Идентификация нефтенасыщенности низкоомных коллекторов с использованием фильтрационного моделирования Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 550.832.7, 532.546

В.А. Киндюк, М.Н. Глущенко, А.Ю. Соболев, И.Н. Ельцов ИНГГ СО РАН, Новосибирск

ИДЕНТИФИКАЦИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ НИЗКООМНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ФИЛЬТРАЦИОННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

При стандартной методике нефтенасыщенность определяется с учетом критических сопротивлений пласта, однако в случае низкоомных коллекторов этот подход не работает. В работе проведено фильтрационное моделирование низкоомных коллекторов с различной нефтенасыщенностью. По полученным профилям УЭС определены признаки нефтенасыщения коллекторов, которые состоят в наличии двух экстремумов профиля УЭС.

V.A. Kindyuk, M.N. Gluschenko, A.Yu. Sobolev, I.N. Yeltsov

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS (IPGG)

Acad. Koptyug av. 3, Novosibirsk, 630090, Russian Federation

IDENTIFICATION OF OIL-SATURATED LOW-RESISTIVITY RESERVOIRS USING FILTERING MODELING

Oil saturation reservoirs are usually determined by standard technique from comparison formation resistivity with critical value. But in case of low resistivity formation this method doesn’t work. Filtration modeling was carried out for low resistivity reservoir with different oil-saturation values. Criterion of oil saturated formation is defined from obtained resistivity profiles. This criterion is in presence of two extreme’s in resistivity profile.

В процессе интерпретации каротажных данных ВИКИЗ и БКЗ возникает необходимость создания геоэлектрической модели, характеризующей профиль радиального распределения удельного электрического сопротивления в пластах. Параметры модели по стандартной методике подбираются только по каротажным данным. На следующих шагах, уже при комплексной интерпретации каротажных данных, из геоэлектрической модели пласта используется всего два параметра (размер зоны проникновения и сопротивления неизмененной части коллектора), хотя их больше. Усложнение геоэлектрической модели связанно характером фазового взаимодействия между собой пластовых флюидов и их взаимодействия со скелетом породы- коллектора.

Потеря информации о точном профиле радиального УЭС влечет за собой ухудшение точности интерпретации, а также не дает возможности восстановить фильтрационно-емкостные свойства коллектора, регулирующие процесс проникновения бурового раствора в пласт. В настоящее время в ИНГГ СО РАН имеется программное обеспечение прямого гидродинамического моделирования (ПГМ), позволяющее создавать профиль УЭС по заданным параметрам пласта бурового процесса и свойствам пластовых флюидов. Эта программа разработана сотрудником Института

Гидродинамики СО РАН, А. А. Кашеваровым. Программа использует обобщенное уравнение Арчи [1,5]:

P^A(C-C0)~P(S+S0)~S(m + mo)-4,

. где p - электрическое сопротивление; C - концентрация солей, S -нефтенасыщенность, m - пористость; C0 S0 m0 - параметры,

характеризующие закупоренную пластовую воду, остаточную нефть выбираются в соответствии с методикой. Параметры А, p, g и q характеризуют гидродинамическую модель фильтрации бурового раствора из скважины в формацию, и выбираются в процессе электрогидродинамического моделирования.

Входными данными являются подробная информация о параметрах бурения и данные станции ГТИ, характеристика пород, пластовых флюидов, параметры Арчи и фазовая проницаемость флюидов [2].

Используя эту программу, можно получить радиальные профили УЭС, максимально совпадающие с данными геоэлектрической модели. Это позволяет отслеживать изменения модели, варьируя свойства пласта и флюидов. Такой путь дает описание характера взаимосвязи свойств пород и флюидов и определяет параметры геоэлектрической модели.

Также появляется возможность проверить соответствие полученных геоэлектрических моделей данным комплексной интерпретации, содержащим сведения о нефтенасыщенности, проницаемости и пористости коллекторов. Проверка осуществляется расчетом профиля УЭС по ПГМ с последующим расчетом сигнала прибора по этому профилю. Полученная кривая зондирования сравнивается с экспериментальными данными.

В настоящей работе использовался описанный исследовательский аппарат для решения задачи оценки параметров низкоомных нефтенасыщенных коллекторов.

