СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖИ ПО КЕРНУ
METHOD FOR DETERMINING OIL SATURATION OF DEPOSIT AS TO CORE

Изобретение относится к области нефтяной геологии и является петрофизической основой объемного моделирования нефтенасыщенности, подсчета балансовых и извлекаемых запасов залежи дифференцированно, с учетом предельно нефтенасыщенной и переходной зон, для прогнозирования результатов опробования и анализа разработки.
Известен способ определения нефтенасыщенности пород (Патент РФ №2360233), включающий изготовление образца из керна нефтеводонасыщенной породы, насыщение образца моделью пластовой воды, моделирование в образце остаточной воды, донасыщение нефтью, измерение в пластовых условиях интенсивности рентгеновского излучения сухого образца, полностью водонасыщенного, с остаточной водой, а также водонефтенасыщенного. При этом нефтенасыщенность согласно известному способу рассчитывается по соответствующей формуле с учетом измеренных рентгеновских излучений образца, используемых флюидов и количества остаточной воды.
Недостатками указанного известного способа являются: техническая сложность, потребность в дорогостоящем оборудовании, обязательное наличие рентгенопрозрачного кернодержателя, наличие систем вакуумирования и пластовых условий, использование йодооктановых индикаторов, многократная сборка и разборка кернодержателя после каждого рентгеносканирования образца, возможность исследования только однородного образца, использование в расчетной формуле средних сигналов рентгеносканирования образца, определение нефтенасыщенности только для предельно нефтенасыщенной части залежи, т.к. не моделируется переменная водонасыщенность образца.
н
н
ов
ов
Также известен способ определения нефтенасыщенности пород (ОСТ 39-235-89 «Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»). Он включает подготовку рабочих жидкостей и образца, экстракцию, высушивание, моделирование пластовых условий. По результатам фильтрации нефти нефтенасыщенность К образца определяют по формуле: К=1-К, где К - остаточная водонасыщенность.
Однако указанный известный способ трудоемкий, дорогостоящий из-за сложного лабораторного оборудования, не позволяет проводить определения серийно, а главное, достоверно оценить нефтенасыщенность переходной зоны ПЗ залежи, поскольку в образце моделируется только остаточная вода, через которую нефтенасыщенность рассчитывается лишь для предельно нефтенасыщенной зоны ЗПН залежи.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в обеспечении достоверного определения нефтенасыщенности переходной ПЗ и предельно нефтенасыщенной ЗПН зон залежи.
к
в
к
в
пл
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения нефтенасыщенности залежи по керну, заключающимся в том, что из нефтенасыщенного керна переходной зоны ПЗ залежи и предельно нефтенасыщенной зоны ЗПН залежи, характеризующихся различной нефте- и водонасыщенностью, изготавливают стандартные цилиндрические образцы; изготовленные образцы экстрагируют от содержащейся в них нефти; определяют пористость и проницаемость каждого образца; производят 100%-ное насыщение проэкстрагированных образцов пластовой водой; методом капилляриметрии при различных давлениях дренирования в образцах моделируют водонасыщенность, подобную водонасыщенности различных уровней в ПЗ и ЗПН залежи; по данным капилляриметрии каждого образца строят кривые зависимости капиллярного давления Р от водонасыщенности К-Р=f(K); по полученным кривым капиллярного давления от водонасыщенности каждого образца определяют высоты h уровней различной водонасыщенности в пределах ПЗ и ЗПН залежи как над зеркалом воды ЗВ залежи, характеризующимся уровнем 100%-ной водонасыщенности, так и над уровнем водонефтяного контакта ВНК залежи; при этом высоты уровней любой водонасыщенности над ЗВ залежи определяют по формуле:
высота уровня над ЗВ:
где:
пл.зв
к
h - высота уровня водонасыщенности над ЗВ, соответствующая конкретной величине Р над ЗВ, м;
пл.н-в
пл.н-в
лаб.в-г
лаб.в-г
2.74=10*σ*Cosθ/Соsθ*σ;
пл.н-в
σ = 20 дин/см - поверхностное натяжение на границе нефть-вода в пластовых условиях;
лаб.в-г
σ = 73 дин/см - поверхностное натяжение на границе вода-газ в атмосферных условиях;
пл.н-в
лаб.в-г
Cosθ и Cosθ - углы смачивания на границе соответственно нефть-вода в пластовых условиях и вода-газ в атмосферных условиях, принятые равными 1;
- капиллярное давление воды для любой высоты уровня над ЗВ, атм;
в.пл.
3
d - плотность воды в пластовых условиях, г/см;
н.пл.
