ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО ДАННЫМ УПРУГИХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Добрынин В.М.1, Городнов А.В.2, Черноглазов В.Н.3

1 Российский Государственный Университет Нефти и Газа им. И.М. Губкина (РГУ НГ), Россия, 117917, Москва ГСП-1, Ленинский проспект, 65

2 Российский Государственный Университет Нефти и Газа им. И.М. Губкина

3 Российский Государственный Университет Нефти и Газа им. И.М. Губкина

 

Oil Saturation Determination Based on Elastic Properties of Oil&Gas Saturated Formations

V.M. Dobrynin1, A.V. Gorodnov2, V.N. Chernoglazov3

1 Russian State University of Oil and Gas, Lenin ave. 65, 117917, Moscow, Russia

2 Russian State University of Oil and Gas

3 Russian State University of Oil and Gas

Введение

Упругие характеристики коллекторов, в частности объемная сжимаемость, изменяются в зависимости от характера их насыщения. Взаимосвязь упругих компонент нефтеводонасыщенного коллектора - скелета породы, материала твердой фазы и насыщающих флюидов со скоростью продольных и поперечных волн описывается известной моделью М. Био [1] и Ф. Гассмана [2]. В частности, Ф. Гассман предложил рассматривать горные породы-коллекторы как дифференциально упругие тела, отдельные компоненты которых можно уподобить порознь упругим телам и применить к ним законы теории упругости в дифференциальной форме. При этом были введены упругие константы, характерные для деформации пористых тел. Впоследствии И. Гиртсма [3] показал, что, несмотря на кажущееся различие моделей пористого тела, представленных М. Био и Ф. Гассманом, математически эти модели эквивалентны.

Модификация данной упругой модели среды применительно к определению коэффициента нефтенасыщения коллекторов является основой нового метода определения нефтенасыщенности по волновому акустическому каротажу.

В данной работе рассматривается применение волнового акустического каротажа для определения текущего нефтенасыщения в открытых и обсаженных стальной колонной скважинах для различных геолого-технологических условий.

Физические основы

В широко распространенном сегодня методе количественного определения нефтенасыщенности коллекторов по их удельному электрическому сопротивлению необходимо иметь статистическую связь между параметром нефтенасыщенности и коэффициентом нефтенасыщенности. Эта связь изменяется в зависимости от минерального состава и литологического строения изучаемых пород-коллекторов. Поэтому необходимо:

  • знать как можно более точное значение пористости изучаемой породы;

  • уметь количественно учитывать влияние глинистости на удельное сопротивление пород (поверхностная проводимость, два типа водонасыщения);

  • оценивать влияние минерализации воды, строения порового пространства, сцементированности, фобизации поверхности и т.п.

Учесть все эти факторы очень сложно, поэтому результаты часто бывают субъективны, особенно при наличии пресных пластовых вод в зонах обводнения, где расположен на месторождении главный фонд нефтедобывающих скважин. А знать текущую нефтeнасыщенность необходимо при построении динамической модели залежи для последующего увеличения нефте - газоизвлечения.

Альтернативой методу сопротивления является новый метод использующий различие сжимаемостей основных компонентов коллекторов - твердой фазы, минерального каркаса и флюидов - нефти, газа и воды (рис.1).

Метод базируется на теории упругих деформаций пористых насыщенных тел (М. Био и Ф. Гассмана), модифицированной применительно к определению нефтенасыщенности коллекторов. Интервальные времена для продольной D Tp и поперечной D Ts волн определяемые по волновой картине волнового акустического каротажа, а также плотность коллектора d п , позволяют рассчитать полную объемную динамическую сжимаемость b О.Д нефтенасыщенного коллектора и с учетом сжимаемостей компонентов породы определить объемное содержание требуемого компонента с известной сжимаемостью по зависимости Индекса динамической сжимаемости от коэффициента водонасыщения, ИДС = f(Кв), настроенной на свойства изучаемого объекта (рис.2) .

Индекс динамической сжимаемости - безразмерный параметр, характеризующий соотношение сжимаемостей минералов, пор породы, нефти, воды и газа. Для его определения необходимо знать скорости (интервальные времена) продольных и поперечных волн, пористость, плотность изучаемых отложений и глинистость.

