книги / Формирование состава остаточных нефтей

чаника (табл. 11.1) присутствует вода в глинистых минералах с коротким временем релаксации 0,005-0,009 сек. Добываемая нефть в свободном объеме характеризу­ ется наличием в равных долях свободной и связанной фаз с высоким и низким временем релаксации —0,373 и 0,038 сек, соответственно. Для нефтенасыщенных кернов характерна фаза нефти только с низким временем релаксации. Как по­ казано выше, остаточная нефть, содержащаяся в исследуемых образцах породы, характеризуется повышенным содержанием твердых парафинов. Выделившиеся из нефти твердые парафины в случае, если поровая поверхность является гидро­ фобной, должны находиться на ее поверхности, а если гидрофильной, то должны оставаться в кристаллическом виде в нефти в центральной части пор.

Таблица 11.1. Релаксационные параметры образцов породы

Фильность или фобность поверхности поровых каналов определяется по зна­ чениям скоростей спин-решеточной релаксации воды. При одинаковом среднем радиусе поровых каналов для образца, имеющего на поверхности парамагнит­ ные центры, время релаксации воды будет значительно ниже. Поэтому нефте­ насыщенные образцы насыщены минерализованной водой. Неподвижная ком­ понента нефти обусловлена в основном высокомолекулярными парафинами, находящимися на поверхности поровых каналов, как об этом свидетельствуют высокие значения высоковременной компоненты воды, получаемой при насы­ щении образцов водой. При донасыщении добываемой нефтью, напротив, высо­ ковременная компонента нефти в породе имеет меньшие значения (0,187-0,230 сек), чем в свободном объеме. Протоны водорода становятся менее подвижными при взаимодействии подвижной части нефти с пленкой нефти на поверхности, поэтому релаксируют быстрее.

На следующем этапе образцы с остаточным нефтенасыщением проэкстрагированы в аппарате Сокслета смесью растворителей: спирта, бензола и хлороформа в одинаковых пропорциях. Путем сравнения (табл. 11.1) исходных нефтенасыщен­ ных образцов и водонасыщенных экстрагированных образцов установлено, что в последних отсутствуют фаза воды, соответствующая глинистым минералам, и свя­ занная фаза нефти. В процессе экстракции из породы наряду с удалением пленки нефти происходит и вымывание тонкодисперсных глинистых минералов. Умень­ шение времен релаксации воды в насыщенных водой экстрагированных образцах по сравнению с водонасыщенными неэкстрагированными образцами подтверж­ дает, что парафиновые углеводороды находились на поверхности поровых кана­ лов, экранируя к ней доступ воды. В результате удаления этой пленки имеющиеся на поверхности песчаника парамагнитные ионы приводят к закорачиванию вре­ мен релаксации водных фаз. При экстракции изменилась смачиваемость той час­ ти поверхности пор, которая была занята нефтью, с гидрофобной на гидрофиль­ ную. Следует отметить, что время релаксации свободной фазы нефти независимо от типа смачивания породы ниже, чем в свободном объеме. Это свидетельствует о том, что вязкость нефти в пластовых условиях выше, чем в приповерхностных.

В гидрофильных образцах наличие на поверхности поровых каналов пленки воды приводит к экранизации центров адсорбции для нефти. Поэтому кристаллы парафинов совместно с нефтью должны занимать центр пор. При вытеснении не­ фти из таких коллекторов кристаллические парафины могут частично вытеснять­ ся, образуя асфальто-парафиновые отложения на устье скважины.

Для гидрофобного коллектора наличие на поверхности поровых каналов пленки нефти, состоящей из твердых парафинов, приводит к тому, что ближе к централь­ ной части пор остаются легкие соединения нефти. При этом вода занимает цент­ ральную часть пор. При закачке вытесняющих агентов из порового пространства происходит вытеснение наиболее подвижных составляющих нефти. Остающиеся в поровом пространстве твердые парафины по релаксационным параметрам ха­ рактеризуются связанной фазой и являются составной частью остаточной нефти. При этом снижается объем пор, по которым проходит фильтрация.