3
d - плотность нефти в пластовых условиях, г/см;
а высоту уровня любой водонасыщенности над ВНК определяют по формуле:
высота уровня над ВНК: , где:
пл.внк
h - высота уровня водонасыщенности над ВНК, м;
- капиллярное давление на линии ВНК, атм;
ов
тp
ов
тp
затем для ЗПН по данным каждого из образцов строят единую зависимость остаточной водонасыщенности К от комплексного структурного параметра С-К=f(C),
тр
прг
п
0.5
где: С=(К/К) и эквивалентен среднему радиусу поровых каналов,
п
К - пористость в %,
прг
К - проницаемость в мД;
в
в
тр
в
тp
зпн
п
пз
п
зпн
п
пз
п
п
ов
тр
ов
тр
п
в пределах ПЗ над ВНК выделяют уровни водонасыщенности через 2 м; для каждого из выделенных уровней в ПЗ, имеющих промежуточные значения водонасыщенности К между максимальной на ВНК и остаточной в ЗПН, по совокупности всех образцов строят индивидуальные зависимости К также от комплексного структурного параметра C-К=f(С); далее по всем образцам ЗПН и ПЗ залежи строят дифференциальные распределения пористости отдельно для каждой из этих зон, соответственно f(K) и f(K); указанные дифференциальные распределения пористости каждой зоны перестраивают в интегральные распределения пористости этих же зон, соответственно F(K) и F(K); по критерию Колмогорова-Смирнова оценивают подобие интегральных распределений пористости ЗПН и ПЗ залежи с вероятностью 0.99; с учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН залежи для залежи в целом строят обобщенное распределение пористости f(K), которое принимают в качестве генеральной совокупности, достоверно отражающей коллекторские свойства нефтенасыщенной части залежи в целом и на любом ее уровне над ЗВ и над ВНК; для ЗПН залежи нефтенасыщенность  определяют на основании зависимости остаточной водонасыщенности K от комплексного структурного параметра C-К=f(C) и вероятностей обобщенного распределения пористости всей залежи - f(K) по формуле:
для ЗПН: ,
где:
- средняя нефтенасыщенность всей ЗПН, %;
тр
n - количество классов ранжирования С согласно обобщенного распределения пористости;
овi
тр
ов
тр
K - остаточная водонасыщенность для конкретного значения С согласно зависимости К=f(C) для ЗПН;
i
тр
п
f - встречаемость пород конкретного класса структурного параметра С согласно обобщенного дифференциального распределения пористости f(K) всей залежи;
ов
тр
i - конкретные значения K или С;
в
тр
i
тр
п
нефтенасыщенность на высоте каждого выделенного уровня в пределах ПЗ залежи над линией ВНК определяют по соответствующим зависимостям водонасыщенности этих уровней от коллекторских свойств - К=f(C) и встречаемости f параметра С согласно обобщенного распределения пористости f(K);
для одного уровня ПЗ: ,
где:  - средняя нефтенасыщенность конкретного уровня ПЗ, %;
вi
тр
в
тр
K - промежуточная водонасыщенность какого-либо уровня ПЗ при конкретном значении С согласно зависимости К=f(C) этого уровня;
а нефтенасыщенность всей ПЗ рассчитывают как среднее всех выделенных в ней уровней:
для всей ПЗ
где:  - средняя нефтенасыщенность всей ПЗ, %;
m - количество выделенных уровней в пределах ПЗ.
Новизна предлагаемого способа определения нефтенасыщенности залежи по керну состоит в следующем:
1. Нефтенасыщенность всей залежи определяют с учетом неодинаковой флюидонасыщенности различных ее зон: ПЗ и ЗПН и подобия у них коллекторских свойств.
пз
п
зпн
п
2. Отдельно для ПЗ и ЗПН залежи строят соответствующие интегральные распределения пористости F(K) и F(K) и устанавливают их подобие по критерию Колмогорова-Смирнова (Чини Р.Ф. Статистические методы в геологии. / Изд. Мир, 1986. - 186 с.).
п
3. С учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН строят единое дифференциальное распределение пористости f(K) для нефтенасыщенной части залежи в целом.
п
4. Единое распределение пористости f(K) принимают в качестве генерального, достоверно отражающего встречаемость коллекторских свойств залежи в целом и на отдельных ее уровнях.
ов
тр
ов
5. Нефтенасыщенность ЗПН определяют по общей для нее зависимости - К=f(C), поскольку в ЗПН остаточная водонасыщенность К является постоянной.
