Оценка характера насыщенности с использованием кривых относительной фазовой проницаемости

Для оценкихарактера насыщенности пластов-коллекторов предложено несколько способов, основанных на законах фазовой проницаемости. Б.Ю. Вендельштейн (1979) предложил способ, основанный на построении палетки с семейством зависимостей ρ_п= f(К_п), шифром которых являются различные значения коэффициента относительной водонасыщенности К_вотн, характеризующий водонасыщенность эффективного объема пор, в том числе критические значения К*_вотн и К**_вотн (рис.4.6ЯГГ). Относительная водонасыщенность вычисляется как

К_вотн= (К_в-К_ов)/(1- К_ов).

Палетка строится для конкретного объекта с использованием данных о ρ_в, петрофизических зависимостей Р_п= f(К_п), Р_н= f(К_в), К_ов= f(К_п) и кривых относительной проницаемости, полученных для пород с разной пористостью. Кривые относительной фазовой проницаемости используются для установления связи К*_вотн и К**_вотн с пористостью.

Кривая на палетке с шифром К_вотн=0 отражает изменение ρ_пот К_п для предельно нефтенасыщенных пластов, когда К_в= К_ов, кривая с шифром К_вотн=1 отражает изменение ρ_пот К_п для водонасыщенных пластов, когда К_в=100%. Линии с шифром К*_вотн и К**_вотн разделяют области, в которых значения координат ρ_п и К_п соответствуют пластам отдающим при испытании безводную нефть, воду с нефтью и чистую воду.

К сожалению, в процессе геологоразведочных работ на нефть и газ кривые относительной фазовой проницаемости на образцах керна получают редко, а если и получают, то только на отдельных образцах представляющих средние фильтрационно-емкостные характеристики изучаемых пород-коллекторов. Для получения петрофизической основы оценки характера насыщенности с использованием кривых относительной фазовой проницаемости последние необходимо получать в широком диапазоне изменения ФЕС. Кроме того практически всегда эти кривые строятся так, что К*_в= К_ов, т.е. в пределах зоны однофазной фильтрации отсутствует подзона непредельной насыщенности с К_ов <К_в< К*_в. Другими словами ставится под сомнение, например наличие нефтяных залежей в отложениях неокома и юры в Зап. Сибири, где из-за низкой высоты залежей начальная водонасыщенность практически всегда выше К_ов, если же К*_в= К_ов, то эти залежи сразу же на начальной стадии разработки должны давать притоки нефти (газа) с водой.

В связи этим разработана и внедрена технология использования для решения описанных задач петрофизической информации, получаемой при капилляриметрических исследованиях. Суть технологии такова:

1. Получаемые при петрофизических исследованиях капиллярного давления перестраиваются в кривые относительной фазовой проницаемости по одному из известных соотношений, вычисленных в соответствии с принимаемой моделью породы.

Наиболее часто принимается модель Бурдайна, по которой кривые относительной фазовой проницаемости вычисляются как:

● для смачивающей фазы (вода)

К^в_протн = ()²× /

● для несмачивающей фазы (нефть)

К^н_протн = (1- ²× / , где К^в_протн и К^н_протн- относительная фазовая проницаемость соответственно для воды и нефти; Кв -текущая водонасыщенность; К_ов - остаточная водонасыщенность; Кон - остаточная нефтенасыщенность, р_к - капиллярное давление.

Пример пересчета кривых капиллярного давления в кривые относительной фазовой проницаемости приведены на рис.4.7.

2. При расчете относительных фазовых проницаемостей, остаточная водонасыщенность К_ов принимается по данным капилляриметрических измерений, коэффициент остаточной нефтенасыщенности Кон - как среднее значение из результатов, полученных по данным лабораторных измерений, выполненных для изучаемых отложений данного месторождения.

3. Важным элементом технологии, является использование для нахождения критических значений водонасыщенности уравнения движения фаз в многофазном потоке, устанавливающего зависимость доли флюида от соотношения вязкостей и проницаемостей:

f_в= 1/1+ , где f_в- доля воды в продукции; М_в – вязкость воды в пластовых условиях; сП; М_н- вязкость нефти в пластовых условиях; сП. Вязкость флюидов в пластовых условиях принимается по результатам лабораторных исследований.

4. Подставив в приведенное соотношение величины вязкостей воды и нефти и f_в (принимается, что на уровне ВНК f_в=0,98, и на уровне безводного притока f_в= 0,01; указанные величины могут быть изменены), получают величины отношения фазовых проницаемостей по нефти и воде на уровне ВНК и ВНК*. По этим величинам на кривых относительных фазовых проницаемостей находят соответствующие им значения К_в^внк , К_в^*.

