CC BY
57Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа
УДК 553.982.2
ТРЕХМЕРНОЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ J-ФУНКЦИИ ЛЕВЕРЕТТА
THREE-DIMENSIONAL GEOLOGICAL MODELING OF OIL SATURATION OF PRODUCTIVE OIL RESERVOIR BASED ON LEVERETT J-FUNCTION
Я. О. Антипин
Ya. O. Antipin
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: нефтенасыщенность; трехмерное геологическое моделирование; фильтрационно-емкостные свойства; переходная водонефтяная зона Key words: oil and gas saturation; three-dimensional geological modeling; permeability and porosity; oil-water transition zone
Цифровые трехмерные геолого-технологические модели являются инструментом разведки, контроля и управления разработкой месторождений нефти и газа. На их основе осуществляется оценка геологических извлекаемых запасов и полноты их выработки, проектирование расположения скважин, прогноз технологических показателей, энергетического состояния залежи, обосновывается оптимальная стратегия освоения ресурсов углеводородов [1].
Обоснование эффективного управления разработкой месторождений нефти и газа основано на результатах моделирования залежей, причем в сильной степени на модели насыщения. Расчет нефтегазонасыщенности пород в ячейках трехмерной геологической модели является наиболее сложной задачей геологического моделирования месторождения.
Целью данной работы является изучение, описание и экспериментальное подтверждение эффективности метода моделирования нефтегазонасыщенности залежей продуктивных пластов на основе функции Леверетта на примере защищенной трехмерной геологической модели пластов ЮВ/, ЮВД созданной автором статьи. Месторождение относится к Вартовскому району Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Пласты сложены песчано-глинисто-алевритовыми породами с тонкими пропластками угля. Остатки микрофауны в этих отложениях свидетельствуют о мелководно-морских условиях осадконакопления. Фонд составляет 133 скважины.
Подсчет запасов нефтяного месторождения базируется на оценке объема поро-вого пространства коллекторов и модели насыщения. Для осуществления такой оценки требуется информация о зависимости коэффициента нефтенасыщенности от высоты залежи над уровнем водонефтяного контакта (ВНК), а также о значениях капиллярных сил в пористых средах [2].
Как известно, Кн = 1-Кв. В основе метода оценки распределения водонасыщен-ности нефтяного пласта лежит классическая теория равновесия между гравитационными и капиллярными силами. Капиллярное давление (Pc) — это сила, которая препятствует давлению вытеснения, контролирует захват углеводородов и положение контактов флюидов; является функцией радиуса поровых каналов
Рс = 2у ■ cosB/rt, (1)
№ 1, 2016
Нефть и газ
Г
где у — поверхностное натяжение, Г — радиус порового канала, в — угол смачиваемости. На основании анализа уравнения (1) можно сделать вывод о том, что капиллярное давление возрастает при уменьшении диаметра поровых каналов, увеличении поверхностного натяжения и уменьшении угла смачиваемости.
На характер водонасыщенности и нефтенасыщенности большое влияние также оказывает строение порового пространства породы. Распределение водонасыщен-ности по пласту неравномерно: на одном и том же уровне водонасыщенность меньше в высокопроницаемых и больше в малопроницаемых породах. J-функция Леверетта позволяет обобщить значения капиллярного давления по пробам с различными значениями пористости и проницаемости [3]
(2)
где 3 — J-функция Леверетта; Рс — капиллярное давление; Кпр — коэффициент проницаемости; Кп — коэффициент пористости; у — поверхностное натяжение углеводороды/пластовая вода; в — угол смачиваемости.
Капиллярное давление зависит от высоты над зеркалом чистой воды (ЗЧВ), и эта зависимость имеет вид
Рс = (Sw-Shc) • 0,098 • h.
(3)
где Sw — плотность пластовой воды; She — плотность нефти; 0,098 — градиент давления пресной воды; h — высота над ЗЧВ [4].
Исходными данными для расчета насыщенности пород по выбранной методике являются данные капиллярометрических исследований керна. Принцип исследований основан на вытеснении жидкости из поровых каналов горных пород избыточным давлением и заключается в повторении нескольких циклов с последовательным увеличением давления в камере капилляриметра и измерении остаточной водонасыщенности образца [5]. По данным16 проб керна в 8 скважинах месторождения была построена J-функция (рис. 1).
Рис. 1. Зависимость J = /(К,) для пластов ЮВ11; ЮВ1
Принцип предложенного метода основывается на моделировании переходной водонефтяной зоны залежей. Известны месторождения, в которых основные запасы углеводородов приурочены к зонам двухфазного насыщения, получившим на-
8
Нефть и газ № 1, 2016
звание переходных. При испытании и эксплуатации нефтяных пластов из переходных зон получают притоки нефти с водой или воды с пленкой нефти.
Переходная водонефтяная зона — это ограниченная водонефтяным контактом часть объема нефтеносного пласта с водонасыщенностью, изменяющейся снизу вверх от 100 % у зеркала чистой воды до остаточной неснижаемой водонасыщен-ности на верхней границе зоны с чисто нефтяной частью разреза. Толщина переходной водонефтяной зоны колеблется от десятков сантиметров в хорошо проницаемых коллекторах до десятков метров в низкопроницаемых неоднородных пластах. Так как свойства коллекторов меняются по площади и высоте залежи, то в области водонефтяного контакта формируется сложная по строению переходная зона с переменной нефтеводонасыщенностью по высоте залежи и разной подвижностью воды и нефти — от подвижности только водной фазы в нижней части залежи до подвижности только нефти в верхней части [6].
