проницаемостей является то, что обе фазы являются под­

вижными в диапазоне &во <ка< к*.

Используя вышеописанные представления, запишем выражения для функций относительных фазовых проницаемостей для нефти и во­ ды.

/ м = в ( к ; - к а) \

(4)

где А, В, а и Р - эмпирические коэффициенты.

При указанных предположениях изменение насыщенности в гидро­ фильном коллекторе в процессе вытеснения нефти водой определяется уравнением Раппопорта-Лиса, которое для плоского случая представ-

где U - скорость фильтрации на входе; к0 - абсолютная проницаемость; F - функция Баклея-Леверетта; цн - динамическая вязкость нефти; рК= =рн- р в~ капиллярное давление.

После окончания процесса вытеснения и при достижении фактической ОНН изменений насыщенности во времени не происходит, т.е. дкв / Эг = 0.

Представим относительную фазовую проницаемость для воды в виде

функции Леверетта используем приближение J(kB) = В(к0 - к во)~у, у >0. Решение уравнения (6) с учетом этих аппроксимаций имеет вид [25]

Примем кв = 0,9; кво = 0,2 и вычислим распределение при типичных

Отсюда следует, что на расстоянии 2-10 см пласт становится пол­ ностью нефтенасыщенным (рис. 22), а это противоречит исходному пред­ положению о полной промывке пласта. Это не единственное противоречие

Х ,М

Рис. 22. Распределение водо- и нефтенасыщенности в полностью промытой зоне по модели С.Н. Бузинова (*во = 0,2)

данного подхода. Так как нефть неподвижна, то

W, = h _ f Ф., п

И.Л àx

Вуказанных выше работах считается, что в формуле Дарси в 0 обращается не фазовая проницаемость для нефти/н, а градиент давления

внефтяной фазе dpjdx, и тогда рнs const по всей длине пласта. Из связи капиллярного давления и давления в фазах следует, что при этом

Если теперь проинтегрировать обе части равенства по длине пласта, то получим парадоксальный результат Арк = -Арг, т.е. капиллярный перепад равен гидродинамическому на длине пласта, что является проти­ воречием.

Физический смысл соотношения (8) указывает на капиллярно-напор­ ное равновесие нефти. Это равновесие в гидродинамических мо­ делях, основанных на теории Раппопорта-Лиса, предполагает сплошность обеих фаз, присутствие их в любом элементе порового пространства и их гидродинамическую связанность, т.е, реализуется модель шнуркового движения фаз (см. главу 2). Эта концепция может быть принята для гидрофобных пластов, однако в этом случае возникает противоре­ чие с предположением о стационарности течения. Полученные проти­ воречия тесно связаны с основополагающими гипотезами двухфазной фильтрации, рассмотренными выше. Эти гипотезы не всегда правомоч­ ны.

В работе [2] показано, что фиктивная пористая среда формируется в процессе двухфазной фильтрации не мгновенно, а за конечное время т3. В течение этого времени происходит перестройка системы активных поровых каналов, по которым движутся фазы. В процессе этой пере­ стройки часть несмачивающей фазы временно идет по более широким, чем в стационарном потоке, каналам. Поэтому фазовая проницаемость вытесняющей фазы временно выше, а вытесняемой временно ниже, чем в

стационарном потоке с той же фиктивной пористостью. Из-за того, что часть смачивающей фазы движется по более широким каналам, умень­ шается и капиллярное давление, обратно пропорциональное среднему ра­ диусу порового канала.

ИЗУЧЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО ДАННЫМ ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Физическое моделирование ОНН является одним из основных способов ее изучения. В соответствии с вышеописанными характеристиками и видами ОНН при ее моделировании в лабораторных условиях необходимо соблюдать подобие по следующим параметрам: фильтрационно-емкостные свойства модели и пласта должны быть идентичны, идентичными должны быть поверхностно-молекулярные свойства системы порода-флюиды и свойства флюидов, необходимо также соблюдать идентичные условия вытеснения. Кроме того, необходимо смоделировать природную неодно­ родность коллекторов как по фильтрационно-емкостным, так и по поверх­ ностным свойствам.

При моделировании ОНН используется несколько типов моделей по­ ристых сред: физические микромодели, набивные модели, имитирующие несцементированную пористую среду (набивка песком, стеклянной крош­ кой и т.д.), модели искусственно сцементированных пористых сред, мо­ дели, использующие природные образцы из глубокозалегающих продук­ тивных пластов и из поверхностных карьеров.

Насыпные и искусственные модели пласта позволяют проводить иссле­ дование некоторых характерных свойств ОН и изучать детали механиз­ ма ее образования, однако результаты, полученные на этих моделях, не могут полностью отождествляться с реальной ОН. А.Г. Ковалев и В.В. Покровский (1970 г.) изучали распределение ОНН в блоках ягерского естественного слоистого песчаника после вытеснения неполярного керосина. Эксперименты показали, что величина насыщения остаточным керосином сильно варьирует относительно среднего значения для блока песчаника в целом. Сопоставление полученных данных с пространствен­ ным расположением образцов показывает, что никаких закономерностей в изменении ОНН по длине блока нет. Зависимость ОНН от проницае­ мости или от отношения проницаемости соседних участков также отсут­ ствовала.

Малая информативность такого моделирования обусловливается очень большим количеством влияющих факторов, не позволяющих проводить инженерный анализ ОНН. Наиболее адекватные результаты моделиро­ вания получаются при использовании естественных кернов. В этом случае сохраняется идентичность фильтрационно-емкостных свойств и структуры порового пространства, идентичность условий вытеснения, однако возни­ кают большие сложности при соблюдении идентичности поверхностных свойств в природных условиях и в условиях лабораторного эксперимента.

Ниже рассмотрены основные результаты изучения ОНН методами фи­ зического моделирования.