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

да. 7,

Кривые рис. 74, 75 и 76 характеризуются максимумом влажности и содержания солей в породе, выше которого фазовая проницаемость коллектора для нефти при вытеснении ее водой перестает быть равной нулю. Следовательно, открытая емкость пустот матрицы, соответствующая зтим значениям влажности и содержанию солей, служит границей, выше которой литологические разности пород составляют эффективную мощность коллектора при упруго-водонапорном режиме.

Физическая сущность изложенного состоит в том, что с увеличением емкости пустот в породе увеличивается относительное содержание в ней воды {w). В нефтеносной породе увеличение w происходит вместе с увеличением нефтенасыщенности и до тех пор, пока фазовая проницаемость ее для нефти равна нулю. Аналогично изменяется и содержание растворенных солей в породе. Величины емкости пустот и проницаемости, соответствующие максимальной величине w, для различных отложений и различных участков одних и тех же отложений различны и совпадают с найденными выше по фазовым проницаемостям. Таким образом, если имеется информация по керну, отобранному с применением раствора на нефтяной основе, представляется возможность определить граничные значения емкости пустот и проницаемости коллектора, содержащего подвижную нефть при упруговодонапорном режиме, не прибегая к изучению фазовых проницаемостей.

По результатам анализа керна, отобранного на воде или растворе на водной основе, зависимость коэффициента влажности от емкости пустот коллектора носит линейный характер (рис. 77). Непрерывное увеличение влажности с увеличением емкости пустот в данном случае может быть обусловлено промывкой керна фильтратом глинистого раствора илп незначительной нефтенасыщенностью коллектора вследствие отсутствия в нем промышленных скоплений нефти. Например, кривые 2 и 5 на рис. 77 построены для высокопродуктивных отложений девонского песчаника Дх Туймазинского месторождения и межсолевых карбонатных пород Осташковичского месторождения БССР, а кривая 1 - для карбонатных пород воронежских отложений Речицкого месторождения, в матрице которых в районе расположения скв. 89 промышленных скоплений нефти практи-ческп не имеется. Отсутствие приицпипального различия и характерных особенностей у этих кривых исключает возможность использования их для определения граничных величии емкости пустот

Рис. 77. Зависимость между влажностью (w) и открытой емкостью пустот матрицы (т) по керну, отобранному при использовании обычного водного раствора для некоторых месторождений:

1 - Речицкое, воронежские отложения, W = 0,21 + 0,87 т (скв. 89); g - Осташковячское, межсолевые отложения, W - 0,32 4- 0,75 m (скв.13); S - Туймазинское, девонские отложения, 1с = 1,57 4- 0,64 m

и проницаемости коллектора, при которых фазовая проницаемость для нефти перестает быть равной нулю. Следовательно, эта возможность присуща только кривым w = f (т), построенным по результатам анализа керна, отобранного в случае применения раствора на нефтяной основе. Использование керна, отобранного на водном растворе, для рассматриваемой здесь цели возможно при промывке керна в процессе отбора фильтратом раствора и наличии данных о минерализации фильтрата, погребенной воды и воды в керне.

Существенное отличие минерализации воды в керне от минерализации погребенной воды и совпадения ее пли близость с минерализацией фильтрата раствора свидетельствует о полной промывке керна фильтратом [105, 194]. Следовательно, литологическне разности с минерализацией воды, совпадающей с минерализацией фильтрата раствора, представляют в данном случае эффективную нефтенасыщенную мощность. Наименьшая величина емкости пород и проницаемости этих литологических разностей является искомой границей, при которой фазовая проницаемость коллектора для нефти в условиях водонапорного или упруго-водонапорного режима больше нуля. Найденная таким путем эффективная нефтенасыщенная мощность, как уже упоминалось выше, не тождественна мощности коллектора, описываемой профилями притока или поглощения. Она обычно больше последних, так как неполный охват коллектора по данным притока и поглощения обусловлен дополнительно гидродинамическим несовершенством скважин вследствие загрязнения призабойной зоны пласта и других факторов (см. гл. VII).

