CC BY
3625.00.10 Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых (технические науки)
DOI: 10.31660/0445-0108-2019-6-67-76
УДК 553.982
Анализ эффективности моделей переходных зон для определения коэффициентов нефтенасыщенности и положения контакта углеводородов с водой
Г. Е. Строянецкая
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Россия
e-mail: galina_Stro@mail.ru
Аннотация. При интерпретации геолого-геофизической информации находят применение модели переходных зон, являющиеся графиками зависимостей коэффициентов водонасыщенности коллекторов от высоты залегания их над уровнем с нулевым капиллярным давлением с учетом геолого-геофизического параметра. Данные модели не рекомендуются для оценки коэффициентов нефтенасыщенности коллекторов в переходной зоне. Высоту залегания коллектора над уровнем с нулевым капиллярным давлением можно оценить по модели переходной зоны, в которой учитываются значения коэффициентов остаточной водонасыщенности коллекторов, но только при подтверждении модели переходной зоны данными капилляриметрических исследований на керне.
Ключевые слова: керн; нефтенасыщенность; остаточная водонасыщенность; граничное значение коэффициента водонасыщенности; капилляриметрия
Analysis of the efficiency of models of transition zones to determine oil-saturation factors and position of contact of hydrocarbons with water
Galina E. Stroyanetskaya
Industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia e-mail: galina_Stro@mail.ru
Abstract. The article is devoted to the usage of models of transition zones in the interpretation of geological and geophysical information. These models are graphs of the dependences of oil-saturation factors of the collectors on their height above the level with zero capillary pressure, taking into account the geological and geophysical parameter. These models are not recommended for estimating oil-saturation factors of collectors in the transition zone. The height of occurrence of the collector above the level of zero capillary pressure can be estimated from model of the transition zone that take into account the values of the coefficients of residual water saturation factor of the collectors, but only when the model of the transition zone is confirmed by data capillarimetry studies on the core.
Key words: core; oil-saturation; residual water saturation; the boundary value of the coefficient of water saturation; capillarimetry
Введение
При интерпретации геолого-геофизической информации находят применение модели переходных зон (МПЗ) [1—16]. Они представляют собой кросспло-
ты значений коэффициентов водонасыщенности коллекторов (кв) от высоты (Н) залегания их над уровнем с нулевым капиллярным давлением (ЗЧВ). При построении МПЗ учитываются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов: открытая пористость (Кп), эффективная пористость (Кп.эф), абсолютная газопроницаемость (Кпр), водоудерживающая способность (Квс ), не-снижаемая остаточная водонасыщенность (К во ).
Модели переходных зон используют для различных целей, в том числе для определения коэффициентов нефтенасыщенности (Кн ) маломощных коллекторов в переходной зоне, положения условных структурных поверхностей относительно ЗЧВ [7] (в зависимости от ФЕС пород), которым соответствуют граничные или иначе критические значения кв продуктивных коллекторов. Граничные значения к в (кв.гр ) — это такие к в:
• при которых и меньше которых из коллекторов при испытании получают
*
безводные углеводороды (УВ); данные значения к в принято обозначать к в;
• при превышении которых из коллекторов при испытании получают
**
притоки воды; данные значения к в принято обозначать Кв ;
• которые соответствуют положению водонефтяного контакта (ВНК) или газоводяного контакта (ГВК); данные значения кв принято обозначать Квр .
При кв = кер из пластов получают промышленные притоки УВ с водой.
В общем виде МПЗ можно записать так:
Н = а кв, Кп ) или кв = АН Кп), (1)
Н = а кв, кпр) или к в = АН кпр), (2)
Н = а кв, К во ) или кв = аН, К во ), (3)
Н = а кв, Квс ) или кв = аН, Квс ), (4)
Н = а кв, кп.эф) или кв = аН, кп.эф), (5)
где Квс — коэффициент водоудерживающей способности по данным центрифугирования.