На рис.2 изображены два семейства кривых для нефтегазонасыщенных песчаников: кривые с параметром нефтенасыщенности, изменяющейся в пределах от Кн=0 до Кн=0,8 и кривые с параметром газонасыщенности- от Кг=0 до Кг=0,5.

Нижняя кривая на рис.2 получена для условий нефтеводонасыщенного пласта без свободной газовой фазы (Кг=0). Она имеет плавный характер и диапазон изменения ИДС достигает 70% при изменении коэффициента водонасыщения от предельной величины Кв=Кв.о до Кв= 100%.

Из рис.2 видно также, что при наличии в порах даже весьма небольшого количества свободного газа (Кг=0,02-0,05) кривые для определения Кв резко выполаживается,(снижается дифференциация пластов по нефтенасыщению).Это делает затруднительным количественные определения нефтенасыщенности. При Кг=0,5 все семейство кривых ИДС= f(Кв) устремляется к предельному значению, соответствующему отсутствию упругой связи между флюидом и твердой фазой породы. В этих случаях ИДС может лишь служить очень чувствительным индикатором присутствия свободного газа в нефтенасыщенном пласте.

Параметры интерпретационной модели

Объемная сжимаемость породы является одним из главных параметров интерпретационных моделей акустического метода. Статические коэффициенты сжимаемости скелета b ск , пор b п, и твердой фазы b тв , пород связаны между собой через коэффициент пористости [ 3 ]:

 

(1)

Наиболее надежным источником данных о сжимаемости породы являются прямые измерения на керне при термобарических условияx залегания пласта. Однако такими исследованиями охарактеризованы ограниченные типы пород.

Рассмотрим некоторые подходы для оценки сжимаемости породы на основании имеющихся экспериментальных керновых данных .

Коэффициенты сжимаемости твердой фазы породы b тв , для основных породообразующих минералов (табл. 1) имеют гораздо более низкие значения по сравнению со сжимаемостью пор породы и изменяются в небольших пределах при изменении пластовых условий по сравнению со сжимаемостью пор b п . Для практических целей для известного минерального состава твердой фазы пород изучаемых отложений возможно воспользоваться табличными данными о сжимаемости основных породообразующих минералов, а в случае полиминеральной породы оценить b тв по следующей формуле [ 4 ]:

где Vi - Объемная доля минерала с сжимаемостью b i

Изотермическая сжимаемость пор породы b п , это параметр зависящий от эффективного напряжения и глинистости. Экспериментальная зависимость изменения статического коэффициента сжимаемости пор для широкого круга песчано-глинистых пород-коллекторов с межзерновой пористостью может быть аппроксимирована следующими уравнениями [ 5 ] :

(3)

 

Значение ( р-рпл )min на реальных образцах может изменяться в пределах от 5,0 до 10 МПа. Для оценки среднего значения b п заданной группы пород ( р-рпл )min вероятно можно приближенно считать величиной постоянной. Средняя величина (b п)'1 для незаглинизированных, чистых и хорошо отсорти-рованных пород может быть принята (b п)'1 » 500.10-5 МПа-1 и для плохо отсортированных ( b п )'1 » 1100. 10-5 Мпа-1. [ 5 ]. Величина (b п)1 зависит не только от степени отсортированности, но и от относительной глинистости породы,гл /1/ :

 

, (4)

 

где (п)'- значение коэффициента сжимаемости чистых от примесей глинистого материала коллекторов при эффективном напряжении (р-рпл)min

Подставив (4) в (3), получим :

 

(5)

 

Формула (5) позволяет при определении средней величины п учесть влияние 2-х литологических факторов : степени отсортированности и глинистости пород, а также влияние эффективного напряжения. Последнее можно выразить также через глубину залегания изучаемых отложений :

 

(6)

где и - средневзвешенные по мощности пластов значения соответственно плотности насыщенных водой пород и плотность пластовой воды ; g -ускорение силы тяжести.