Наряду с оценкой расположения нефти относительно поверхности пор пус­ тотного пространства пород определены его объем (пористость) и та часть объ­

ема, которая занята неподвижной нефтью (остаточная нефтенасьнценность). На основе (табл. 11.2) взвешивания нефтенасыщенных образцов Федотовской площади до и после насыщения их водой, а также разложения релаксационных кривых на нефтяные и водные компоненты, сначала определена масса содержа­ щихся в естественном образце нефти, воды и породы, а затем масса донасыщенной минерализованной воды. Делением массы всех составляющих образца после насыщения водой на соответствующие значения плотности получен их объем, а суммированием объемов —объем образца. Пористость породы, соответствующая объему пустотного пространства относительно объема образца, определена в виде соотношения суммарного объема флюидов к объему образца. Пористость образ­ ца 7 выше, чем образца 5.

Таблица 11.2. Емкостные свойства образцов породы с естественным насыщением Федотовской площади скв.2923

* Соответствует массе донасыщенной воды.

Нефтенасьнценность соответствует отношению объема, занимаемого нефтью, к объему пустотного пространства, которому соответствует общий объем флю­ идов. Количество остаточной нефти в образце 7 больше, чем в образце 5. Оста­ точная нефть в них занимает 32,9 и 20,2% порового пространства и находится в виде пленки на его поверхности. Объем подвижной нефти оценить нельзя из-за неопределенности степени ее замещения закачиваемой при добыче водой.

11.3. Способ определения параметров начального флюидонасыщсния нефтяного пласта по данным ГИС

В работе [253] приведены возможности скважинного метода ЯМР с использо­ ванием импортного оборудования для оценки количества воды в пластовых усло­ виях с разным энергетическим состоянием. Однако вэтой публикации данные по

оценке вклада в нефтенасыщенность пласта подвижной и неподвижной нефти не приводятся.

В работе [254] описан способ оценки высоковязких компонентов в нефтенос­ ных пластах, в соответствии с которым по заведомо водоносным пластам строит­ ся на основе данных методов ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), нейтронного гамма-каротажа (НГК) и гамма-каротажа (ГК) опорная зависимость в виде урав­ нения регрессии:

1-ИСФям7К пнгк=я +qAIrK,

где ИСФЯМК —индекс свободного флюида; а —свободный член уравнения; q - коэффициент пропорциональности; Д1ГК —относительная естественная радиоак­ тивность; Кп —открытая пористость.

Для этой зависимости вычисляется доверительный интервал а, определяе­ мый средним квадратичным отклонением. Путем нанесения аналогичных коор­ динат для пласта количество остаточных высоковязких компонент оценивается по разности значений ординат пласта выше опорной зависимости и ее проекции на опорной зависимости (с учетом доверительного интервала а). Определяемая величина 1-ИСФямк/Кпшк этим способом для водонасыщенного пласта соот­ ветствует остаточной (связанной) водонасыщенности, а в нефтеносных пластах характеризуется как остаточной водонасыщенностыо, так и остаточными высо­ ковязкими компонентами (неподвижной частью) нефти. Параметр Д1ГК пропор­ ционален остаточной водонасыщенности. Открытая пористость коллекторов, представленных мелкозернистыми песками и глинистыми алевролитами, спосо­ бом [254] определяется с использованием данных НГК. '

Однако при таком подходе доверительный интервал уравнения регрессии для опорного пласта соответствует 10% объема пор, количество остаточных высоко­ вязких компонент определяется графическим способом. Следует отметить, что ос­ таточные высоковязкие компоненты, то есть неподвижная часть нефтенасыщенности, могут являться лишь частью возможных составляющих флюидонасыщения пласта.

