Коллекторские свойства продуктивных пластов - Характеристика геологического строения объекта эксплуатации

Породы-коллекторы представлены в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, которые по разрезу переслаиваются с аргиллитами и глинистыми алевролитами. Песчаники кварцевые, алевритистые, светло - серые или от буровато-серых до темно - коричневых в зависимости от степени нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчанистые, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Для коллекторов алеврито - песчаных пород характерна кварцевая цементация и достаточно однородный гранулометрический состав (средний диаметр зерен мелкозернистых песчаников составляет 0,11-0,15 мм, а крупнозернистых алевролитов - 0,1мм).

Количество определений фильтрационных и емкостных свойств по ГИС на порядок больше аналогичных исследований сделанных на керне. Естественно единичные аномальные значения в определенной степени оказывают влияние на величину средних значений. Поэтому величины, принятые к проектированию, рассчитывались без этих аномальных отклонений. В меньшей степени эти рассуждения касаются емкостных свойств коллекторов, хотя по данным керна изменения существенные от 0,079 до 0,319 доли ед. (по ГИС от 0,109 до 0,219 доли ед.). Изучение особенностей изменения пористости в пределах этажа нефтеносности не представляется возможным, поскольку разброс средних значений внутри типов коллекторов лежит в пределах одного процента.

То же самое относится и к особенностям изменения этого параметра по площади.

В среднем фильтрационные свойства коллекторов существенно различаются по пластам от 0,369 мкм 2 по пласту "б2 ", до 0,625 мкм2 по пласту "в". По этажу нефтеносности каких либо закономерностей проследить не представляется возможным. Аналогичные выводы имеют место и при изучении изменения параметра по площади, хотя в региональном плане (Ромашкинское месторождение) оно присутствует. В таблице 2 приведены статистические ряды распределения проницаемости по выбранным интервалам группирования. Как по данным ГИС, а также по результатам обработки керна, в зависимости от разрешающих способностей метода, интервалы имеют различную представительность, но приоритет имеют интервалы от 0,100 мкм 2 до 0,700 мкм 2.

Смачиваемость пород определялась по ОСТ 39-180-85 "Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородосодержащих пород". Выполнено 53 определения показателя смачиваемости на образцах керна пашийского горизонта. По величине показателя смачиваемости М породы классифицируются следующим образом:

    - породы гидрофобные (М= 0-0,2); - породы преимущественно гидрофобные (М = 0,21- 0,4); - породы промежуточной смачиваемости (М = 0,41 - 0,6); - породы преимущественно гидрофильные (М = 0,61 - 0,8); - породы гидрофильные (М = 0,81 - 1).

Таблица 2. Характеристика смачиваемости пород

Объект

Распределение образцов по величине показателя смачиваемости М, шт (%)

Cоs и - косинус угла смачивания породы

0-0,2

0,21-0,4

0,41-0,6

0,61-0,8

0,81-1,0

Пашийский горизонт

2 (3,8)

4 (7,5)

8 (15,1)

4 (7,5)

35 (66,1)

0,499

Анализируя результаты исследований можно констатировать, что: - исследованные образцы пашийского горизонта на 73,6% являются преимущественно гидрофильными и гидрофильными, 15,1 % составляют породы промежуточной смачиваемости, 11,3%.

Кривые капиллярных давлений (ККД) снимались в режиме дренирования водонасыщенных образцов на центрифуге в системе вода-воздух и нормировались с использованием функции Леверетта. При нормировании были использованы результаты, снятые на 71 образце керна пашийского горизонта (скважины №№ 1705а, 1763а, 1796а, 1875а, 6571а) Южно-Ромашкинской площади.

Расчет капиллярных давлений Ркпл в системе нефть-вода в пластовых условиях проводится по формуле:

Ркпл = (J *бв-нпл - Cоs пл ) / (31,622 -), (1)

Где Ркпл - капиллярное давление в пластовых условиях в системе нефть - вода, 10-1МПа,

J - значение нормирующей функции Леверетта,

Бв-нпл - межфазное натяжение в системе нефть-вода в пластовых условиях принимается равным 30 мН/м,

31,622 - коэффициент приведения единиц в единую систему,

Кпр - проницаемость объекта по воздуху, 10 3 мкм 2,

Кп - открытая пористость объекта, % к объему породы.