Коэффициенты Квс и Кво примерно равны, если коллекторы неглинистые. Для глинистых коллекторов КЦс > кво [17]. Значения кво коллектора устанавливают по данным капилляриметрии керна путем построения графика зависимости (рис. 1) капиллярного давления в керне при лабораторных условиях (рЛаб) от текущего кв (табл. 1, колонки 1 и 2). Стабилизация значений кв при возрастающем рКаб свидетельствует о том, что к в = кво
Рис. 1. Зависимость РКаб = /(Кв) для образца керна
Таблица 1
Данные по образцу керна, необходимые при построении МПЗ
Пласт АС1 . Образец 362. Кп = 23,8 %; Кп ~ 24 %; Кво = 28,1 %;
Кво е (25-30] %; кпр = 248,5-10-15, м2; кпр е (200-300]-10-15, м2
рлкаб , МПа кв,% ан, г/см3 ств , г/см3 Н, м
0,003 95,1 0,894 1,0 1,1
0,012 59,5 0,894 1,0 4,2
0,018 49,9 0,894 1,0 6,4
0,026 45,4 0,894 1,0 9,2
0,047 39,9 0,894 1,0 16,6
0,106 33,8 0,894 1,0 37,5
0,294 28,1 0,894 1,0 104,0
Примечание. рКаб — капиллярное давление в образце при лабораторных условиях при текущем коэффициенте водонасыщенности (Кв); (гн — плотность нефти в пластовых условиях; (ув — плотность воды в пластовых условиях; Н — высота залегания прослоя коллектора над уровнем с нулевым капиллярным давлением.
При построении МПЗ необходимо устанавливать высоты (Н) расположения коллекторов над ЗЧВ в зависимости от их Кв и ФЕС. Значения кв коллекторов принимают равными получаемым при капилляриметрических исследованиях керна (см. табл. 1, колонка 2), а соответствующие им Н вычисляют по формуле [14]:
Рлаб . 8
Н = 10 —Рк дпл , (6)
(рв - рн) ■ 8 лаб
где 8пл — поверхностное натяжение на границе раздела «нефть — вода» при пластовых условиях, дин/см или Н/м (справочная величина 27-30 дин/см); 8 лаб — поверхностное натяжение на границе раздела «газ — вода» в лабораторных условиях, дин/см или Н/м (справочная величина 72 дин/см); ркаб — капиллярное давление в образце в лабораторных условиях при определенном коэффициенте его водонасыщенности, МПа.
Объект и методы исследования
При построении МПЗ составляют таблицу типа 1. Поскольку МПЗ — это кроссплот, то при его создании значения какого-то параметра можно представить в виде условных обозначений. В МПЗ вида (1)-(5):
• значения Кп , Кп.эф образцов керна можно округлить до целых чисел и каждому числу поставить в соответствие условное обозначение (рис. 2, 3);
• интервалы изменения К во, кпр можно разбить на последовательные подынтервалы; значениям К во, кпр, попадающим в разные подынтервалы, присвоить разные условные обозначения (рис. 4, 5).
Н,м
40 30 20 10 о
--•— L ■ф-
A и
/О СЙ Ю • Ф
О <3*si Щ|ЬА ООО
Ш&р
20
40
60
80
Кв,% 100
♦ Кп=17% ОКп=18% АКп=19% АКп=20% ОКп=21% о Кп=22% оКп=23%
♦ Кп=24%
Рис. 2. Сопоставление Кв с Н с учетом Кп
Рис. 3. Сопоставление кв с Н с учетом кп.эф
Для практического использования МПЗ необходимо получить уравнения зависимостей Н от кв или кв от Н с учетом величины третьего параметра, например, Кп , кп.эф , кпр , Кво . Получить их для МПЗ вида Н = f кв, Кп ), кв = f(H, Кп ), Н = f кв, кп.эф), кв = fH, кп.эф) не представляется возможным, поскольку четких зависимостей Н от Кв при Кп = const и Н от кв при кп.эф = const не просматривается (см. рис. 2, 3). Слабые зависимости наблюдаются между Н и кв с учетом кпр (см. рис. 4), Н и кв с учетом Кво (см. рис. 5).
