CC BY
0
ГЕОЛОГИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-54-59
УДК 552.578.2 I Научная статья
К вопросу об оценке коэффициента нефтегазонасыщенности в «низкоомных» терригенных коллекторах с учетом явления «капиллярной сверхпроводимости»
Кузьмичев О.Б.
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия [email protected]
Аннотация
В представленной работе приводится скорректированное с учетом удельной электрической проводимости (УЭП) двойного электрического слоя (ДЭС) уравнение Дахнова-Арчи для расчета коэффициента нефтегазонасыщенности «низкоомных» терригенных коллекторов. Разработана методика численной оценки УЭП ДЭС как функции УЭП пластовой воды и относительной глинистости терригенного коллектора с рассеянной глинистостью. На примере одного из месторождений Широтного Приобья Западной Сибири приводится расчет коэффициента нефтегазонасыщенности с учетом УЭП ДЭС. Показано, что учет влияния УЭП ДЭС позволяет выделять в разрезе нефтенасыщенные пласты, ранее пропускавшиеся как водонасыщенные. Разработанный алгоритм расчета коэффициента нефтегазонасыщенности с учетом УЭП ДЭС предполагается включить в корпоративный программный комплекс «РН-Петролог».
Материалы и методы
Геолого-промысловые характеристики месторождений юрских нефтегазоносных комплексов Западной Сибири: фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, их относительные фазовые проницаемости; статистический анализ связи петрофизических параметров коллекторов. Методы анализа физики поверхностных явлений и коллоидной химии.
Ключевые слова
«низкоомные» коллекторы, уравнение Дахнова-Арчи, коэффициент нефтегазонасыщенности, удельная электрическая проводимость (УЭП), удельное электрическое сопротивление (УЭС), двойной электрический слой (ДЭС), поверхностная проводимость, явление «капиллярной сверхпроводимости»
Для цитирования
Кузьмичев О.Б. К вопросу об оценке коэффициента нефтегазонасыщенности в «низкоомных» терригенных коллекторах с учетом явления «капиллярной сверхпроводимости» // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 8. C. 54-59. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-54-59
Поступила в редакцию: 13.11.2024
GEOLOGY UDC 552.578.2 I Original Paper
On the issue of estimating the coefficient of oil and gas saturation in low-resistance terrigenous reservoirs, taking into account the phenomenon of "capillary superconductivity"
Kuzmichev O.B.
"RN-BashNIPIneft" LLC ("Rosneft" PJSC Group Company), Ufa, Russia [email protected]
Abstract
The presented paper presents the Dahnov-Archi equation adjusted for the specific electrical conductivity (UEP) of the double electric layer (DES) to calculate the coefficient of oil and gas saturation of "low-resistance" terrigenous reservoirs. A method has been developed for the numerical evaluation of the UEP DES as a function of the UEP of reservoir water and the relative clay content of a terrigenous reservoir with scattered clay. Using the example of one of the Latitudinal Ob deposits in Western Siberia, the calculation of the oil and gas saturation coefficient is given, taking into account the UEP DES. It is shown that taking into account the influence of UEP DES makes it possible to isolate oil-saturated formations in the section that were previously passed as water-saturated. The developed algorithm for calculating the oil and gas saturation coefficient, taking into account the UEP DES, is supposed to be included in the corporate software package "RN-Petrolog".
Materials and methods Keywords
Geological and commercial characteristics of the deposits of the Jurassic "low-resistance" collectors, the Dakhnov-Archi equation, oil and gas
oil and gas complexes of Western Siberia: filtration and capacitance saturation coefficient, specific electrical conductivity (UEP), specific
properties of reservoir rocks, their relative phase permeability; electrical resistance (resistivity), double electric layer (DES), surface
statistical analysis of the relationship of petrophysical parameters of conductivity, the phenomenon of "capillary superconductivity" reservoirs. Methods of analysis of physics of surface phenomena and colloidal chemistry.
For citation
Kuzmichev O.B. On the issue of estimating the coefficient of oil and gas saturation in low-resistance terrigenous reservoirs, taking into account the phenomenon of "capillary superconductivity". Exposition Oil Gas, 2024, issue 8, P. 54-59. (In Russ). DOI:10.24412/2076-6785-2024-8-54-59
Received: 13.11.2024.