Cоs пл - косинус угла смачивания породы в пластовых условиях,

Для определения капиллярного давления для заданного значения водонасыщенности объекта вначале, по зависимости J= f (Sw), находится значение нормирующей функции J. Далее, подстановкой значений J, Кпр, Кп в формулу (1), рассчитывается соответствующее значение капиллярного давления в пластовых условиях в системе нефть-вода.

Относительные фазовые проницаемости (ОФП) по нефти и воде рассчитывались на базе нормированных кривых капиллярного давления. В основу расчетов положена капиллярно-статистическая модель Вилли-Гарднера. Помимо аналитических зависимостей J = f (Sw) при расчетах были использованы средние значения cодержания связанной воды (минимальная водонасыщенность) и неснижаемой остаточной нефтенасыщенности (для определения максимально возможной водонасыщенности нефтяного пласта). Кроме того, для расчета капиллярных давлений необходимы средние значения пористости и проницаемости характеризуемого объекта.

Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов по пластам изменяются не существенно. Так, по высокопродуктивным неглинистым коллекторам пористость по пластам находится в пределах 21,0-21,4%, по глинистым она колеблется от 18,7 до 19,6% и до 15,3% доходит пористость по малопродуктивным коллекторам. В больше степени различаются пласты по проницаемости в среднем от 0,400 мкм2 по пласту "б1", до 0,589 мкм2 по пласту "в". Более существенная дифференциация прослеживается при сравнении коллекторов различных групп. Так проницаемость неглинистых коллекторов в среднем как минимум в два раза превышает этот параметр глинистых коллекторов, а малопродуктивные имеют проницаемость на порядок ниже высокопродуктивных неглинистых. Статистические ряды проницаемости представлены в таблице 3.

Таблица 3. Статистические ряды распределения проницаемости

№

Интервалы

Число случаев, %

ГИС

Керна

1

0.00 -0.05

9

13

2

0.05 -0.10

14

5

3

0.11 -0.15

10

3

4

0.16 -0.20

7

2

5

0.21 - 0.25

6

2

6

0.26 -0.30

5

5

7

0.31 - 0.35

4

4

8

0.36 -0.40

4

3

9

0.41 -0.45

4

4

10

0.46 -0.50

4

4

11

0.51 -0.55

4

4

12

0.56 -0.60

4

4

13

0.61 - 0.65

3

2

Максимальная проницаемость по нефти имеет место при начальной водонасыщенности пород, cсоответствующей содержанию связанной воды.

Породы становятся непроницаемыми для нефти при максимальной водонасыщенности, соответствующей неснижаемой остаточной нефтенасыщенности.

Для воды породы становятся проницаемыми при водонасыщенности несколько превышающей содержание связанной воды ("критическая" водонасыщенность). Максимального значения проницаемость по воде достигает при уменьшении нефтенасыщенности до остаточного неснижаемого уровня.

Физико-химические свойства пластовых флюидов

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и каппилярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа "Кристалл-2000М". Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

Всего по Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения проанализировано: пластовых - 99 проб, поверхностных -99 проб.

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти по горизонту.

Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 33 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 99 проб, следующие: давление насыщения 4,8 МПа, газосодержание - 56,6 м3/т, объемный коэффициент - 1,1531, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 4,7 мПа*с. Плотность пластовой нефти 799,2 кг/м3, сепарированной 859,9 кг/м3.

По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы 1,1 % массовых нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 14,4 мм2/с. В разрезе пашийского горизонта водонасыщенными являются песчано-алевролитовые породы. Дебит скважин по воде этих отложений колеблется от 3 до 60 м 3/сут., по некоторым скважинам достигает 350 м 3/сут. при разных динамических уровнях. Статистические уровни устанавливаются на абсолютных отметках минус 2527м. Режим залежи упруго водонапорный.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциему типу (по В. А. Сулину). Общая минерализация составила 253,10-283,35 г/л, плотность 1170,0-1192,7 кг/м 3, вязкость изменяется в пределах 1,75 2,0 мПс, рН равно 2,7-6,4.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность достигает величин 0,25-0,45 м 3/т. Содержание метана более 50% объемных. Упругость газа составляет 5,0-10,0 мПа. Объемный коэффициент равен 0,9998.

Похожие статьи




Коллекторские свойства продуктивных пластов - Характеристика геологического строения объекта эксплуатации

Предыдущая | Следующая