Н.м
50
40 30 20 10
-а^вГ ♦-
♦ ♦
«ж
♦ Кпр=1-5 мД оКпр=10-100мД
♦ Кпр=100-200 мД
♦ Кпр=200-300мД
20
40
60
80 К °/о ЮО
Рис. 4. Сопоставление Кв с Н с учетом к
пр
Рис. 5. Сопоставление кв с Н с учетом Кво
Для оценки кпр маломощных коллекторов можно использовать гамма-каротаж, метод потенциалов собственной поляризации. Получаемое значение кпр по этим методам может отличаться от действительного на порядок. В связи с этим МПЗ вида Н = Д к в, кпр) не рекомендуется для определения Кн коллекторов в переходной зоне.
Для выяснения эффективности кроссплотов Н = Д к в, Кво) для целей определения Кн маломощных коллекторов массивы точек в них усреднены линиями регрессий степенных зависимостей (рис. 6) и экспоненциальных (рис. 7) вида [6]:
кв = Кво + (100 - Кво) • ехр(А • Н), (7)
где А — коэффициент, зависящий от ФЕС пород, и принимает следующие значения: -0,18 при Кво = 20-25 %; -0,17 при Кво = 25-30 %; -0,12 при Кво = 30-35 %; -0,11 при Кво = 40-45 %, 45-50 %, 50 - 55 %, 55 - 60 %.
Рис. 6. Модель переходной зоны вида Н = /( Кв, К во ) с трендами степенных зависимостей
Из рисунков 6 и 7 видно, что абсолютная погрешность определения кв через Н с учетом К во не менее 5 % при Н > 10 м. При Н < 10 м абсолютная погрешность к в до 10 %. При такой погрешности в определении кв использовать Н = Л к в, К во) для оценки Кн маломощных коллекторов в переходной зоне не рекомендуется.
Рис. 7. Модель переходной зоны вида Н = /( Кв, К во ) с трендами уравнения (7)
По данным работы [7] МПЗ позволяют оценивать возможные колебания условных структурных поверхностей относительно ЗЧВ, которым соответствуют граничные значения кв( кв.гр) : кв, квр (ВНК, ГВК), К в .
Для построения в МПЗ, представленных на рисунках 6 и 7, графиков зависимостей Н = Л к в), Н = Л ККр ), Н = Л К в*) были определены кв.гр (табл. 2)
продуктивных коллекторов (к в, квкр , К **) на основе капилляриметрии керна и формул Бурдайна [18]. По данным таблицы 2 построены графики зависимостей (рис. 8) Кв.гр = f ( Кво ) , которые использованы для оценки Кв.гр некоторых образцов керна.
Таблица 2
Граничные значения коэффициентов водонасыщенности коллекторов
Номер образца Кп ,% кпр , мД Кво ,% к в,% ккр,% ** К в , %
373 20,9 129 31,8 57 64 69
372 23,5 270 26,8 55 62 68
374 19,7 63,4 35,3 58 64 69
381 18,5 15,6 41,8 61 66 70
519 17,2 2,76 52,4 63 68,5 71
Рис. 8.
Графики зависимостей К в = f( К во ),
кКр = f( К во), к в = f( К во)
Результаты
По кроссплотам Н = f( к в, К во) видно, что линии значений Н от Кв = Кв.гр с учетом Кво ограничены снизу. По данным керна минимальное значение Н (Hmm) для всех условных структурных поверхностей с кв = Кв.гр составляет 4 м (см. рис. 6, 7). Если учесть линию тренда степенной зависимости для Кво = 20^25 % в МПЗ на рисунке 6, то Hmm для структурной поверхности,
которой соответствуют значения К *; составляет 3 м, ККР — 2 м (ВНК, ГВК),
ТУ**
Кв - 1 м.
Линии (см. рис. 6, 7) Н = f( кв.гр, кво) ограничены сверху значением Hmax.