При создании моделей переходных зон наиболее трудной является задача определения положения ЗЧВ. Принятым граничным значением коэффициента водо-насыщенности (Кв) в исследуемых пластах, соответствующим ВНК, является значение Кв = 0,7 д.ед. Тогда значение J-функции, вычисленное по полученной зависимости, равно J = 0,17. Среднее значение пористости по нижнему слою ячеек изучаемого пласта над ВНК соответствует Кп= 18,4 %. По зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости, принятой в подсчете запасов, находится значение Кпр = 38,83 мД. Используя формулу (2) для расчета значения капиллярного давления по известным значениям J-функции и фильтрационно-емкостных свойств (проницаемость и пористость), определяется значение капиллярного давления PG = 0,12 атм. Как известно, значение капиллярного давления зависит от высоты над уровнем ЗЧВ. Согласно формуле (3), расстояние от уровня ВНК до ЗЧВ для PG = 0,12 атм. и фиксированным значениям плотности пластовой воды и нефти определяется h = 8 м. Таким образом, капиллярные давления позволяют, используя значения плотностей нефти и воды, определять на какой высоте от уровня ЗЧВ встречается рассчитанное давление. Эти величины позволяют оценить расстояние между уровнем ВНК и ЗЧВ для залежи.
Зная высоту над зеркалом чистой воды, рассчитываем капиллярное давление в системе нефть — вода. Зная капиллярное давление в системе нефть — вода и фильтрационно-емкостные свойства породы, рассчитываем значение J-функции. По зависимости J =^'Кв) (см. рис. 1) рассчитываем значение водонасыщенности, а затем нефтенасыщенности [4].
Куб нефтенасыщенности в модели был интерполирован петрофизическим методом («Petrophysical modelling») по значениям параметра насыщения в скважинах, введенных в эксплуатацию в течение первых пяти лет с начала разработки месторождения с использованием тренда — нефтенасыщенности, интерполированной по зависимости J-функции Леверетта, построенной по данным капилляро-метрических исследований. Такой подход построения позволил создать модель насыщения в соответствии со скважинными данными, а также учесть зависимость насыщенности от строения порового пространства породы и уровня ЗЧВ, то есть учесть переходную водонефтяную зону. Также данный метод позволил достоверно отразить насыщение коллекторов, в том числе не охарактеризованных ГИС (рис. 2).
В итоге создание модели переходной зоны на рассмотренном месторождении по описанной методике позволило обосновать расстояние между уровнем водо-нефтяного контакта и зеркала чистой воды, спрогнозировать насыщенность в тех участках залежей, где определение коэффициента насыщения было затруднено по ряду причин (толщина пропластков < 2 м, брак ГИС и др.), а также в переходной зоне, где определение Кн по общепринятым методикам было затруднительно.
№ 1, 2016
Нефть и газ
9
Рис. 2. Сопоставление Кн по РИГИС и Кн, рассчитанного с помощью J-функции Леверетта
Модели насыщенности коллекторов, построенные с использованием зависимости коэффициента нефтенасыщенности от высоты залежи над уровнем зеркала чистой воды, а также с учетом воздействия капиллярных сил в пористых средах и созданных моделей переходных зон, наиболее достоверны и наиболее полно отвечают современным требованиям трехмерного геологического и гидродинамического моделирования [7].
Список литературы
1. Дешененков И. С. Повышение информативности моделирования нефтяных залежей на основе учета динамических свойств коллекторов (на примере неокомских залежей Западной Сибири): автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (25.00.17) / Дешененков Иван Сергеевич; РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - Москва, 2013.
2. Гудок Н. С., Богданович Н. Н., Мартынов В. Г. Определение физических свойств нефтеводосо-держащих пород. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007.
3. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра,1971.
4. Гималтдинова А. Ф. Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири: автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. г.-м. н. (25.00.10) / Гималтдинова Айгуль Фадисовна; МГУ. - Москва, 2012.
5. Иванов М. К., Калмыков Г. А., Белохин В. С., Корост Д. В., Хамидуллин Р. А. Петрофизиче-ские методы исследования кернового материала. Учебное пособие в 2-х книгах. Кн. 2: Лабораторные методы петрофизических исследований кернового материала. - М.: Изд-во Моск. Ун-та, 2008.
6. Михайлов А. Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. - М.: ИПНГ РАН, 2012. -№ 1(5).
7. Щергин В. Г., Щергина Е. А. Восстановление полей нефтегазонасыщенности залежей методами 3D моделирования // Бурение и нефть. - М.: ООО «Бурнефть», 2012. -№ 06-07.
Сведения об авторе Information about the author
Антипин Ярослав Олегович, аспирант Тю- Antipin Ya. O., postgraduate of the Tyumen
менского государственного нефтегазового уни- State Oil and Gas University, leading engineer of
верситета, г. Тюмень, ведущий инженер ZapSibNIGNI, phone: 8(3452)461615, е-mail: Anti-
ЗапСибНИИГГ, г. Тюмень, тел. 8(3452)461615, [email protected] е-mail: [email protected]
10
Нефть и газ
№ 1, 2016