Поскольку Кпэф является исключительно важной характеристикой, использу­ емой для решения разнообразных задач нефтепромысловой геологии, то эти же авторы [255] предлагают определять ее при наличии остаточной нефтенасыщенности (Кно) по уравнению:

Кпэф= ИСФ+Кно* Кп(1-£),

где ИСФ - индекс свободного флюида, получаемый методом ЯМК; £,—параметр, определяемый, как и Кно, путем лабораторных исследований образцов нефти.

Для отработки способа получения параметров флюидонасыщения нефтяного пласта геофизическими методами исследования [246, 247] отобраны скважины с тех же блоков Миннибаевской и Зеленогорской площадей Ромашкинского мес­ торождения, для которых показано, что подвижная и неподвижная части нефти различаются по физико-химическим свойствам и составу. Для исследования в качестве неподвижной части нефти использовано остаточное нефтенасыщение кернового материала, а подвижной - добываемая скважинным способом стаби­

лизированная нефть. Показано, что неподвижная часть нефти характеризуется более высокими значениями плотности и вязкости в отличие от подвижной части нефти. В ней отсутствуют углеводороды н.к.-200вС и в повышенном количестве содержатся наиболее полярные компоненты нефти —спирто-бензольные смолы. В составе парафиновых углеводородов масляной части С12—С,6 высокомолеку­ лярные гомологи содержатся в большем количестве.

Для того, чтобы создать способ, позволяющий получить параметры, характе­ ризующие флюидонасыщенность порового пространства пласта, а именно под­ вижную и неподвижную части нефтенасыщенности, а также свободную и свя­ занную водонасыщенность, данные стандартного комплекса ГИС дополнены результатами замеров методом ЯМК. В условиях необсаженного ствола скважи­ ны осуществлена запись изменения параметров методами промыслово-геофизи­ ческих исследований, затем определены пористости породы (открытая, эффек­ тивная и динамическая) и водонасыщенность (табл. 11.3). Открытая пористость для песчаников определена на основе данных НК и ГК:

Кп = 0,352е('2*,7Лпу)-0,49Ау1-92,

где и Avдвойные разностные параметры НК и ГК.

Таблица 11.3. Параметры начального флюидонасыщсния пласта поданным методов геофизического исследования скважин*

* НГК - нейтронный гамма-каротаж, ГК гамма-каротаж, ЯМК —ядерный магнитный ка­ ротаж.

Эффективная пористость определена по данным НК и ГК с использованием корреляционных зависимостей для различных по глинистости коллекторов:

Динамическая пористость рассчитывается поданным ЯМК:

Кпд11и= И С Ф к ^ „ .

где ИСФк - кажущийся индекс свободного флюида; £п —обобщенные попра­ вочные коэффициенты, учитывающие геометрические факторы, режим и усло­ вия измерений.

Водонасыщенность незаводненных пластов определена по материалам разно­ видностей метода НК и ГК, а также электрометрии на основе зависимостей меж­ ду электрическим сопротивлением, пористостью и водонасыщенностыо пород, построенных поданным исследования кернового материала:

Кв = ал”л/аКп-"‘р1/р п,

где рв и рн —удельные электрические сопротивления соответственно воды и по­ роды; ап —постоянная величина; ш —показатель, значение которого определяет­ ся структурой порового пространства; п —показатель, значение которого опреде­ ляется смачиваемостью и глинистостью пород.

Нефтенасыщенность определяется по разности всего объема порового про­ странства, принятого за единицу, и объема, занятого нефтью:

Кн = (1-Кв)-100%.

После определения по отдельным интервалам разреза пласта значений его емкостных параметров (Кв, Кн, Кп, Кп^, Кпд|ш) можно по формулам рассчитать искомые значения параметров флюидонасыщения пласта: подвижную и непод­ вижную нефтенасыщенность, свободную и связанную водонасыщенность.