Введение
В практике обоснования коэффициента нефтегазонасыщенности для подсчета запасов нефти и газа нередки случаи отклонения от уравнения Дахнова-Арчи: а
к
m '
(1)
где Рп — параметр пористости, определяемый как отношение удельного электрического сопротивления (УЭС) породы, полностью насыщенной водой, к удельному электрическому сопротивлению воды; ^ — коэффициент пористости; а и т — некоторые структурные константы, определяемые эмпирически, как правило, на коллекции образцов.
Отклонения от закона Дахнова-Арчи могут быть объяснены наличием в глинистых терригенных коллекторах с рассеянной глинистостью поверхностной проводимости, во много раз превышающей объемную проводимость [1].
Одной из причин понижения УЭС терригенных коллекторов может быть наличие высокого количества пирита в коллекторе и процессов его окисления, как было показано в работе М.Ю. Зубкова [2]. Процессы окисления приводят к увеличению количества свободных ионов, уменьшающих УЭС коллектора.
Присутствие в породе трехслойных глинистых минералов, содержащих межслоевые катионы гидрослюды (иллита), хлорита и монтмориллонита, также может приводить к снижению УЭС терригенных коллекторов, что отмечалось как зарубежными, так и отечественными исследователями [3-5].
Таким образом, причины низкоомности нефтегазосодержащих коллекторов могут быть различными в зависимости от условий осадконакопления и последующих вторичных геохимических преобразований, а также методик измерения (керн, ГИС), слабо коррелирующих с реальной пространственной геометрией напластования.
В нашей работе будет рассмотрено влияние поверхностной проводимости, обусловленной удельной электрической проводимостью (УЭП) двойного электрического слоя (ДЭС).
Теоретическое обоснование
Согласно Д.А. Фридрихсбергу [6], проведем следующий мысленный эксперимент. Допустим, что в раствор электролита (внутри-пластовая вода), обладающего УЭС рв, мы помещаем между двумя электродами пористую перегородку (образец керна), находящуюся в равновесии с тем же раствором. При этом в отсутствие поверхностной проводимости (при размерах капилляров, много больших толщины двойного электрического слоя) величина УЭС увеличится до Рвп вследствие замены части электролита непроводящим скелетом твердой фазы. Это изменение можно охарактеризовать параметром пористости, определяемым как [1]:
(2)
и показывающим, во сколько раз возрастает УЭС при замене раствора электролита капиллярной системой (образцом керна). В случае же высокодисперсной системы, к каковым относятся, например, глины, мелкозернистые песчаники или же песчаники с повышенным содержанием глинистой фракции в межзерновом пространстве, увеличение УЭС в Рп раз при такой замене будет
(3)
сопровождаться уменьшением УЭС в а раз за счет поверхностной проводимости:
Лп =Ри м рв «
_ <тн +<7^
где а~ & — коэффициент эффективности по Д.А. Фридрихсбергу, равный отношению фактической электропроводности к поверхностной электропроводности [6]; — удельная электрическая проводимость объемной фазы в капилляре; асл — удельная электрическая проводимость (ДЭС) в капилляре (поверхностная проводимость). В петрофизике коэффициент эффективности а называется коэффициентом поверхностной проводимости [1].
В капиллярах горных пород, где ионы ДЭС составляют малую долю от всех ионов, содержащихся в поровом растворе, то есть при а << ав> коэффициент эффективности
а
ной
пространства (рост а ), а также с разбавлением (уменьшением концентрации) раствора (уменьшением доля избыточных ионов ДЭС в общем количестве подвижных ионов возрастает и а увеличивается, достигая во многих случаях весьма высоких значений (а > 10) [3]. Поэтому учет поверхностной проводимости особенно важен в области малых значений радиусов капилляров и малых минерализаций пластовой воды.
Перепишем (1) с учетом (3), определив параметр пористости через отношение про-водимостей водонасыщенной породы к пластовой воде, тогда уравнение Дахнова-Арчи с учетом поверхностной проводимости будет иметь вид:
Р=а-к:т/а =
^ 1. С увеличением дисперсности гор-породы и площади внутрипорового
= а-к:т/
СУ, +<т
=а-к~т/
Р*+Рс
(4)
где 0в, Рв — удельная электрическая проводимость и сопротивление объемной фазы в капилляре соответственно; а , Рсл — удельная электрическая проводимость и сопротивление поверхностной фазы в капилляре (поверхностная проводимость) соответственно.