При Кво = 40^45 % значение Нтах для структурной поверхности, которой со*
ответствуют значения к в, составляет 8^9 м, ККр — 10^11 м (ВНК, ГВК),
**
Кв — 13^5 м в зависимости от вида линий регрессий усредняющих массивы точек с Кво = const. При увеличении Кво значение Нтах возрастает и при предельном Кво = 100 - к но = 75 % для структурной поверхности, которой соответствуют значения к в, составляет 20^22 м, квр — 23^26 м (ВНК, ГВК), К в*— 29^36 м в зависимости от вида линий регрессий для массивов точек в МПЗ. На величину Нтах влияют погрешности в Кв.гр . Они приводят к изменению угла наклона линий Н = f( к в = Кв.гр ) и, следовательно, к изменению Нтах.
Модель переходной зоны вида Н = f( к в, Кво) может использоваться для оценки расстояний условных структурных поверхностей от ЗЧВ, которым соответствуют Кв, Кв? , Кв , но при условии надежно установленных Кв.гр и в пределах наличия достоверных капилляриметрических исследований на образцах керна.
Для практического использования можно рекомендовать пределы изменения Н = f( кв = Кв.гр ), установленные по кроссплотам Н = f( кв, Кво), для коллекторов с высокими и средними ФЕС. При этом усреднение массивов точек при Кво = const в этих кроссплотах может проводиться трендами степенных уравнений или экспоненциальных вида (7).
При установлении абсолютной отметки ВНК, ГВК необходимо учитывать не только ФЕС коллекторов [7], но и погрешности в записи инклинометрии, погрешности в глубинах на диаграммах геофизических исследований скважин (ГИС), влияние разработки, гидродинамику [10].
Для определения К н маломощных коллекторов в неоднородной пачке в практике интерпретации применяется формула С. Г. Комарова — В. Н. Дахно-ва [19]. Значение Кн единичного маломощного коллектора в переходной зоне, расположенного между двумя соседними коллекторами с установленными Кн , можно принять равным среднему арифметическому Кн верхнего и нижнего прослоев.
Выводы
• Рассмотренные модели переходных зон с дифференциацией по ФЕС не рекомендуются для оценки Кн маломощных прослоев в переходной зоне из-за отсутствия удовлетворительной связи между к в коллекторов и высотой их залегания над уровнем с нулевым капиллярным давлением при постоянном значении ФЕС.
• Модель переходной зоны вида Н = Л( к в , К во ) может использоваться для оценки расстояний условных структурных поверхностей от ЗЧВ, которым
соответствуют кв, К1^ , Кв , но при условии надежно установленных кв.гр и в пределах наличия достоверных капилляриметрических исследований на образцах керна.
• При определении Кн коллекторов, установлении ВНК, ГВК практичнее использовать стандартные методики интерпретации ГИС.
Библиографический список
1. Антипин Я. О., Белкина В. А. Моделирование нефтенасыщенности залежей в по-лимиктовых коллекторах с использованием J-функции Леверетта // Территория Нефтегаз. -2016. - № 2. - С. 51-57.
2. Большаков Ю. Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. - Новосибирск: Наука, 1995. - 184 с.
3. Гудок Н. С., Богданович Н. Н., Мартынов В. Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород: учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 592 с.
4. Грищенко М. А. Современные подходы к моделированию нефтенасыщенности сложнопостроенных залежей с целью создания гидродинамических моделей // Геология нефти и газа. - 2008. - № 5. - С. 45-51.
5. Грищенко М. А., Бикбулатова Т. Г. Современные подходы к моделированию насыщенности при создании геологических и фильтрационных моделей // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 12. - С. 18-21.
6. Грищенко М. А. Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования (на примере месторождений Западной Сибири): Автореф. дис. канд. техн. наук. - Екатеринбург, 2008. - 23 с.
7. Проблема обоснования водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований скважин при построении детальных геологических моделей / Т. Ф. Дьяконова [и др.] // Каротажник. - 2004. - № 3-4 (116-117). - С. 83-97.