Открытая пористость соответствует относительному объему пор, занятому пластовым флюидом, который представляет собой сумму объемов подвижной не­ фти (Унп), свободной воды (VBCB), неподвижной нефти (VHH) и связанной воды (Уве):

Кп = (Унп+Увсв+Унн+Увс)/Уп,

где Уп —объем флюидонасыщенной породы.

Эффективная пористость представляет собой объем открытых пор, за исклю­ чением той части, которая заполнена связанной водой:

К п ^ (Унп+Увсв+Унн)/Уп.

За динамическую пористость принимается объем порового пространства, за­ нятого способным перемещаться флюидом:

КпД||||=(Унп+Увсв)/Уп.

Абсолютные показания одних методов (плотностной и акустический каро­ таж) зависят в основном от матрицы породы, других (ЯМР и электрометрия) —от флюида. Однако даже показания методов сопротивления, чувствительных к за­ полненному водой поровому пространству, традиционно использующихся для оценки ее количества, не могут считаться прямыми определениями, поскольку количество воды рассчитывается по ее проводимости при априорном значении минерализации.

Расчет динамической пористости по данным метода ЯМК имеет принципи­ альное значение для способа определения параметров флюидонасыщения плас­ та, поэтому на обосновании его данных следует остановиться подробнее. Сигнал, регистрируемый приборами, применяемыми при методе ЯМК, поступает только от флюидов, при этом матрица породы не влияет на определяемую динамическую пористость (за исключением случаев присутствия в матрице магнитных минера­ лов, например, пирротина, или в пластовой воде парамагнитных солей, напри­ мер, МпС12) [235]. Это свойство принципиально отличает метод ЯМК от обычных геофизических исследований.

В околоскважинном пространстве в зоне исследования методом ЯМК (разме­ ром около 10-15 см) из-за минимального значения градиента давления, создаю­ щегося при бурении, вытесняется практически весь подвижный пластовый флю­ ид, и поровое пространство заполняется фильтратом промывочной жидкости. В нем также остаются связанная вода и неподвижная нефть. Доказательством такой модели является отсутствие сигнала свободной прецессии от водонасыщенных пластов после проникновения в них фильтрата промывочной жидкости. Послед­ няя содержит парамагнитные ионы, закорачивающие сигналы от содержащего их флюида. Особенностью этого вида каротажа является то, что регистрируемые сигналы ИСФ обусловлены только теми ядрами водорода, которые входят в со-

став молекул подвижного флюида, в данном случае —фильтрата промывочной жидкости и неоттесненной подвижной нефти (при наличии в зоне исследований ЯМК). Другие ядра, входящие в состав связанной воды и неподвижной нефти, не вносят вклада в регистрируемый сигнал.

Неподвижная часть нефтенасыщенности определяется непосредственно как разность эффективной и динамической пористости, отнесенной к открытой по­ ристости:

Кнн=(Кпэф-Кпдин)/Кп 100%,

а связанная водонасыщенность оценивается по уравнению:

Квс=(Кп-Кпэф)/Кп 100%.

Кроме этого, рассчитываются подвижная часть нефтенасыщенности Кнп= =Кн-Кнн и свободная водонасыщенность Квсв=Кв-Квс.

Такой подход позволяет охарактеризовать количественно не только все воз­ можные составляющие флюидонасыщения порового пространства пласта, но и получить дополнительные параметры, а также построить достоверную флюидальную модель. По соотношению подвижной и общей нефтенасыщенности для нефтенасыщенных интервалов определен максимально возможный коэффици­ ент вытеснения нефти. По формуле Н.Х.Зиннатуллина [255] для песчаников го­ ризонтов Д0+Д, на основе пористости рассчитана проницаемость:

lgKnp=0,118Кп+0,344.