Поскольку Рп не зависит от концентрации пластовой воды Св, а а растет с уменьшением Св и увеличением дисперсности породы (уменьшением размера зерен и увеличением глинистости), то в разрезах скважин могут встречаться продуктивные пласты, в которых 0вп может быть много больше за счет того, что а >> То есть в этом случае замена раствора на равновесную с ним диафрагму (пористую перегородку) с непроводящим скелетом не только не увеличит, но уменьшит сопротивление системы (горной породы). Это парадоксальное явление, подробно исследованное в физической химии поверхностных явлений [7], получило название «капиллярной сверхпроводимости».
В конце 50-х — начале 60-х годов прошлого столетия Б.Ю. Вендельштейн предложил на основе электрокинетических исследований, проведенных отечественной школой электрохимиков (О.Н. Григоров, Д.А. Фри-дрихсберг) [7], модель глинистого коллектора с рассеянной глинистостью (рис. 1). Эта модель в дальнейшем совершенствовалась отечественными исследователями М.М. Эл-ланским, Е.И. Леонтьевым, Б.Л. Александровым [8]. Следует отметить, что предложенная
Рис. 1. Схема, поясняющая выражение для электропроводности капилляра горной породы при наличии на поверхности капилляра двойного электрического слоя (ДЭС) по Б.В. Вендельштейну [1] Fig. 1. A scheme explaining the expression for the electrical conductivity of a rock capillary in the presence of a double electric layer (DEL) on the surface of the capillary in accordance with B.V. Wendelstein [1]
Б.Ю. Вендельштейном модель электропроводности глинистых терригенных пород, учитывающая диффузионно-адсорбционные и кинетические явления в поровом пространстве горной породы, была разработана раньше модели Ваксмана-Смитса [9] и модели «двойной воды» С. Клавье, Г. Коатса, Дж. Думануара [10].
По Б.Ю. Вендельштейну [1], удельная электропроводность цилиндрического канала:
^кан^в+О-^К
где % — доля объема канала, занимаемого свободным раствором; = 0ДЭс — электропроводность ДЭС.
Коэффициент эффективности а по Д.А. Фридрихсбергу аналогичен коэффициенту поверхностной проводимости П, определяемому согласно Б.В. Вендельштейну следующим образом [1]:
П =
(5)
где 0в — удельная электрическая проводимость объемной фазы в капилляре; 0сл — удельная электрическая проводимость поверхностной фазы в капилляре (поверхностная проводимость).
Поправка к уравнению Дахнова-Арчи в формуле (4) и поправка по Б.В. Вендель-штейну (5) отличаются только наличием в поправке П величины %, представляющей собой долю объема канала, занимаемого свободным раствором, и величины (1 - %), которая должна представлять собой толщину диффузного слоя ДЭС. Определение величины % является достаточно сложной задачей, и, как показывают расчеты на фактических скважинных материалах, в первом приближении ей можно пренебречь и вводить поправку по формуле (4). Предложенный подход к оценке поверхностной проводимости близок методическим рекомендациям Д.А. Шапиро, изложенным в монографии [11].
Анализ влияния поправки и методика ее расчета
Характер влияния глинистости на удельное сопротивление породы зависит от соотношения удельных сопротивлений двойного ионного слоя Рсл. и пластовой воды Рв. Двойной слой образуется на активной (в том числе глинистой) поверхности порового пространства и обеспечивает электропроводность адсорбированной воды.
Если о >> о , то а ^ 1. Если же
в сл'
Ов << о , то поправка а может быть значительной и ее необходимо учитывать. Величина удельного сопротивления двойного электрического слоя не зависит от минералогического состава и количества глинистого материала, но зависит от его структуры.
На рисунке 2 приведена зависимость УЭС двойного слоя от УЭС пластовой воды [8], построенная по данным измерений на образцах коллекции Ваксмана-Смитса [9].
Удельное электрическое сопротивление двойного слоя р , как функции от УЭС пластовой воды Рв и относительной глинистости во, хорошо аппроксимируется формулой следующего вида [8]:
рсд= 0,22-100'2 .