тр
ов
тр
тр
п
6. Средняя нефтенасыщенность ЗПН рассчитывается по данным водонасыщенности каждого класса параметра С согласно зависимости К=f(C), и взвешивания этих значений по встречаемости С согласно распределения пористости f(K) для залежи в целом.
в.i
7. Нефтенасыщенность ПЗ определяют для каждого выделенного уровня над ВНК отдельно по индивидуальным зависимостям промежуточных значений водонасыщенности этих уровней K от комплексного структурного параметра
тр
в.i
тр
вi
тр
п
С-К=f(C) и взвешивания значений K по встречаемости С согласно распределения пористости f(K) залежи в целом.
8. Среднюю нефтенасыщенность ПЗ определяют как среднюю значений нефтенасыщенности каждого из выделенных уровней.
На достижение технического результата оказывают влияние следующие новые операции:
- методом капилляриметрии моделируют водонасыщенность в образцах, аналогичную изменению водонасыщенности в ПЗ и в ЗПН залежи над ЗВ и над ВНК;
ов
в
тр
- капилляриметрические исследования проводят на образцах всего диапазона коллекторских свойств залежи и получают представительные зависимости остаточной водонасыщенности К и промежуточной водонасыщенности К от комплексного структурного параметра С для различных уровней над ВНК;
ов
тр
ов
тр
тр
прг
п
0.5
- для ЗПН залежи строят единую зависимость остаточной водонасыщенности К от комплексного структурного параметра С-К=f(C), аргумент которой С=(К/К) отражает фильтрационно-емкостные свойства пород и эквивалентен среднему радиусу поровых каналов;
в
тр
- для ПЗ залежи строят серию зависимостей промежуточных значений водонасыщенности К от комплексного структурного параметра С для всех выделяемых уровней над ВНК;
п
п
- устанавливают особенности встречаемости коллекторских свойств в залежи в целом и в отдельных ее зонах в виде дифференциальных f(K) и интегральных F(K) распределений пористости;
п
- по критерию Колмогорова-Смирнова оценивают подобие интегральных распределений пористости ПЗ и ЗПН залежи и на основании этого строят общее для всей залежи дифференциальное распределение пористости f(K);
тр
п
- значения водонасыщенности, определенные по единой для ЗПН зависимости и по различным зависимостям уровней ПЗ, взвешивают по встречаемости каждого класса структурного параметра С согласно распределения f(K);
- в пределах ПЗ над ВНК выделяют уровни водонасыщенности через 2 м, которых вполне достаточно для надежной характеристики изменения водонасыщенности по высоте этой зоны.
Таким образом, благодаря совокупности операций предлагаемого способа обеспечивается надежная оценка нефтенасыщенности залежи в целом и отдельных ее зон: ПЗ и ЗПН. Это позволяет повысить достоверность модели нефтенасыщенности залежи, дифференцированно оценить запасы различных ее зон, прогнозировать оптимальные результаты опробования и рекомендовать наиболее оптимальный вариант разработки.
Реализация предлагаемого способа иллюстрируется следующим примером:
- из керна ПЗ и ЗПН залежи, характеризующихся различной нефтенасыщенностью, были изготовлены стандартные цилиндрические образцы и проэкстрагированы от нефти;
- у каждого образца определена пористость и проницаемость на приборе «АР-608» (США, «Коротест»);
- далее под вакуумом произведено 100%-ное насыщение всех образцов моделью пластовой воды и определение ее количества по результатам взвешивания до и после насыщения;
др
- методом капилляриметрии при давлениях дренирования Р 0.03, 0.1, 0.4, 1.6, 2.5, 4, 5 атм из образцов произведено вытеснение воды и смоделировано изменение водонасыщенности по высоте залежи над ЗВ и над ВНК, а именно в пределах ПЗ от 100%-ной на уровне ЗВ и от максимальной на линии ВНК до минимальной остаточной в ЗПН;
к
в
- по данным капилляриметрии каждого образца построены кривые изменения капиллярного давления Р от водонасыщенности К;
пл
- по этим кривым определены высоты h уровней различной водонасыщенности в пределах ПЗ и ЗПН залежи как над зеркалом воды ЗВ залежи, характеризующимся уровнем 100%-ной водонасыщенности, так и над водонефтяным контактом ВНК залежи, по следующим формулам:
высота уровня над ЗВ
высота уровня над ВНК , где:
пл.зв
к
h - высота уровня водонасыщенности над ЗВ, соответствующая конкретной величине Р над ЗВ, м;
пл.внк
h - высота уровня водонасыщенности над ВНК, м;
пл.н-в
пл.н-в
лаб.в-г
лаб.в-г
2.74=10*σ*Cosθ/Cosθ*σ;
пл.н-в
σ = 20 дин/см - поверхностное натяжение на границе нефть-вода в пластовых условиях;
лаб.в-г
σ = 73 дин/см - поверхностное натяжение на границе вода-газ в атмосферных условиях;
пл.н-в
лаб.в-г
Cosθ и Cosθ - углы смачивания на границе соответственно нефть-вода в пластовых условиях и вода-газ в атмосферных условиях, принятые равными 1;
- капиллярное давление воды для любой высоты уровня над ЗВ, атм;
- капиллярное давление воды на линии ВНК, атм;
в.пл.
