ОБЪЕДИНЕНИЕ ЛИДЕРОВ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕРВИСА И МАШИНОСТРОЕНИЯ РОССИИ
USD 70,52 0,71
EUR 81,84 0,81
Brent 0.00/0.00WTI 0.00/0.00

PROнефть: Определение интервалов с наличием подвижной воды в отложениях ачимовской толщи (статья)

Ш.В. Мухидинов, к.т.н., Е.О. Беляков, к.г.-м.н.
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Mukhidinov.ShV@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: ачимовские отложения, водонасыщенность, подвижная вода, неоднородность пород, литолого-петрофизическая характеристика

Ачимовские отложения известны низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и ухудшенной сообщаемостью пор. Относятся к нижнемеловому комплексу и имеют сложное геологическое строение. Нефтегазоносные объекты в ачимовской толще относятся к неантиклинальному типу ловушек и приурочены к клиноформам [3, 4, 5]. При петрофизическом изучении уникальных пород ачимовской толщи методами ГИС существует ряд проблем, одной из которых является определение коэффициента водонасыщенности и оценка доли подвижной воды. Вопрос изучения объема подвижной воды в породах ачимовской толщи важный, но до сих пор является открытым. От эффективности решения этой задачи зависит успешность проведения геологоразведочных работ (ГРР), и определяются риски эксплуатационного бурения.

DETERMINATION OF MOBILE WATER IN RESERVOIRS OF ACHIMOV THICKNESS

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2020, no. 4 (18), pp. 34-47

Shukhrat V. Mukhidinov, PHD, Evgeniy O. Belyakov, PHD
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: Mukhidinov.ShV@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: Achimov deposits, water saturation, mobile water, heterogeneity of rocks, lithological and petrophysical characteristics

The rocks of the Achimov deposits are known for low porosity, permeability and poor connectivity of the pores. They belong to the Lower Cretaceous complex and have a complex geological structure. Oil and gas-bearing objects in the Achimov deposits belong to the non-anticlinal type of traps and are confined to clinoforms. The question of studying the volume of mobile water in the rocks of the Achimov is important, but is still open. The success of geological exploration and the risks of production drilling depend on the effectiveness of solving this problem.

DOI:  10.7868/S2587739920040047

ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Водонасыщенностью горной породы называется свойство коллектора, характеризующее содержание в ней пластовой воды. Водонасыщенность измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых пластовой водой, к общему объему этих пор. Значение водонасыщенности необходимо для определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности горных пород, которые, в свою очередь, определяют геологические запасы нефти и газа месторождений. Водонасыщенность горных пород продуктивных коллекторов определяется на образцах керна, отобранных из скважины изолированным способом или с использованием растворов на нефтяной основе. Общепринятым прямым методом определения начальной водонасыщенности пород считается экстракционно-дистилляционная отгонка воды и нефти. В данном способе предполагается, что измеренный вмернике экстракционно-дистилляционного прибора (аппарат Закса или Дина–Старка) объем воды идентичен объему воды в пластовых условиях. Вусловиях скважины водонасыщенность определяется электромагнитными методами геофизических исследований скважин (ГИС). Горные породы в сухом виде являются диэлектриками. Способность проводить электрический ток появляется за счет содержащейся в них внутрипоровой и адсорбированной воды. Вода, содержащая растворенные соли, представляет собой электролит, способный проводить электрический ток. Чем выше концентрация солей, тем выше проводимость внутрипоровой воды. При этом нефть и газ, так же как и порода, являются диэлектриками. Электромагнитными методами ГИС оценивается удельное электрическое сопротивление (УЭС) флюидонасыщенной породы. Величина УЭС (Rt ) пород-коллекторов является функцией минерализации пластовой воды (удельного электрического сопротивления – Ro), водонасыщенности (Кв) и пористости (ϕ):