Поправка за температуру для УЭС двойного слоя вводится так же, как для УЭС пластовой воды [9]:
_ Г ^ +21,5
где рся^ — величина УЭС двойного слоя при температуре /р /2 — температура, при которой нужно оценить УЭС двойного слоя Рсл^) Величина УЭС двойного слоя, равная 0,22 (Ом-м), получена при температуре 18 °С.
Относительная глинистость во = (КШ*КПТ^КП может быть рассчитана различными способами по данным лабораторных исследований керна [12] и по данным промысловой геофизики. Коэффициент объемной глинистости К может быть по-
гл
лучен по данным гамма-каротажа. Коэффициент пористости глин Кп га и коэффициент пористости коллектора Кп может быть получен по данным нейтрон-нейтронного каротажа. В нашей работе для определения величин, входящих в расчет относительной глинистости во, была использована интерпретация данных каротажа самопроизвольной поляризации по методике, изложенной в работах [13, 14], и лабораторных
исследований керна верхних юрских отложений месторождений Западной Сибири.
Для определения относительной глинистости во была построена зависимость КГЛ = А(Ёпс) с использованием данных исследования керна юрских отложений месторождений Западной Сибири (рис. 3). Здесь и далее в функциональных зависимостях используется статический потенциал Ёпс, рассчитываемый по методике комплексной интерпретации метода самопроизвольной поляризации и скважинной электрометрии [13, 14].
Установленная зависимость Кгл = ^Ёпс) характеризуется высокой «теснотой» связи (Д = 0,97). Уравнение данной зависимости можно рекомендовать в качестве «среднестатистической» зависимости для пород юрских отложений Западной Сибири.
Для определения коэффициента пористости глин Кп.гл и коэффициента пористости коллектора Кп может быть использована зависимость «керн-ГИС» КП = ^Ёпс), представленная на рисунке 4. Значению К
г ' п.гл
соответствуют значения пористости ниже граничных. В нашем случае принято значение Кпга = 10,5 %.
Практическое приложение
С учетом удельного электрического сопротивления двойного слоя, согласно формуле (4), была введена поправка в уравнение Дахнова-Арчи Рп = 0,847Кп"1'909 для юрских низкоомных пластов одного из месторождений Широтного Приобья Западной Сибири и рассчитано значение коэффициента нефтенасыщенности Кн для ряда скважин этого месторождения (табл. 1). Граничное значение коэффициента не-фтегазонасыщенности в верхнеюрских пластах рассматриваемого региона по данным ОФП равнялось 45 % [15]. Температура пласта ЮВ1 равна 85 °С, УЭС пластовой воды Рв = 0,065 Ом-м.
Окончательная формула для расчета коэффициента нефтенасыщенности без учета поверхностной проводимости имеет вид:
1-
0,813 ^ Рпу
\ 0,572
к.
,909
Рис. 2. Зависимость удельного электрического сопротивления двойного слоя от УЭС пластовой воды [8]. Шифр кривых — относительная глинистость в0, определяемая как во = СМ.гЖ
Fig. 2. Dependence of the electrical resistivity of the double layer on the electrical resistivity of reservoir water [8]. The cipher of the curves is the relative clay content во, defined aspo =
СМ.гЖ
Для расчета коэффициента нефтенасы-щенности с учетом влияния поверхностной проводимости использовалась формула следующего вида:
К„=1-
0,813 рв
ч 0,572
£>-1,909 л „ , л
Ки Рп Рв+Ра
Анализ результатов показал, что учет удельного электрического сопротивления двойного слоя в уравнении Дахнова-Арчи позволяет получать коэффициенты нефтена-сыщенности при низком значении удельного электрического сопротивления коллектора, который без введения поправки интерпретируется как водонасыщенный.
Итоги
Получено скорректированное с учетом удельной электрической проводимости (УЭП) двойного электрического слоя (ДЭС) уравнение Дахнова-Арчи для расчета коэффициента нефтегазонасыщенности «низкоомных» терригенных коллекторов. Разработана методика численной оценки удельнойэлектрическойпроводимости (УЭП) двойного электрического слоя (ДЭС) как функции УЭП пластовой воды и относительной глинистости терригенного коллектора с рассеянной глинистостью. На основе среднестатистической зависимости коэффициента объемной глинистости от статического потенциала самопроизвольной поляризации для пород юрских отложений месторождений Широтного Приобья и Урай-ской нефтегазоносной провинции Западной Сибири и зависимости коэффициента пористости от статического потенциала самопроизвольной поляризации для юрского пласта с учетом граничных значений получены значения коэффициентов общей глинистости, пористости коллектора и глин для расчета коэффициента относительной глинистости. На примере одного из месторождений Широтного Приобья Западной Сибири показана эффективность расчета коэффициента нефтегазонасыщенности с учетом УЭП ДЭС.