3
d - плотность воды в пластовых условиях, г/см;
н.пл.
3
d - плотность нефти в пластовых условиях, г/см;
ов
тр
прг
п
прг
п
0.5
- затем для ЗПН по данным каждого из образцов построена единая зависимость остаточной водонасыщенности К от комплексного структурного параметра С, равного (К/К), где (К - проницаемость, К - пористость);
- в пределах ПЗ над ВНК через 2 м выделены уровни различной водонасыщенности, которые надежно отражают изменение водонасыщенности этой зоны по высоте;
в
тр
- затем для высоты каждого выделенного уровня водонасыщенности ПЗ по совокупности всех образцов построены отдельные зависимости промежуточных водонасыщенностей К, изменяющихся от максимальной на уровне ВНК до остаточной в ЗПН, от вышеуказанного параметра С;
зпн
п
пз
п
- по образцам ЗПН и ПЗ залежи построены отдельно дифференциальные распределения пористости, соответственно f(K) и f(K);
зпн
п
пз
п
- дифференциальные распределения пористости каждой зоны перестраиваются в интегральные распределения пористости этих же зон, соответственно F(K) и F(K);
- далее, используя критерий Колмогорова-Смирнова, оценено подобие интегральных распределений пористости ЗПН и ПЗ залежи с вероятностью 0.99;
п
- с учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН для залежи в целом построено обобщенное распределение пористости f(K), которое принимается в качестве генеральной совокупности, достоверно отражающей коллекторские свойства нефтенасыщенной части залежи в целом и на любом ее уровне над ЗВ и над ВНК;
ов
- для ЗПН залежи нефтенасыщенность определена на основании зависимости остаточной водонасыщенности К от комплексного структурного параметра
тр
ов
тр
п
С-К=f*(C) и вероятностей обобщенного распределения пористости всей залежи f(K) по формуле:
для ЗПН
<img file="00000006.tif" he="13" wi="51" img-content="undefined" img-format="tif" />
где:
- средняя нефтенасыщенность всей ЗПН, %;
тр
n - количество классов ранжирования C согласно обобщенного распределения пористости;
овi
тр
ов
тр
K - остаточная водонасыщенность для конкретного значения С согласно зависимости К=f(C) для ЗПН;
i
тp
п
f - встречаемость пород конкретного класса структурного параметра C согласно обобщенного дифференциального распределения пористости f(K) всей залежи;
ов
тр
i - конкретные значения К или С;
в
тр
i
тр
п
- для ПЗ нефтенасыщенность определена на высоте каждого выделенного уровня над линией ВНК по соответствующим зависимостям водонасыщенности этих уровней от коллекторских свойств - К=f(C) и встречаемости f комплексного структурного параметра С согласно обобщенного распределения пористости f(K) по формуле:
для одного уровня ПЗ:
<img file="00000008.tif" he="13" wi="48" img-content="undefined" img-format="tif" />
где:  - средняя нефтенасыщенность конкретного уровня ПЗ, %;
вi
тр
в
тр
K - промежуточная водонасыщенность какого-либо уровня ПЗ при конкретном значении С согласно зависимости К=f(C) этого уровня;
- нефтенасыщенность всей ПЗ рассчитывается как среднее всех выделенных в ней уровней:
для всей ПЗ:
<img file="00000013.tif" he="14" wi="66" img-content="undefined" img-format="tif" />
где:  - средняя нефтенасыщенность всей ПЗ, %;
m - количество выделенных уровней в пределах ПЗ.
Заявленный способ определения нефтенасыщенности залежи по керну апробирован на 100 реальных образцах нескольких скважин массивной карбонатной залежи одного из месторождений Пермского региона. Проведенные исследования иллюстрируются рисунками и таблицами.
