Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 [ 78 ] 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94

очень высок (г = 0,85 0,97). Этого нельзя сказать о корреляционной связи а = f (к) - водонасыщенности от проницаемости. Информации о проницаемости коллекторов по многим причинам обычно меньше, чем о емкости пустот, и коэффициент корреляции для этих величин бывает нередко очень низким.

Если уравнения, аппроксимирующие корреляционные кривые рис. 72, решить относительно т и вместо а подставить 100, то можно найти граничную величину открытой емкости пустот для 100%-пой водопасыщенпостп матрицы. Расчеты показывают, что для рифогенных отложений Грачевского месторождения она равна 2%, для пласта Дх Туймазинского месторождения - 5%, для угленосных отложений Арланского месторождения- 12%, для хадумских отложений Пелагиадинского месторождения - 19% и т. д.

Таким образом, анализ кривых рис. 72 показывает, что граница открытой емкости пустот матрицы для 100%-пой водонасыщенности нефтегазоносных коллекторов колеблется в очень широких пределах и поэтому заслуживает пристального изучения. Литологическне разности выше этой границы и составляют нефтегазонасыщепную мощность коллектора. Если разработка залежи ведется при режиме истощения, то указанная нефтепасыщенная мощность является одновременно эффективной и определяет пе только геологические, по и балансовые запасы нефти и газа в залежи. Нефтегазонасыщенпая мощность пласта определяется из выражения

-Щ (346)

где hi - нефтегазонасыщенпая мощность коллектора в данной скважине; Fi - площадь пласта, приходящаяся па данную скважину.

Сопоставляя полученные границы 100%-ной водонасыщенности по рис. 72 с кривыми рис. 45, можно найти соответствующие им величины проницаемости. Например, для пласта Дх Туймазинского месторождения эта граница А; ц = 0,14 мД, для угленосных отложений Арланского месторождения к\\ =1,3 мД и т. д.

Верхняя граница емкости пустот и проницаемости при 100%-пой водонасыщенности коллекторов, являющаяся одновременно нижней границей нефтегазопасыщенпости, может служить косвенным показателем условий формирования нефтяных и газовых залежей, а также поэтапной степени эпигенеза. Малые значения емкости пустот и проницаемости, по-видимому, должны свидетельствовать о том, что формирование нефтяных и газовых залежей происходило и завершалось под влиянием огромных внешних давлений, а большие значения их - об ограниченности внешних сил. Величина этих сил, как нам представляется, поддается расчету.

Присутствие нефти в породе при полном отсутствии ее пропица-емост1! может служить также показателем того, что процесс эпигенеза продолжался и после образования залежи. Словом, изучение

рассматриваемой границы емкости пустот и проницаемости матрицы коллекторов нефти и газа представляет огромный научный и практический штерес.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАНИЦ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД ДЛЯ ПОДВИЖНОЙ НЕФТИ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ ЕЕ ВОДОЙ

Кроме изложенного, для практических целей большой интерес представляют сведения о содержании нефти или газа в той части коллектора, которая подвергается внешнему воздействию в процессе разработки залежи и имеет подвижную нефть при вытеснении ее водой или газом. Если прп режиме истощения в разработке залежи

принимает участие вся нефть,

IS .

JZ т,А

содержащаяся в открытых пустотах коллектора, то при водонапорном или упруговодонапор-ном режимах, согласно изложенному в гл. IV, - лишь та нефть, фазовая проницаемость для которой больше нуля. Поэтому очень важно знать граничные значения параметров коллектора, при которых фазовая проницаемость его для нефти не равна нулю. Нефть, содержащаяся в таких литологических разностях, составляет балансовые запасы, которые в основном и учитываются при разработке залежей с водонапорным и упруговодонапорным режимом. Остальная нефть, «забалансовая», представляющая собой разность между геологическими и балансовыми запасами, к сожалению, не учитывается.