ф4.1.JPG

Взаимосвязи между этими значениями показывают, что УЭС уменьшается с увеличением пористости и водонасыщенности и увеличивается с возрастанием УЭС воды. На величину УЭС также влияют геометрия пор, механические напряжения в пластовых условиях, состав породы и поровых флюидов и температура. Величина Kв n в выражении (1) определяет значение параметра насыщения (Рн), предложенного В.Н.Дахновым, показывающего, во сколько раз возрастает величина Rt нефтеводонасыщенной породы по сравнению с величиной Rt при полном насыщении водой объема пор. Величина m является показателем цементации породы, с усложнением геометрии пор растет, n характеризует класс продуктивного коллектора. Показатели m и n на практике определяются экспериментально и принимаются как константы. Это обусловлено тем, что для экспериментальных работ формируется относительно однородная выборка, не покрывающая весь диапазон изменения свойств. Опыт показывает, что, если коллекция керна сформирована с учетом неоднородности пород-коллекторов, значения показателя n в отличие от показателя m варьируются в достаточно широком диапазоне. На рис. 1 приводится пример зависимости Рн от Кв и распределения m и n для пород ачимовских отложений. Из рис. 1 видно, что для одних и тех же пород распределение m однородное. В отличие от этого распределение показателя n свидетельствует о наличии трех классов пород. Традиционное эмпирическое обоснование показателя n позволит определить его значение 1,3. При этом в исследуемых коллекторах существуют классы пород, для которых средняя величина n составляет: для условного первого класса 1,53 и условно третьего класса 0,99. Породы, для которых n = 1,3, являются преобладающими, и их условно можно отнести к классу 2.

4.1.JPG

Применение n = 1,3 для первого класса пород приведет к занижению определяемой величины Кв на 10–12%, а в интервале залегания пород третьего класса, наоборот, значения Кв будут завышены на 15–20%. Под классом породы продуктивного коллектора понимается петрофизический тип, отличающийся от других типов литолого-петрофизической характеристикой. Такую классификацию с учетом возможности ее реализации методами ГИС в скважине удобно выполнять на основе концепции связанности порового пространства (КСПП) с использованием структурного фактора Sf [1, 2].

ПРИ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОМ ИЗУЧЕНИИ ПОРОД АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ МЕТОДАМИ ГИС СУЩЕСТВУЕТ РЯД ПРОБЛЕМ, ОДНА ИЗ КОТОРЫХ – ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ И ОЦЕНКА ДОЛИ ПОДВИЖНОЙ ВОДЫ. ОТ РЕШЕНИЯ ЭТОЙ ЗАДАЧИ ЗАВИСИТ УСПЕШНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И ОПРЕДЕЛЯЮТСЯ РИСКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО БУРЕНИЯ.

Согласно модели абсолютной газопроницаемости КСПП, структурный фактор Sf определяется по известным значениям пористости и проницаемости керна по формуле

ф4.2.JPG

где K– абсолютная проницаемость, мД; a и f – настроечные коэффициенты. Величина структурного фактора Sf показывает различие пород по проницаемости при равной пористости. Группирование пород по близким значениям Sf будет определять петрофизический тип. Кроме того, изучение структурного фактора Sf и результатов эксперимента по исследованию электрических свойств изолированно

4.2.JPG

 

отобранных образов керна с сохраненной водонасыщенностью показало наличие тесной корреляционной связи между значениями Sf и показателем n (рис. 2). Это говорит о том, что, если использовать не фиксированное значение n, а его зависимость от параметра Sf , определяемая величина Кв будет более точная. Авторами были проанализированы породы ачимовских отложений ряда месторождений Западной Сибири. Анализировались пористость, проницаемость и структурная характеристика по величине Sf . Попытка типизировать породы геологического разреза по пористости и проницаемости не дала существенных результатов. При этом анализ пород по структурной характеристике (петрофизическому типу) показал, что породы ачимовских отложений средней части валанжина отличаются от пород нижней части валанжина. Последним свойственна большая неоднородность по литолого-петрофизическим свойствам, а это означает, что использование фиксированного показателя n в модели Арчи–Дахнова будет приводить к относительно большим неопределенностям при оценке водонасыщенности коллекторов и доли подвижной воды. Повысить достоверность определения Кв можно путем использования зависимости n = f(Sf ). Неопределенность, которая возникает при оценке водонасыщенности с использованием модели Дахнова–Арчи, в отложениях ачимовской толщи обусловлена еще одним важным параметром– минерализацией пластовой воды, по которой определяется величина Ro. На рис. 4 показана минерализация пластовой воды некоторых месторождений ЯНАО. Диапазон минерализации получен по результатам исследования проб пластовой воды.