Выводы
Возникающие отклонения от закона Дахно-ва-Арчи могут быть объяснены наличием в горной породе поверхностной проводимости, обусловленной наличием УЭП ДЭС и во много раз превышающей объемную УЭП. На основе анализа данных электрокинетических явлений обоснована поправка на поверхностную электрическую проводимость в уравнении Дахнова-Арчи для расчета коэффициента нефтегазонасыщенности глинистых терригенных коллекторов с рассеянной глинистостью. На примере одного из месторождений Широтного Приобья Западной Сибири приведен расчет коэффициента нефтегазонасыщенности с учетом УЭП ДЭС. Показано, что учет влияния УЭП ДЭС позволяет выделять в разрезе нефтенасыщенные пласты, ранее пропускавшиеся как водона-сыщенные. Разработанный алгоритм расчета коэффициента нефтегазонасыщенности с учетом УЭП ДЭС предполагается включить в корпоративный программный комплекс «РН-Петролог».
Литература
1. Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. М.: Недра, l966. 206 с.
2. Зубков М.Ю. Влияние наличия проводников и процессов окисления пирита на электрические свойства пласта Ю1 (Западная Сибирь) // Горные ведомости. 2017. № 5. С. 16-36.
3. Pirson S.J. Elements of oil reservoir engineering. New York: McGraw-Hill Book Company Inc., 1950, 441 p. (In Eng).
4. Грим Р.Э. Минералогия и практическое использование глин. М.: Мир, 1967. 512 с.
5. Мельник И.А. Выявление нефтегазонасыщенных низкоомных коллекторов на основе определения геохимических показателей по данным ГИС. Диссертация. Томск: 2014. 253 с.
6. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. СПб: Химия, 1995. 400 с.
7. Григоров О.Н., Козьмина З.П., Маркович A.B., Фридрихсберг Д.А. Электрокинетические свойства капиллярных систем. М.-Л.: АН СССР, 1956. 352 с.
S. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие). М.: ГЕРС, 2001. 229 с.
9. Waxman M.N., Smits L.J.M. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sands. Society of Petroleum Engineers Journal, 169S, Vol. S, issue 2, P. 107-122. (In Eng).
10. Clavier C., Coates G., Dumanoir J. Theoretical and experimental bases for the dual-water model for interpretation of shaly sands. Society of Petroleum Engineers Journal, 169S, Vol. 24, issue 2, P. 153-16S. (In Eng).
11. Шапиро Д.А. Физико-химические явления в горных породах и их использование
в нефтепромысловой геофизике. М.: Недра, 1977. 191 с.
12. Шульга Р.С., Жижимонтов И.В., Гильманов Я.И., В.М. Яценко. Определение проводимости глинистой составляющей при измерении удельного электрического сопротивления образцов керна и учет емкости катионного обмена при интерпретации результатов геофизических исследований скважин. Нефтяное хозяйство. 2024. № 3.
С. S-14.
13. Кузьмичев О.Б. Исследование естественных электрических полей
в нефтегазоразведочных скважинах (теория, аппаратура, методика, скважинные испытания). СПб: Недра, 2006. 252 с.
14. Кузьмичев О.Б., Астафьев А.А. Методика обоснования подсчетных параметров сложно построенных терригенных коллекторов Западной Сибири, в том числе с ТРИЗ, по данным исследования керна и ГИС // Нефтегазовое дело. 2023. Т. 21. № 4. С. S6-9S.
15. Мельников В.Н., Вахрушев В.В., Москвитин С.А. Влияние значений геолого-физических параметров на прогнозирование показателей разработки нефтяных залежей // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли. 2019. С. 130-137.