8. К вопросу оценки параметров переходной зоны с использованием кривых капиллярного давления / В. И. Петерсилье [и др.] // Совершенствование методики разведки нефтяных и газовых месторождений: труды ВНИГНИ. - 1982. - Вып. 242. - С. 63-71.
9. Крэйг Ф. Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении / Пер. с англ.; под ред. В. Л. Данилова. - М.: Недра, 1974. - 192 с.
10. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200039442.
11. Михайлов А. Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. - 2012. - № 1 (5). -С. 150-160.
12. Рекомендации к методике построения геологических моделей при подсчете запасов углеводородного сырья [Электронный ресурс]. - М.: ФБУ «ГКЗ», 2014. - 100 с. - Режим доступа: http://gkz-rf.ru/uglevodorodnoe-syre.
13. Capillary resistance and trapping of hydrocarbons: a laboratory experiment / G. M. G. Teige [et al.] // Petroleum Geoscience. - 2005. - Vol. 11, Issue 2. - P. 125-129. DOI: 10.1144/1354-079304-609
14. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. - М. — Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. - 258 с.
15. Хабаров, А. В. Методика интерактивного петрофизического моделирования неф-тенасыщенных залежей нефти (по данным керна, ГИС и истории разработки месторождений салымской группы): Автореф. дис. канд. техн. наук. - М., 2010. - 30 с.
16. Хабаров А. В., Волокитин Я. Е. Оценка проницаемости терригенных пластов-коллекторов по керну, каротажу и промысловым данным // Каротажник. - 2009. - № 12 (189). -С. 167-211.
17. Корреляционные способы оценки количественного критерия «коллектор — неколлектор» месторождений Западной Сибири / Г. В. Таужнянский [и др.] // Каротажник. - 2005. -№ 8 (135). - С. 5-11.
18. Количественная оценка добывных характеристик коллекторов нефти и газа по петрофизическим данным и материалам ГИС: моногр. / Л. М. Дорогиницкая [и др.]. -Томск: STT, 2007. - 278 с.
19. Дахнов В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин: учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. - М.: Недра, 1982. - 448 с.
References
1. Antipin, Ya. O., & Belkina, V. A. (2016). Modeling oil saturation of polymict reservoir deposit using the J-function Leverett. Oil and Gas Territory, (2), pp. 51-57. (In Russian).
2. Bol'shakov, Yu. Ya. (1995). Teoriya kapillyarnosti neftegazonakopleniya. Novosibirsk, Nauka Publ., 184 p. (In Russian).
3. Gudok, N. S., Bogdanovich, N. N., & Martynov, V. G. (2007). Opredeleniye fizi-cheskikh svoystv neftevodosoderzhashchikh porod. Moscow, Nedra-Biznestsentr LLC, 592 p. (In Russian).
4. Grischenko, M. A. (2008). Advanced approaches to oil saturation modeling of complicated pools with the aim to build hydrodynamic models. Oil and gas geology, (5), pp. 45-51. (In Russian).
5. Grishchenko, M. A., & Bikbulatova, T. G. (2008). Modern approaches to saturation modeling when building geologic and filtration models. Oil Industry, (12), 18-21. (In Russian).
6. Grishchenko, M. A. (2008). Geometrizatsiya neftyanykh zalezhey i matematicheskoye modelirovaniye neftevodonasyshchennosti na osnove stadiynosti protsessov neftegazoobrazova-niya (na primere mestorozhdeniy Zapadnoy Sibiri): Avtoref. diss. kand. tekhn. nauk. - Ekaterinburg, 23 p. (In Russian).
7. D'yakonova, T. F., Bilibin, S. I., Dubina, A. M., Isakova, T. G., & Yukanova, Ye. A. (2004). Problema obosnovaniya vodoneftyanogo kontakta po materialam geofizicheskikh issledo-vaniy skvazhin pri postroyenii detal'nykh geologicheskikh modeley. Karotazhnik, (3-4(116-117)), pp. 83-97. (In Russian).