4.3.JPG

4.4.JPG

Из рис. 4 видно, что минерализация пластовой воды в породах ачимовской толщи изменяется в очень широких пределах 3–21 г/л. К примеру, увеличение минерализации пластовой воды с 10 до 15 г/л приведет к снижению значений Rо с 0.194 Ом·м до 0.135 Ом·м, а определяемая водонасыщенность изменится (уменьшится) на 24%. В отложениях ачимовской толщи такое изменение может существенно исказить результат определения объема подвижной воды и, следовательно, приведет к неправильному выводу о характере насыщенности коллектора. К сожалению, это очень распространенная проблема в изучении насыщенности пород-коллекторов в ачимовской толще. Решением этой проблемы могут быть результаты определения водонасыщенности на изолированно отобранном керне (или на основе РНО). Минерализацию пластовой воды можно оценить напрямую по отогнанной воде или косвенно, решая уравнение (1) относительно неизвестного Ro . Но изолированный или на основе РНО керн отбирается очень редко. На практике зачастую для уточнения минерализации пластовой воды пользуются результатами определения остаточной водонасыщенности ( kво) на керне. Для этого в предельно (газо-) нефтегазонасыщенной зоне текущую водонасыщенность приравнивают к остаточной водонасыщенности. Однако не всегда имеется информация о предельно нефтегазонасыщенном интервале. Вэтом случае можно настроиться на интервалы с безводным притоком, которые считаются как чисто нефтенасыщенная (ЧНЗ) или газонасыщенная зоны (ЧГЗ). Значение удельного электрического сопротивления пластовой воды оценивают, решая уравнение модели Дахнова– Арчи относительно Ro при известной величине неснижаемой воды. Такой подход имеет место, однако, здесь важно капиллярное давление, при котором определялась величина неснижаемой воды. 

ПОДВИЖНАЯ И СВЯЗАННАЯ (НЕСНИЖАЕМАЯ) ВОДА

Подвижный флюид определяется эффективной пористостью, которая меньше открытой пористости на объем остаточной воды. Формула определения эффективной пористости имеет следующий вид:

Снимок1.PNG

Объем подвижного флюида в породе в условиях скважины можно определить по данным ядерно-магнитного каротажа (ЯМК). Методика основывается на использовании граничной отсечки времени поперечной релаксации Т2 гр , которая разделяет поровый флюид на подвижную и связанную части. Физической основой этой методики является то, что атомы водорода подвижного флюида, находящиеся в относиную и связанную части. Физической основой этой методики является то, что атомы водорода подвижного флюида, находящиеся в относительно крупных порах породы, характеризуются более длинными временами релаксации, а атомы водорода связанной воды из-за наличия контактов с поверхностью порового пространства имеют короткие времена релаксации. Поскольку спектр ЯМР отражает распределе - ние пористости по временам релаксации, применение граничной отсечки Т2 гр обеспечивает разделение пор с подвижными и связанными флюидами. Для того чтобы оценить долю воды ( kв.подв.) в объеме подвижного флюида необходимо определить разность между текущей и связан - ной водонасыщенностью: - в предельно нефтегазонасыщенной зоне (ПНЗ, ПГЗ): kв. подв. = k в – kво , – в чисто нефтегазонасыщенной зоне (ЧНЗ, ЧГЗ): kв. подв.= kв – kв. св. , где kво – коэффициент остаточной водонасыщенности, полученный при максималь - ных значениях капиллярного давления; kв. св – связанная (остаточная) вода, соответствующая текущему капиллярному давлению изучаемого коллектора. 