45 40 35 30 3? 25 ^ 20 15 10 5
о
Кгл = -6,9 3xln(Er c)+33, 5
ф г = = 0,97
• (Ç •
10
20
30
40
50 ЕПС
60
• Чумпасское
• Кустовое
• Западно-Котухтинское
Повховское
Нонг-Ёганское
Кечимовское
70 80 90 100
• Сыморьяхское
Рис. 3. Среднестатистическая зависимость Кгл = КЕпс) для пород юрских отложений Западной Сибири
Fig. 3. The average dependence of Кгл = f(,Епс) for rocks of the Jurassic deposits of Western Siberia
Рис. 4. График зависимости Кп = f(Епс) для пласта ЮВ1 Fig. 4. Dependence graph Кп = f(Епс) for formation ЮВ1
Табл. 1. Результаты расчета коэффициента нефтенасыщенности КН по формулам Дахнова-Арчи и с учетом УЭСДЭС ряда скважин месторождения Широтного Приобья Западной Сибири
Tab. 1. The results of calculating the КН using the Dakhnov-Archi formulas and taking into account the electric resistivity of DEL for a number of wells in the Latitudinal Ob region of Western Siberia
и m 4
и m 4
3
о
X
го
55
X
го
55
4P 2 654,6 2 656,9 2,3 75,4 3,54 2,4 0,088 1,741 7,7 0 16 2,3 55,68 Нефть 67,73 Нефть
4P 2 656,9 2 658,3 1,4 72,4 3,83 2,71 0,089 1,734 7,4 0 15 1,5 52,31 Нефть 65,20 Нефть
4P 2 658,3 2 659,3 1 65,9 4,47 3,17 0,090 1,724 6,2 0 15 1,5 47,24 Нефть 61,36 Нефть
4P 2 660,8 2 661,6 0,8 43,9 7,3 5,8 0,097 1,669 6,5 0 13 0,6 41,81 Вода 56,59 Нефть
4P 2 663,1 2 664 0,9 42,4 7,53 5,86 0,097 1,668 5 0 14 0,7 34,03 Вода 50,77 Нефть
5R 2 665,3 2 666,1 0,8 56,5 5,54 3,71 0,091 1,713 4,6 0 16 3,3 41,32 Вода 56,87 Нефть
5R 2 666,1 2 667,5 1,4 53,4 5,93 3,89 0,092 1,709 4 0 16 4,1 37,74 Вода 54,17 Нефть
5R 2 668,1 2 669,4 1,3 52,6 6,04 3,96 0,092 1,707 4,2 0 16 4 39,45 Вода 55,41 Нефть
14R 2 701,3 2 703,5 2,2 55,9 5,62 3,71 0,091 1,713 4,3 0 16 2,9 39,85 Вода 55,78 Нефть
14R 2 704,8 2 706,7 1,9 81,8 2,98 2,11 0,087 1,748 5,3 0 15 18,5 42,28 Вода 58,06 Нефть
14R 2 706,7 2 708,9 2,2 81,1 3,04 1,64 0,086 1,758 3,4 0 19 22,4 44,63 Вода 59,91 Нефть
14R 2 708,9 2 710,3 1,4 74,1 3,66 2,25 0,087 1,745 4 0 17 5,9 42,10 Вода 57,88 Нефть
14R 2 710,3 2 711,5 1,2 59,8 5,15 3,47 0,091 1,718 4,4 0 16 2,4 39,39 Вода 55,52 Нефть
14R 2 713,7 2 715,8 2,1 48,7 6,57 4,51 0,093 1,696 4,3 0 15 2 37,27 Вода 53,62 Нефть
80R 2 607,7 2 609,1 1,4 136 0,15 0,08 0,082 1,794 3,6 0 2 29,6 47,88 Нефть 62,70 Нефть
80R 2 609,1 2 610,9 1,8 122 0,21 0,12 0,082 1,794 3,7 0 19 16,4 45,72 Нефть 61,14 Нефть
80R 2 610,9 2 612,2 1,3 103 1,4 0,9 0,084 1,775 3,8 0 16 3,8 37,59 Вода 55,05 Нефть
80R 2 612,2 2 613,6 1,4 81,1 3,04 2,07 0,087 1,748 4,8 0 15 2,2 41,51 Вода 57,51 Нефть
80R 2 615,2 2 616,7 1,5 67,5 4,31 3,16 0,090 1,724 5,3 0 14 1,1 40,08 Вода 56,12 Нефть
81R 2 667,8 2 669,5 1,7 73,4 3,73 2,18 0,087 1,746 7 0 18 9,7 60,25 Нефть 71,10 Нефть
81R 2 671,2 2 672,1 0,9 67 4,36 2,84 0,089 1,731 5,7 0 16 3,3 49,50 Нефть 63,11 Нефть