Тогда уравнение (5) примет вид :

 

(7)

 

Предположим, что мы имеем надежные экспериментальные данные о среднем значении статического коэффициента сжимаемости песчаных пород,п, залегающих на глубине h1 и имеющих глинистость . Требуется определить статический коэффициент сжимаемости песчаных пород, () залегающих на другой глубине, hx, и имеющих близкий литологический состав псаммитовой фракции, относительную глинистость и отсортированность, которой соответствует значение () Уравнение (7) позволяет получить в этом случае отношение :

 

(8)

 

Откуда значение статического коэффициента сжимаемости пород, ()

найдем : из уравнения (8) :

 

(9)

 

Рассмотрим пример использования уравнения (8) для определения песчаников. Для того, чтобы уравнением охватить весь диапазон отсортированности песчаных пород мы должны принять изменения ()

 

Этот же коэффициент для хорошо окатанных песчаников, в которых

 

=500 МПа-1 будет равен :

 

 

Таким образом, коэффициент, характеризующий влияние отсортированности псаммитовой части песчаников на коэффициент сжимаемости пор изменяется в пределах : 1- 2 и уравнение (8) может быть записано :

 

(8-1)

 

О границах применимости теории Био-Гассмана для определения насыщения пористых горных пород по акустическому методу исследования скважин

Граничные условия в волновом уравнении М.А.Био (1962)

Эти условия в развернутом виде сформулированы в работе М.С.Кинга [ 6 ]:

1. Длина волн должна быть существенно больше размера самой крупной поры (или полости) в породе ;

2. Пористое тело должно быть однородно и изотропно, а насыщающая фаза непрерывна ;

3. Флюид, насыщающий поры породы, должен иметь конечные вязкость и сжимаемость ;

4. Термоупругим эффектом при прохождении волн можно пренебречь ;

5. Наиболее крупные (эффективные) поры коллекторы гидравлически изолированы и в них не наблюдается перетоков флюида при прохождении волн.

Результаты экспериментальных исследований

Автор [ 6 ] разработал точный метод лабораторного определения скоростей продольных и поперечных волн и на основании экспериментальных исследований пришел к выводу, что при низких и средних величинах давлений всестороннего сжатия давлений (до 30-40 Мпа) на величину скорости акустических волн оказывают релаксационное поведение жидкости в мелких трещинах, а также поверхность взаимодействия жидкой и твердой фаз. Явление релаксации и влияние поверхности твердого тела уменьшаются с увеличением всестороннего сжатия, т.к. закрываются микротрещины При уменьшении поверхности твердой фазы и при увеличении давления всестороннего сжатия скорости упругих волн, измеренные в насыщенных породах возрастают и приближаются к таковым, вычисленным по уравнениям М.А.Био (1962).

Автор [ 6 ] также отмечает, что согласно его экспериментальным данным в диапазоне низких (до критических) частот волнового поля, что для полностью водонасыщенных пород-коллекторов со средним диаметром пор a ср =10-3 -10-5 м составляет 102 - 104 герц, дисперсия поперечных волн практически отсутствует, а для продольных волн не превышает 1,5 %. Это обстоятельство подтверждает справедливость модели Био-Гассмана для описания скорости в породах с совершенной связью между фазами (отсутствие газовой фазы).

С другой стороны, в работе Г.А.Гиста [ 7 ] рассматривается случай несоответствия экспериментальных данных теоретической модели Био-Гассмана при несовершенной связи между фазами (наличие газовой фазы в порах породы) при частотах, применяемых обычно при лабораторных исследованиях пород (106-108 герц). Автор приходит к выводу, что в этих условиях определение скорости волн на недонасыщенных образцах не могут быть использованы при интерпретации сейсмических данных. Для учета неравновесного состояния газовой и жидкой сред вводится в рассмотрение модель пористой cреды с газовыми включениями (модель “газовых пакетов”), принимающая во внимание наличие жидкой и газовой фаз в разных частях порового пространства породы. Особенно велико расхождение в низкопроницаемых песчано-глинистых породах с низким коэффициентом газонасыщения.

Вопрос о применимости теоретической модели Био-Гассмана для изучения на ультразвуковых частотах насыщенности пород жидкостями более близкими по своим упругим и плотностным свойствам (нефть и вода) в работе не рассматривался.