Из соотношения следует, что погрешность оценки подвижной воды обусловлена ошибками определения k в и kв. св. Если снижения погрешности определения kв можно добиться вышеописанной методикой, то неопределенность величины kв.св зависит от того, какое капиллярное давление принималось при лабораторных исследованиях керна. Комплексный анализ данных kво , полученных на образцах керна капиллярометрией и методом ЯМК в отложениях ачимовской толщи, показывает расхождение значений (kво_ЯМК > kво_керн). Это обусловлено тем, что по керну величина kво определяется при максимальных капиллярных давлениях, а по ЯМК – соответствует объему связанной (удерживаемой мелкими порами и капиллярами) воды в условиях исследуемого пласта. Следует отметить, что есть вероятность использования завышенной отсечки Т2 гр, которая отделяет подвижный флюид от связанной воды. Такая вероятность может быть исключена путем сравнительного анализа значений проницаемостей по ЯМК, определенных двумя независимыми моделями: моделью Тимура (KTIM) и Schlumberger (KSDR). В случае, если KTIM<KSDR, то это признак того, что входящая в уравнение KTIM величина kво из-за некорректной отсечки по Т2 гр завышена. Убедившись в том, что значения проницаемости по этим двум моделям хорошо согласуются между собой, можно делать выводы относительно получаемого коэффициента остаточной водонасыщенности

4.5.JPG

4.6.JPG

 

При анализе данных kв.св следует привлечь результаты ОФП. Основными характеристиками ОФП являются фазовые проницаемости по воде и нефти, а также коэффициенты водонасыщенности kв* и kв**, характеризующие границы диапазона, соответствующего зоне двухфазной фильтрации при вытеснении нефти водой. Пример результатов эксперимента по определению ОФП приведен на рис. 5. Привлечение данных ОФП в решении вопроса расхождения данных kво показало, что определяемая величина kв.св по ЯМК соответствует значению kв*. Поскольку эксперименты ОФП выполняются в условиях, имитирующих пластовые, значения kв.св , полученные по ЯМК при оценке подвижной воды в ЧНЗ иЧГЗ, будут предпочтительнее. На рис. 6 приводится корреляционная связь между абсолютной проницаемостью и водонасыщенностью (kво, kв*, kв**). Связь построена по данным керна с привлечением результатов ЯМК. Согласно данным ОФП, породы с подвижным флюидом на приведенном графике ограничены линиями kв* и kв**. Точка пересечения линий соответствует границе коллектор–неколлектор. Нанесенные значения kв.св(ЯМК) хорошо согласуются с данными kв*. Это демонстрирует то, что объем подвижной воды в ЧНЗ иЧГЗ необходимо оценивать не от величины Кво , полученной при максимальных капиллярных давлениях, а от значений kв*. Ав предельно нефтегазонасыщенной зоне нужно ориентироваться на значения kво , полученные при максимальных капиллярных давлениях.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На практике встречаются примеры, когда результаты бурения эксплуатационных скважин, в том числе горизонтальных стволов, не соответствуют ожиданиям: высока обводненность получаемой продукции. С одной стороны, это обусловлено ограниченной изученностью пород ачимовских отложений достаточным комплексом ГИС, керновым материалом и поровыми флюидами, а с другой – степенью методической проработки подходов обработки и интерпретации геолого-геофизических данных. Для изучения пород-коллекторов ачимовской толщи требуется адаптация существующих и разработка новых методик интерпретации ГИС. При этом нужно исходить из того, что в более 90% скважин интервал ачимовки исследован ограниченным комплексом ГИС. В Научно-Техническом Центре «Газпром нефти» разработана технология, которая обеспечивает эффективное решение геологических задач в ачимовской толще [6, 7].  

Список литературы

      1. Беляков Е.О., Французов С.Е., Мухидинов Ш.В., Стремичев Е.В., Макухо Д.М. Вероятностная модель распределения флюидонасыщенности порового пространства пород как основа уточнения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12.

 

      2. Беляков Е.О., Мухидинов Ш.В. Использование обобщенных зависимостей для построения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств с оценкой граничных параметров выделения коллекторов и определения их характера насыщенности. Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы 2015: Сборник статей / Сост. Б.Н. Еникеев. – М.: ООО «ЕАГО Геомодель», 2015. – 383 с.