зпн
п
зпн
п
На рис.1 представлены дифференциальные f(K) и интегральные F(K) распределения пористости по образцам трех месторождений для ЗПН залежей; на рис.2 - аналогичные распределения для ПЗ залежей; на рис.3 - аналогичные обобщенные распределения совместно для ЗПН и ПЗ залежей; на рис.4 - варианты охарактеризованности образцами ПЗ залежи одного из месторождений, где кривая 2 соответствует средней ее части на уровне примерно 7 м над ВНК, кривая 3 - верхней части ПЗ на уровне примерно 10.5 м над ВНК, кривая 4 - нижней части ПЗ на уровне примерно 3.1 м над ВНК.
ов
тр
в
тр
В таблице 1 приведены уравнения зависимости остаточной водонасыщенности К от комплексного структурного параметра С для ЗПН залежи и серия уравнений зависимости промежуточных значений водонасыщенности К от комплексного структурного параметра С для нескольких уровней над ВНК для ПЗ залежи; в таблице 2 показана охарактеризованность образцами различных уровней над ВНК в ПЗ залежи для конкретных скважин на примере одного месторождения.
Анализ распределения пористости отдельно в ЗПН и ПЗ залежей трех месторождений (рис.1 и рис.2) и приуроченности исследованных образцов в разрезе отдельных скважин одного из месторождений (таблица 2) свидетельствуют о высокой неоднородности охарактеризованности различных частей залежи, особенно в случае одного месторождения. Это обуславливает необходимость использования для оценки нефтенасыщенности всей выборки образцов залежи в целом.
Сравнение нефтенасыщенности и запасов на примере одного месторождения, рассчитанных раздельно для ЗПН и ПЗ, а также в случае охарактеризованности образцами преимущественно какой-либо части ПЗ: средней, верхней или нижней, представлено в таблице 3.
н1
Нефтенасыщенность K определена только по конкретным образцам каждой из зон залежи.
н2
н3
н4
н2
н3
н4
Значения нефтенасыщенности К, К, К рассчитаны с учетом встречаемости, согласно обобщенного распределения пористости всей залежи. Причем К соответствует образцам преимущественно из средней части ПЗ залежи (рис.4, кривая 2), К - образцам преимущественно из верхней части ПЗ (рис.4, кривая 3), а К - образцам преимущественно из нижней части ПЗ (рис.4, кривая 4).
н2
н1
3
3
В том случае, когда образцы приурочены преимущественно к средней части ПЗ, нефтенасыщенность ЗПН К больше K на +1.2% (78.4% против 77.2%) и меньше на 2% (62% против 64%) в ПЗ залежи. Но даже при таком небольшом отличии в нефтенасыщенности запасы в ЗПН, объем которой составляет только 11.2% от залежи в целом (таблица 3, первый столбец), увеличиваются на 46.1 тыс.м (+1,6%), а в ПЗ уменьшаются на 607.6 тыс.м (-3.1%). Следовательно, при использовании предлагаемого способа наблюдается явное качественное улучшение в достоверности распределении запасов.
н3
н1
3
3
3
Когда образцы приурочены к верхней части ПЗ залежи (рис.4, кривая 3) значение К в ЗПН остается неизменным, то есть больше значения К также на 46.1 тыс.м или на +1.6%, а в ПЗ нефтенасыщенность увеличивается на +7.5%, что приводит к увеличению ее запасов на 2278 тыс.м (+11.7%), а по залежи в целом - на 2324,4 тыс.м (+10.4%).
3
3
3
3
н4
н1
Приуроченность образцов к нижней части ПЗ (рис.4, кривая 4) увеличивает нефтенасыщенность ЗПН также на 46.1 тыс.м или на +1.6%, а в ПЗ - уменьшает на -9.8% (К=54.2%, против К=64.0%), что приводит к уменьшению запасов ПЗ с 19441.1 до 16464.3 тыс.м, т.е. на 2977 тыс.м (-15.3%), а по залежи в целом - на 2930.9 тыс.м (-13.1%).
Проведенные исследования показывают, что в случае подобия коллекторских свойств ЗПН и ПЗ залежи нефтенасыщенность каждой из зон следует определять по выборке образцов всей залежи. Особенно сильно неравномерность охарактеризованности образцами различных зон залежи сказывается на нефтенасыщенности ПЗ. Приуроченность керна к верхней части ПЗ существенно завышает нефтенасыщенность и запасы, а приуроченность керна к нижней части ПЗ - занижает и то, и другое.
тр
Предлагаемый же способ позволяет повысить достоверность нефтенасыщенности залежи, особенно в ее ПЗ, поскольку водонасыщенность при всех значениях комплексного структурного параметра С каждого уровня ПЗ взвешивается на встречаемость, которая установлена по обобщенному распределению пористости всей залежи, отражающей особенности коллекторских свойств залежи в целом и отдельных ее уровней более достоверно.