81R 2 673,8 2 674,7 0,9 35,7 8,72 7,05 0,101 1,645 7 0 13 0,5 43,29 Вода 57,34 Нефть
81R 2 675,3 2 676,1 0,8 30,3 9,86 8,56 0,105 1,616 7,9 0 12 0,3 42,76 Вода 56,51 Нефть
82R 2 729,9 2 731 1,1 71,8 3,88 2,22 0,087 1,745 5 0 18 12,4 52,95 Нефть 65,79 Нефть
82R 2 732,7 2 735 2,3 84,1 2,79 1,47 0,085 1,762 3,1 0 2 29,6 43,23 Вода 58,94 Нефть
83R 2 680,8 2 682,5 1,7 66,5 4,41 2,68 0,088 1,735 6,1 0 17 6,4 55,09 Нефть 67,23 Нефть
83R 2 682,5 2 683,8 1,3 66,5 4,41 2,68 0,088 1,735 5,3 0 17 6,4 51,33 Нефть 64,49 Нефть
84R 2 663,3 2 664,6 1,3 63,8 4,7 2,87 0,089 1,731 4,5 0 17 6,1 46,21 Нефть 60,70 Нефть
84R 2 667 2 668,3 1,3 84,3 2,77 1,46 0,085 1,762 3 0 2 29,6 42,16 Вода 58,17 Нефть
84R 2 668,3 2 669,6 1,3 74,9 3,59 2,03 0,087 1,750 3,3 0 19 13,9 41,03 Вода 57,18 Нефть
84R 2 669,6 2 670,8 1,2 70,6 4 2,35 0,088 1,742 3,6 0 18 9,1 41,49 Вода 57,41 Нефть
84R 2 670,8 2 671,8 1 68,3 4,23 2,64 0,088 1,736 3,8 0 17 4,8 39,21 Вода 55,65 Нефть
84R 2 674,4 2 675,7 1,3 58,9 5,25 3,41 0,090 1,719 3,5 0 16 3,4 33,70 Вода 51,37 Нефть
85R 2 686,8 2 688,8 2 87,3 2,53 1,4 0,085 1,764 3,4 0 19 16,8 43,03 Вода 58,82 Нефть
85R 2 688,8 2 689,6 0,8 78,9 3,23 1,87 0,086 1,753 3,4 0 18 10,7 40,28 Вода 56,68 Нефть
Продолжение таблицы
85R 2 689,6 2 690,4 0,8 79,9 3,14 1,79 0,086 1,755 3,4 0,18 12,4 41,34 Вода 57,48 Нефть
85R 2 690,4 2 691,3 0,9 77,5 3,35 1,98 0,087 1,751 3,5 0,18 9 40,18 Вода 56,57 Нефть
85R 2 691,3 2 692,2 0,9 71,6 3,9 2,42 0,088 1,741 3,5 0,17 5 36,69 Вода 53,89 Нефть
85R 2 694,5 2 696,1 1,6 51,6 6,17 4,44 0,093 1,697 3,6 0,15 1,3 26,91 Вода 46,00 Нефть
ENGLISH
Results
The Dahnov-Archi equation, adjusted for the specific electrical conductivity (UEP) of the double electric layer (DES), was obtained to calculate the coefficient of oil and gas saturation of «low-resistance» terrigenous reservoirs. A technique has been developed for numerically estimating the specific electrical conductivity (UEP) of a double electric layer (DES) as a function of the UEP of reservoir water and the relative clay content of a terrigenous reservoir with scattered clay. Based on the average dependence of the volumetric clay content coefficient on the static potential of spontaneous polarization for rocks of Jurassic deposits of the Latitudinal Ob and Uraisk oil and gas province of Western Siberia and the dependence of the porosity coefficient on the static potential of spontaneous polarization for the Jurassic formation, taking into account boundary values, the values of the coefficients of total clay, reservoir porosity and clays for calculating the coefficient of relative clay content are obtained. Using the example of one of the Latitudinal Ob deposits in Western Siberia, the effectiveness of calculating the oil and gas saturation coefficient, taking into account the UEP DES, is shown.