8. Petersil'e, V. I., Belov, Yu. A., Veselov, M. F., & Gorbunova, S. P. (1982). K voprosu otsenki parametrov perekhodnoy zony s ispol'zovaniem krivykh kapillyarnogo davleniya, (242). Moscow, VNIGNI Publ., pp. 63-71. (In Russian).
9. Craig F. F., Jr. (1971). The reservoir engineering aspects of waterflooding. U.S.A., Amoco Production Company. (In English). Available at: https://store.spe.org/Reservoir-Engineering-Aspects-Of-Waterflooding--P68.aspx
10. Metodicheskiye ukazaniya po geologo-promyslovomu analizu razrabotki neftyanykh i ga-zoneftyanykh mestorozhdeniy. (In Russian). Available at: http://docs.cntd.ru/document/1200039442
11. Mikhailov, A. N. (2012). The main ideas of transitional zones and water contacts in nonuniform stratums. Mineral resources. Geological power energy. Geopolitics, (1(5)), pp. 150-160. (In Russian).
12. Rekomendatsii k metodike postroyeniya geologicheskikh modeley pri podschete zapasov uglevodorodnogo syr'ya (2014). Moscow, GKZ Publ., 100 p. (In Russian). Available at: http://gkz-rf.ru/uglevodorodnoe-syre.
13. Teige, G. M. G., Hermanrud, Ch., Thomas, W. H., Wilson, O. B., & Nordgard Bolas, H. M. (2005). Capillary resistance and trapping of hydrocarbons: a laboratory experiment. Petroleum Geoscience, 11(2), pp. 125-129. (In English). DOI: 10.1144/1354-079304-609
14. Petersil'e, V. I., Poroskun, V. I., Yatsenko, G. G. (Ed.) (2003). Metodicheskie rekomen-datsii po podschetu geologicheskikh zapasov nefti i gaza ob''emnym metodom. Moscow - Tver, VNIGNI, Tver'geofizika NPTS, 258 p. (In Russian).
15. Khabarov, A. V. (2010). Metodika interaktivnogo petrofizicheskogo modelirovaniya neftenasyshchennykh zalezhey nefti (po dannym kerna, GIS i istorii razrabotki mestorozhdeniy salymskoy gruppy): Avtoref. diss. kand. tekhn. nauk. Moscow, 30 p. (In Russian).
16. Khabarov, A. V., & Volokitin, Ya. E. (2009). Evaluation of terrigenous reservoir permeability from core, logs and production data. Karotazhnik, (12(189)), pp. 167-211. (In Russian).
17. Tauzhnyansky, G. V., Rumack, N. P., & Selivanova, E. E. (2005). Correlation methods of quantitative criterion evaluation of "reservoir - non-reservoir" deposits of Western Siberia. Karotazhnik, (8(135)), pp. 5-11. (In Russian).
18. Doroginitskaya, L. M., Dergacheva, T. N., Anashkin, A. R., Kolyvanov, A. I., Kushnarev, S. V., Khudyakova, L. D., & Romanova, E. A. (2007). Kolichestvennaya otsenka do-byvnykh kharakteristik kollektorov nefti i gaza po petrofizicheskim dannym i materialam GIS. Tomsk, Scientific & Technical Translations Publ., 278 p. (In Russian).
19. Dakhnov, V. N. (1982). Interpretatsiya rezul'tatov geofizicheskikh issledovaniy razrezov skvazhin. 2nd edition, revised. Moscow, Nedra Publ., 448 p. (In Russian).
Сведения об авторе
Строянецкая Галина Евгеньевна,
старший преподаватель кафедры прикладной геофизики, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, e-mail: gali-na_Stro@mail. ru
Information about the author
Galina E. Stroyanetskaya, Senior Lecturer at the Department of Applied Geophysics, Industrial University of Tyumen, e-mail: gali-na_Stro@mail. ru