5. В результате строят сопоставление пористости с остаточной К_ов и критическими К_в^внк , К_в^* значениями водонасыщенности (рис.4.8). Оценка характера насыщенности реализуется с использованием полученного сопоставления по результатам оценки по данным ГИС величин пористости и водонасыщенности К_в пластов. При этом явно безводные притоки нефти (газа) будут получены из коллекторов, для которых К_ов <К_в< К*_в. К явно водоносным относят объекты, у которых К_в> К_в^внк. При К*_в <К_в< К^внк_в возможна двухфазная фильтрация воды с нефтью (или газом).

Методика апробирована на месторождениях Западной и Восточной Сибири, ТПНГП. Такой путь оценки запасов имеет неоспоримое преимущество при интерпретации данных ГИС на ранних стадиях разведки месторождений. Методика эффективна для изучения терригенных и карбонатных коллекторов порового типа при условии достоверного определения исходных параметров пласта- ρ_п и К_п.

Методика усовершенствована. В частности, предложено, полученную в лаборатории экспериментальным путем зависимость К_в=f(р_к) перестраивать в графики распределения водонасыщенности по высоте залежи по формуле:

h= , где h-высота над уровнем с нулевым капиллярным давлением, м;, р_к - капиллярное давление при лабораторных условиях, МПа; б_пл - поверхностное натяжение на границе «нефть-вода» при пластовых условиях, дн/см или Н/м, б_лаб - поверхностное натяжение на границе «газ-вода» в лабораторных условиях, дн/см или Н/м, бн -плотность нефти при пластовых условиях,г/см³ , или кг/м³, плотность воды при пластовых условиях,г/см³ , или кг/м³.

Используя данные лабораторных исследований воды и нефти и подставляя их в вышеприведенную формулу, реализуют пересчет кривых капиллярных давлений в кривые h- К_в, на основе которых строят номограмму К_п- К_в с шифром кривых h (высота расположения над контактом) рис. 4.9. Важным моментом данной методики является возможность с помощью этой номограммы прогнозировать положение ВНК при наличии данных по скважине (скважинам) вскрывшей исследуемую залежь выше ВНК. Прогноз реализуется по результатам оценки К_п и К_в. Для этого необходимо на номограмму нанести точку с координатами - положение этой точки позволит определить расстояние от исследованного пласта вниз по разрезу до уровня ВНК или ВНК*.

Эта методика спрогнозировать положение ВНК уже на стадии открытия месторождения. С другой стороны методика позволяет оценивать величину насыщенности пласта при известных пористости и расстоянии пласта над уровнем ВНК, когда по каким либо причинам оценка К_п по ГИС невозможна (обычно для пластов малой толщины).

Анализ использования данной методики свидетельствует, что критические значения относительной водонасыщенности для всех классов терригенных коллекторов изменяются в относительно узком диапазоне К*_вотн=0.25-0.35 при наиболее вероятном значении 0.3; К^внк_вотн=0.8.

С учетом этого предложено при отсутствии фактических кривых относительной фазовой проницаемости использовать для оценки характера насыщенности коллекторов и ожидаемого притока из них критические значения относительной водонасыщенности К_в^*и К_в^внк, вычисленные через усредненные критические значения относительной водонасыщенности:

К_в^*= К_ов +0.3 (1- К_ов)

К_в^внк= К_ов +0.8 (1- К_ов)

Величину К_ов для каждого пласта оценивают через пористость К_ов = f(К_п), полученную по данным анализов кернов поисковых и первых разведочных скважин. Оценку характера насыщенности пласта осуществляют сопоставлением найденного через ρ_п и К_п значения К_в с определенными по вышеперечисленным формулам К_в^*и К_в^внк.

Критические значения К_в^*и К_в^внк, найденные по кривым относительных фазовых проницаемостей и соответствующие им Р*_н и ρ*_п, а также Р^внк_н и ρ^внк_п, которые находят с использованием петрофизических зависимостей

Р_н=f(К_в) и Р_п =f(К_п) при известных ρ_п и К_п, существенно изменяются в зависимости от фильтрационных свойств пород. Например, для терригенных коллекторов (по А.А. Ханину) величина К_в^*, являющаяся важнейшей характеристикой продуктивного коллектора, изменяется от 30 до 80%. Чем ниже К_пр, т.е. чем хуже ФЕС, тем выше К_в^* и ниже соответствующие им значения Р*_н и ρ*_п.

В принципе, кривые относительной фазовой проницаемости при отсутствии прямых измерений на керне могут быть получены не только по формуле Бурдайна. Существуют формулы, одна из которых предложена С.Д. Пирсоном для случая фильтрации нефти и воды в гидрофильных породах:

К^в_протн =К^0,5_вотн· ()^3/2,

К^н_протн =(1- )²,

и другая Ботменом для случая фильтрации газа и воды:

К^в_протн = К^3/2_вотн()^3/2,

К^г_протн =(1-К_вотн)[ 1- К^0.25_вотн()^0.25 ]^0.5.

Дата добавления: 2015-07-10