 

      3. Гутман И.С. и др. Особенности формирования клиноформ в ачимовской толще Западной Сибири по данным бурения и сейсмических исследований // Территория нефтегаз. – Aвгуст, 2011. – № 8.

 

      4. Литвин В.В., Михайлова С.В., Захарова О.А., Надежницская Н.В. Перспективы нефтеносности ачимовских отложений в центральной части Ноябрьского региона Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12.

 

      5. Нежданов А.А., Пономарев В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. – М.: Изд-во Академии горных наук, 2000. – 247 с.

 

      6. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2019660191 от 02.06.2019. Авторы: Беляков Е.О., Мухидинов Ш.В., Фаттахов Э.Э., Заранкин П.Я., Коротеев Д.А., Исмаилова Л.С., Орлов Д.М., Мешалкин Ю.Е., Махотин И.В. Правообладатель ООО «Газпромнефть НТЦ».

 

      7. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2020615164 от 18.05.2020. Авторы: Мухидинов Ш.В., Беляков Е.О., Чупринко Д.И., Фаттахов Э.Э. Правообладатель ООО «Газпромнефть НТЦ».

 

References

      1. Belyakov E. O., Frantsuzov S. E., Mukhidinov Sh. V., Stremichev E. V., Makukho D. M. Probabilistic model of fluid saturation distribution in pore space of rocks as a basis for refining petrophysical models of reservoir properties. Neftyanoe Khozyaystvo [Oil Industry Journal]. 2013, no. 12, pp. 48–50 (In Russ.)

 

      2. Belyakov E.O., Mukhidinov Sh. V. Use of generalized dependencies to build petrophysical models of reservoir properties with an estimate of the boundary parameters of reservoir isolation and determination of saturation. Petrofizika slozhnykh kollektorov: problemy i perspektivy. 2015 [Petrophysics of Complex Reservoirs: Problems and Prospects 2015], ed. B.N. Enikeev. Moscow, OOO EAGO Geomodel, 2015. Vol. 383. (In Russ.)

 

      3. Gutman I.S. et al. Features of the formation of clinoforms in the Achimov deposit of Western Siberia based on drilling and seismic data. Territoriya neftegaz [Oil and Gas Territory]. 2011, no. 8, pp. 20–29. (In Russ.)

 

      4. Litvin V.V., Mikhailova S.V., Zakharova O.A., Nadezhnitskaya N.V. Prospects for the oil-bearing capacity of the Achimov deposits in the central part of the Noyabrsk region of Western Siberia. Neftyanoe Khozyaystvo [Oil Industry Journal]. 2013, no. 12, pp. 17–19. (In Russ.)

 

      5. Nezhdanov A.A., Ponomarev V.A., Turenkov N.A., Gorbunov S.A. Geologiya i neftegazonosnost’ achimovskoi tolshchi Zapadnoi Sibiri [Geology and oil and gas potential of the Achimov deposit in Western Siberia]. Moscow, Academy of Mining Sciences publ., 2000. 247 p.

 

      6. Belyakov E.O., Mukhidinov Sh.V., Fattakhov E.E., Zarankin P.Ya., Koroteev D.A., Ismailova L.S., Orlov D.M., Meshalkin Yu.E., Makhotin I.V. Svidetel’stvo o gosudarstvennoi registratsii programmy dlya EVM №2019660191 ot 02.06.2019 [Certificate of state registration of a computer program No. 2019660191 dated 02.06.2019].

 

    7. Mukhidinov Sh.V., Belyakov E.O., Chuprinko D.I., Fattakhov E.E. Svidetel’stvo o gosudarstvennoi registratsii programmy dlya EVM №2020615164 ot 18.05.2020 [Certificate of state registration of a computer program No. 2020615164 dated 05/18/2020].

 

Дополнительная информация

Идет загрузка следующего нового материала

Это был последний самый новый материал в разделе "Upstream"

Материалов нет

Наверх