Conclusions
The resulting deviations from the Dakhnov-Archi law can be explained by the presence of surface conductivity in the rock due to the presence of UEP DES and many times exceeding the volumetric UEP. Based on the analysis of the data of electrokinetic phenomena, the correction for surface electrical conductivity in the Dakhnov-Archi equation is justified for calculating the coefficient of oil and gas saturation of clay terrigenous reservoirs with scattered clay. Using the example of one of the Latitudinal Ob deposits in Western Siberia, the calculation of the oil and gas saturation coefficient is given, taking into account the UEP DES. It is shown that taking into account the influence of UEP DES makes it possible to isolate oil-saturated formations in the section that were previously passed as water-saturated. The developed algorithm for calculating the oil and gas saturation coefficient, taking into account the UEP DES, is supposed to be included in the corporate software package "RN-Petrolog".
References
1. Vendelstein B.Yu. Investigation of sections of oil and gas wells by the method
of intrinsic potentials. Moscow: Nedra, 1966, 206 p. (In Russ).
2. Zubkov M.Yu. The influence of the presence of conductors and pyrite oxidation processes on the electrical properties of the Yu1 formation (Western Siberia). Gorny Vedomosti, 2017, issue 5,
P. 16-36. (In Russ).
3. Pirson S.J. Elements of oil reservoir engineering. New York: McGraw-Hill Book Company Inc., 1950, 441 p. (In Eng).
4. Grim R.E. Mineralogy and practical use
of clay. Moscow: Mir, 1967, 512 p. (In Russ).
5. Melnik I.A. Identification of oil and gas saturated low-resistance reservoirs based on the determination of geochemical parameters according to GIS data. Thesis. Tomsk: 2014, 253 p. (In Russ).
6. Friedrichsberg D.A. Course of colloidal chemistry. St. Petersburg: Chemistry, 1995, 400 p. (In Russ).
7. Grigorov O.N., Kozmina Z.P., Markovich A.V., Friedrichsberg D.A. Electrokinetic properties of capillary systems. Moscow-Leningrad: USSR Academy of Sciences, 1956, 352 p.
(In Russ).
8. Ellansky M.M. Petrophysical foundations of complex interpretation of data from geophysical well surveys (methodological guide). Moscow: GERS, 2001, 229 p.
(In Russ).
9. Waxman M.N., Smits L.J.M. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sands. Society of Petroleum Engineers Journal, 1698, Vol. 8, issue 2, P. 107-122. (In Eng).
10. Clavier C., Coates G., Dumanoir J. Theoretical and experimental bases for the dual-water model for interpretation of shaly sands. Society of Petroleum Engineers Journal, 1698, Vol. 24, issue 2, P. 153-168. (In Eng).
11. Shapiro D.A. Physico-chemical phenomena in rocks and their use in oilfield geophysics. Moscow: Nedra, 1977, 191 p. (In Russ).
12. Shulga R.S., Zhizhimontov I.V., Gilmanov Ya.I.,
Yatsenko V.M. The study of clay component conductivity during resistance measurements of core samples and further evaluation of cation exchange capacity by log data interpretation. Oil industry, 2024, issue 3, P. 8-14. (In Russ).
13. Kuzmichev O.B. Investigation of natural electric fields in oil and gas exploration wells (theory, equipment, methodology, borehole tests). St. Petersburg: Nedra, 2006, 252 p. (In Russ).
14. Kuzmichev O.B., Astafyev A.A. Methodology for substantiating the calculation parameters of complexly constructed terrigenous reservoirs in Western Siberia, including those with TRIZ, according to the core and GIS study. Petroleum engineering. 2023. Vol. 21, issue 4, P. 86-98. (In Russ).
15. Melnikov V.N., Vakhrushev V.V., Moskvitin S.A. The influence of the values of geological and physical parameters
on the forecasting of oil field development indicators. Actual problems of oil industry, 2019, P. 130-137. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Кузьмичев Олег Борисович, к.ф.-м.н, старший эксперт Бюро старших экспертов, ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия Для контактов: [email protected]
Kuzmichev Oleg Borisovich, ph.d. of physico-mathematical sciences, senior expert of the Bureau of senior experts, "RN-BashNIPIneft" LLC ("Rosneft" PJSC Group Company), Ufa, Russia Corresponding author: [email protected]