На основе параметров водонасыщенности оценен тип смачивания поровой по­ верхности породы. Смачиваемость (С) рассчитана как отношение связанной водо­ насыщенности к общей водонасыщенности: С=Квс/Кв. Выбор такого соотноше­ ния основывается на том, что если связанная водонасыщенность отсутствует, то С—>0—коллектор гидрофобный, а если вся присутствующая в пласте вода является связанной Кв=Квс, то С=1 —коллектор гидрофильный. Результаты, полученные

спомощью способа [245] по 250 интервалам пласта Миннибаевской и Зеленогор­ ской площадей, свидетельствуют о том, что песчаник изученных интервалов плас­ та имеет самый разнообразный тип смачивания поверхности от гидрофильного до гидрофобного. Но в основном порода имеет гидрофобный и промежуточный тип смачивания С = 0,1-0,6. Это означает, что нефть находится в виде слоя на ее поверхности или сочетаются участки, на которых нефть располагается как на по­ верхности пор, так и в их центральной части.

Данные по определению подвижной нефтенасыщенности и неподвижной ее части, а также свободной и связанной водонасыщенности для нефтенасыщенных интервалов были подвергнуты статистической обработке. Она заключалась в раз­ носке значений нефге- и водонасыщенности по равным интервалам их изменения

споследующим подсчетом статистических вероятностей Pi и построении гисто­ грамм (рис. 11.1). Установлено, что наибольшая частота встречаемости подвиж­ ной нефтенасыщенности составляет от 40-80%, неподвижной — не более 40%. Максимум связанной водонасыщенности приходится на 0-30%, а свободной —на 20-40%.

Рис. 11.1. Гистограммы распределения подвижной нефтенасыщенности Кнп (а), неподвижной нефтенасыщенности Кнн (б), связанной водонасыщенностн Квс (в) и свободной водонасыщенностн Квсв (г)

Для полученных параметров подвижной и неподвижной фаз нефти, а также связанной и свободной воды построены зависимости, из которых выбраны на­ иболее значимые (табл. 11.4). Исходя из максимальных значений коэффициентов корреляции, можно выбрать наиболее существенные зависимости.

Содержание связанной воды хорошо коррелируется с пористостью и про­ ницаемостью, а также с нефтенасыщенностью; с составными частями нефте­ насыщенности —подвижной и неподвижной —связь отсутствует. Несмотря на то, что между связанной водонасыщенностью и нефтенасыщенностью имеется высокий коэффициент корреляции, смачиваемость не зависит пи от того, ка­ кую часть порового пространства занимает нефть, ни от вклада ее неподвижной части.

Зависимость Кнп=Г(Кн) свидетельствует о том, что с коэффициентом корре­ ляции R=0,68 с увеличением начальной нефтенасыщенности в ней линейно рас­ тет доля подвижной части. Эту зависимость можно использовать для расчета по нефтенасыщенности количественного вклада подвижной нефтенасыщенности по разрезу пластов в районе скважин, законченных бурением. Установлено, что при использовании вместо Кнп и Кн соответственно объема подвижной части нефти (У=Кнп-Кп) и объема нефти У=(Кн-Кп) коэффициент корреляции во вто­ ром случае увеличивается до R=0,84.

Таблица 11.4. Коэффициенты корреляции функциональных зависимостей, связывающих параметры водо- и нефтенасыщенности пласта

Таким образом, изложенный подход определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта при дополнении стандартного комплекса ГИС методом ЯМК позволяет повысить качественный уровень характеристики пласта. С помощью рассмотренного подхода можно определить дополнительно шесть параметров пласта: динамическую пористость, подвижную и неподвижную нефтенасыщенность, содержание связанной и свободной воды, а также смачива­ емость поровой поверхности пласта.

11.4. Метод определения параметров подвижной текущей нефтенасыщенности и неподвижной нефтенасыщенности

Изложенный выше способ позволяет раздельно оценивать вклад подвижной и неподвижной составляющей в начальную нефтенасыщенность. Задача анало­ гичного подразделения текущей нефтенасыщенности для длительно разраба­ тываемых месторождений является более сложной. Для определения текущей нефтенасыщенности используются различные подходы, связанные с анализом разработки месторождений или на основе данных ГИС.