Рис. 1. Пример данных зондирования ВИКИЗ и БКЗ в низкоомном

нефтенасыщенном коллекторе

На рис. 1 приведен пример реальных данных каротажного зондирования ВИКИЗ и БКЗ низкоомного нефтенасыщенного коллектора. С помощью программы ПГМ был получен профиль УЭС, качественно похожий на профиль УЭС, получаемый из реальных данных, и соответвующий физическим параметрам коллекторов этой залежи (рис. 2). Также на рис. 2 приведены результаты автоматической инверсии данных БКЗ и ВИКИЗ. Их кривые зондирования и совместная инверсия приведены на рис. 3.

Рис. 2. Профиль распределения УЭС в нефтенасыщеном пласте

По данным БКЗ получено повышающее проникновение, а по данным ВИКИЗ и при совместной инверсии этих методов получена модель с окаймляющей зоной.

iter. [нГ

bkz [оГ;

0 Use RI

12-

I1J6-

112-

Ю.8-

i:u-

i:-

‘О

аз-

21-

■ 0

i i i i

Рис. 3. Совместная инверсия синтетических кривых зондирования ВИКИЗ и

БКЗ в нефтенасыщеном пласте

Однако при качественном соответствии экспериментальных данных (рис. 1) и подобранной модели (рис. 2-3) есть количественное различие в сопротивлениях пластов. Аномально низкие значения сопротивления таких коллекторов объясненяются наличием в скелете колекторов минералов-проводников (пирит, пирротин), прослоек песка и сланца, внутренней микропористостью и иногда терщиноватостью [3, 4].

В результате тщательного анализа характера влияния свойств пород и флюидов на радиальный профиль УЭС с целью подобрать столь никоомные профили, были получены две модели коллекторов, имеющих сопротивление около 5 Ом-м. Первая модель имеет пористость 15 % и нефтенасыщенность 30 %, что соответствует водонасыщенному пласту. Вторая модель описывает нефтенасыщенный пласт с содержанием нефти 55 % и характеризуется пористостью 20%. (рис. 4.)

Расстояние от стенки скважины, м

Рис. 4. Результаты подбора модели пласта с разной нефтенасыщенностью для задачи интерпретации низкоомных коллекторов

Третья модель соответствует второй модели, но с добавочной проводимостью скелета за счет железистых минералов (пирита). Но данный подход не оправдался, так как проводимость в большей степени влияет на профиль УЭС около стенки скважины, чем на сопротивление неизмененной части пласта. Это настолько уменьшает размер сопротивления в прискважинной зоны, что она может быть не выделена на кривых каротажного зондирования ВИКИЗ и БКЗ.

Для сравнения представлено распределение УЭС, получаемое для чисто водонасыщенного пласта. Оно не имеет экстремумов, что подтверждает наше утверждение [5].

Заключение

Удалось в рамках нашего подхода подобрать две модели низкоомных пластов, которые не идентифицируются как нефтенасыщенные коллектора по значению критического сопротивления.

Учет пиритизации не может быть сделан в виде добавления проводимости, потому как УЭС в промытой зоне получаются слишком низкими и не согласуется с экспериментальными данными.

На примерах показано, что нефтенасыщенность идентифицируется по профилю кривой УЭС при воспроизведении соответствующих условий бурения и свойств пласта, в случае, когда невозможно это сделать по критическим значениям сопротивления пласта.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Ельцов, И.Н. Комплексная геоэлектрическая и гидродинамическая модель зоны проникновения [Текст] / И.Н. Ельцов, М.И. Эпов, А.А. Кашеваров // Геофизический вестник. 2004. - № 4. - С. 13-19.

2. Кашеваров А.А. Гидродинамическая модель формирования зоны проникновения при бурении скважин [Текст] / А.А Кашеваров, И.Н Ельцов, М.И. Эпов // ПМТФ. - 2003. -Т. 44. - № 6. - С. 148-157.

3. Ежова А.В., Методика оценки нефтенасыщенности низкоомных коллекторов в юрских отложениях юговостока западно-сибирской плиты [Текст] / А.В. Ежова // Известия Томского политехнического университета. - 2006. - № 6. - С. 23-26.

4. Ежова А.В. Определение характера насыщения низкоомных коллекторов на примере нефтяных месторождений Томской области [Текст] / А.В. Ежова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 12.

2. Ельцов И.Н., Обобщение формулы Арчи и типы радиального распределения УЭС в прискважинной зоне [Текст] / И.Н. Ельцов, М.И. Эпов, А.А. Кашеваров // Геофизический вестник. - 2004. - № 7. - C. 9-14.

© В.А. Киндюк, М.Н. Глущенко, А.Ю. Соболев, И.Н. Ельцов, 2010