Литологические разности, содержащие балансовые запасы нефти, составляют эффективную нефтенасыщенную мощность, которая меньше всей нефтенасыщенной мощности. Эффективную нефтенасыщенную мощность можно определить разными путями и, в частности, по фазовым проницаемостям керна. Например, согласно исследованиям В. М. Березина [22], фазовая проницаемость девонских песчаников Туймазинского месторождения становится равной нулю при водонасыщенности а = 76%, а для нефтеносных песчаников угленосных отложений Арланского месторождения - при а = 75%. По кривым а = / (т) (см. рис. 72) этой водонасыщенности соответ-

Рис. 74. Корреляционные зависимости между влажностью (ш) и открытой емкостью пустот (т) для некоторых месторождений:

I - Николо-Березовское, угленосные отложения, w = -3,559 + 1,4054 т-0,007 m»- 0,0017 т (СКВ. 11в8); 2 - Грачевское, рифогенные отложения, «! = 0,4708 -f 0,3158 m- -0,0210 -f 0,0004 m» (скв. 616); 3 - Туймазинское, Дх. го = 3,5823 -f 2,3611 m- 0,1493 m2~0,0025 m (скв. 1607); 4 - Туймазинское, Д1,10= 2,1218-t- 1,9781m- .-0,1346 m»-f 0,0025 m (скв. 1529); 5 - Туймазинское, Д1, lo = 0,9587 -f 0,9129 m- 0.0649 m 4- 0,0012 m» (скв. 1397); 6 - Туймазинское, Д1, 10 = 0,01 m (5,27-0,144 m)« (СКВ. 1607, 1529, 1397); 1 - Туймазинское, Д1, № = 2,3184 -f 0,8204 m-0,0580 m -f Ч- 0,0010 m" (СКВ. 1282); « - Арланское, угленосные отложения, w= 17;0458 4- 4,9986m - 0,2770m»-0,0046m (СКВ. 503); 9 - Пелагиадинское, w = = 0,01m (186-4,52 m) (скв. 17)

ствует емкость открытых пустот девонских песчаников Туймазинского месторождения, равная 9%, для угленосных отложений Арланского месторождения - около 15% и для Николо-Березовской площади- около 17%. Следовательно, в первом случае эффективная нефтенасыщенная мощность складывается из литологических раз-

Сс,г1кг 10

10 8 6 Ч Z

Рис. 75. Корреляционные зависимости между влажностью {w) и проницаемостью (А;) для некоторых месторождений:

1 - Николо-Березовское, угленосные отложения, w = 11,5 -Ь 1,2 Igfe-0,66 (lgft)»; г - Арланское, угленосные отложения, W ~ 9,31 -1-Ч- 1,33 Ig й - 0,82 (Ig ft); 3 - Туймазинское, Дх, го = = 1,01 (9,00 -Ь 4,56 Ig ft) (4,00-0,66 Ig ft)«; i- Грачевское, рифогенные отложения, to = ft-0,144 4-0,4 Igft)

0 J 6 9 1Z 15 18 21 Zitm;i.

Рис. 76. Содержание солей (хлоридов) в породах разной пористости для некоторых месторождений:

1 - Арланское. cite. 503; 2 - Туймазинское, СКВ. 1397; 3 - Грачевское, скв. 616

ностей с емкостью пустот более 9%, во втором - более 15% и в третьем - более 17%. Согласно рис. 45 этим величинам в том же порядке соответствуют проницаемости г«1 мД, 6,9 мД и 7,4 мД. Эти значения проницаемости и соответствующие им величины емкости пустот для рассматриваемых коллекторов нефти являются границей, ниже которой нефть при упруговодонапорном режиме неподвижна.

Непременное условие применения изложенного метода установления рассматриваемых границ емкости пустот п проницаемости коллекторов нефти - отбор керна с применением растворов на нефтяной основе. Информация • по такому керну позволяет получить ряд других корреляционных связей, представляющих большой интерес. Так, на рис. 74 и 75 приводятся зависимости коэффициента влажности W от емкости пустот и проницаемости к, а на рис. 76 - содержания солей Сс в 1 кг породы от емкости пустот.

Кривые рис. 74 в общем виде аппроксимируются полиномом следующего вида:

ы; = ± о -Ь Ьт - сте2 ± drri. (347)