РАСЧЕТ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

Формула и необходимые данные для подсчета запасов нефти и газа в залежах предопределяются типом коллектора и методикой определения его параметров. В природных условиях пустоты пород по своей форме могут быть представлены одновременно порами, кавернами и трещинами. Поэтому в общем случае нефтеносный или газоносный коллекторы можно рассматривать как пористо-кавернозно-трещиноватый, а пористый, кавернозный и трещиноватый коллекторы каждый в отдельности - как его частные случаи [88, 104, 118]. Учитывая при этом важность раздельного определения емкости пустот разного вида в связи с тем, что абсолютная величина их и нефтеотдача различны, нефтяной и газовые пласты в природных условиях удобно рассматривать состоящими из трещин и матрицы, включающей в себя поры и каверны или только поры. Капиллярно-связанная вода в таком коллекторе, как уже отмечалось выше, содержится преимущественно в порах, а в кавернах и трещинах отсутствует вследствие малости капиллярных сил.

В соответствии с этим в общем виде формула для подсчета запасов нефти объемным методом [105, 120, 135] имеет вид

iV = [(1 - а) (1 - т„т) + (1 - т„,) т + т,], (348)

где N - геологические или балансовые запасы, т, в зависимости от того, означает ли h нефтенасыщенную или эффективную часть нефтенасыщенной мощности пород, ж; S - площадь нефтеносных пород, м; р - плотность нефти; b - объемный коэффициент нефти; а - коэффициент водонасыщенности пор матрицы; тт, т и т - соответственно коэффициенты полной трещиноватости, открытой пористости и открытой кавернозности.

Слагаемые (1-а)(1-тпт)пгоп + (1-ппт) nio в формуле (348) представляют собой коэффициент нефтенасыщенной матрицы, а коэффициент полной трещиноватости - одновременно коэффициент нефтенасыщенности трещин. При этом слагаемое (1-а) (1-П1ат)та есть коэффициент нефтенасыщенности пор, а слагаемое (1-"гпт)ок - коэффициент нефтенасыщенности каверн.

При коэффициенте водонасыщенности а = 1, т. е. поры матрицы полностью насыщены водой, слагаемое (1-а)(1-rn-t)ma обращается в нуль, и содержание нефти или газа оценивается только в кавернах и трещинах. Если имеется погребенная вода в кавернах, выражение (1-пгпт)"гкп должно быть умножено на (1-«к)) где - водонасыщенность каверн. Наконец, в случае тпок = О и = О формула (348) переходит в общеизвестную формулу объемного метода подсчета запасов нефти и газа в пористых породах.

Изложенный путь расчета не исключает возможности отнесения объема, занятого погребенной водой, ко всей емкости открытых пустот матрицы (пгкп)» т. е. к открытой емкости пор и каверн вместе

Кп)-

Тогда, формула (348) примет вид:

ЛГ = ij [(1 тпт) (1 - а,„) т„кп + »г,„]. (349)

Если содержание воды в коллекторе оценивается по коэффициенту влажности W, то формулу (349) можно записать в виде

N = -[{m,,-w){i-in,t) + m] (350)

НЩ [(т„п - т„з -w){i- mt) + т,], (351)

где Шкп и Шиз - коэффициенты полной и изолированной емкости пустот.

Формулы (348)-(351) различаются лишь" входящими в них коэффициентами.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ В ОТКРЫТОЙ ЕМКОСТИ ПУСТОТ КАВЕРНОЗНО-ПОРИСТО-ТРЕЩИНОВАТЫХ ПОРОД МЕТОДОМ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ПРИ УПРУГОМ И УПРУГОВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМАХ

Объем нефти (м), добытой из кавернозно-пористо-трещиноватых пород при упругом режиме, определяется уменьшением объема трещин коллектора на величину AF,. и объема открытых каверн и