В работе Н. Акбара и др. [ 8 ] отмечается наличие гистерезиса продольных скоростей в зависимости от водонасыщенности пород, определяемой при высушивании и увлажнении пород. На сейсмических и акустических частотах выявлены два пика коэффициентов затухания на частотах (0,01 гц и 103 гц).Оба явления не могут быть объяснены с позиций теории Био-Гассмана. Для объяснения этих явлений авторы предлагают свою модель пористой Среды. Эта Среда состоит из двух типов пор : системы крупных слабосжимаемых (“жестких”) пор, образуемых сцементированным скелетом и системы щелеподобных, высоко сжимаемых каналов, соединяющих крупные поры. Поровое пространство при этом может быть насыщено водой и газом. Отклонение от модели Био-Гассмана обусловлено колебательными движениями смеси флюида и газа в щелеподобных порах. Соотношение этих двух типов пор определяет степень отклонения полученных динамических и в меньшей степени кинематических параметров Среды от таковых по теоретическим зависимостям Био-Гассмана. Если поровое пространство более однородно (например, чистый коллектор) и в насыщающем поры породы флюиде отсутствует газ, то полученные на предлагаемой модели уравнения становятся адекватными аналогичному уравнению Био-Гассмана.

Рекомендации по применению теории Био-Гассмана для определения насыщенности пород по акустическому методу исследования скважин

Таким образом, рассмотренные выше деформационные модели пористых сред являются развитием теоретической модели Био-Гассмана. Они дополняют понимание процесса распространения упругих волн в частично газонасыщенных пористых средах более глубоким учетом реальной неоднородности пористых сред. Это дополнение в большей мере относится к влиянию частоты упругих волн на их динамические характеристики. К сожалению эти новые модели сложно формализовать математически. Трудно практически определить, например, соотношение “жестких” и “мягких” пор в каждом конкретном случае. Слишком велико природное разнообразие. Тем не менее результаты этих исследований позволяют высказать некоторые рекомендации к использованию теории Био-Гассмана, которые позволяют уменьшить возможные отклонения и использовать эту теорию в практических целях.

Вот эти рекомендации :

- при определении нефтенасыщенности пород целесообразно ограничиться использованием кинематических характеристик волнового поля (D tр, D ts), как менее подверженных влиянию частоты поля и неоднородностей порового пространства и насыщающих флюидов (нефть-вода);

- лабораторные исследования частично газонасыщенных пород выполненные в диапазоне ультразвуковых частот (106-108 гц) не могут служить петрофизической базой для обоснования зависимостей кинематических характеристик волнового поля от насыщения;

- наиболее точные результаты могут быть получены при использовании существующей теоретической базы для изучения в диапазоне акустических частот (103 - 104 гц) насыщенности горных пород с более однородной структурой порового пространства пород, в которых сжимаемость порового пространства определяется, главным образом, сжимаемостью крупных (“жестких”) пор, определяемой упругостью сцементированного скелета породы. Это породы-коллекторы, находящиеся в условиях естественного залегания с межзерновым типом пор или порово-трещинные коллекторы с межтрещинным расстоянием меньше длины волн;

- теоретически модель Био-Гассмана предусматривает насыщение пор однородной (непрерывной) вязкой фазой. Однако, как показывает практический опыт, благоприятны условия для изучения пород-коллекторов, насыщенных смесью флюидов не столь значительно, как газ, отличающихся по плотности, вязкости и сжимаемости (например, нефть и вода); количественное определение газонасыщенности по данным акустического метода затруднено- в данном случае определяется лишь присутствие свободного газа в порах породы даже в самых незначительных количествах.

Практические результаты применения новой технологии оценки нефтенасыщения .

Накоплены данные применения нового метода оценки нефтенасыщенности более чем по 130 скважинам в открытом и обсаженном стволе. Объекты изучения представляют отложения разного возраста, литологии в различных нефтегазоносных районах России. При этом замеры методом ВАК выполнялись акустическими приборами различных типов, в основном Российского производства. Выполненные исследования позволили сформулировать требования к аппаратуре ВАК и процессу измерений, позволяющие получить оптимальные для решения задачи насыщения исходные данные. Вот некоторые из них:

 

Обработка волновых картин и последующая комплексная интерпретация данных ВАК и стандартного комплекса ГИС выполнялись с помощью компьютерной системы "КАМЕРТОН" [ 9 ]

На рисунках 3 и 4 приведены два примера применения новой технологии оценки нефтенасыщения в продуктивных отложения с высокоминерализованной пластовой водой.

В данных наблюдательных скважинах, обсаженных пластиковыми трубами, были проведены замеры Индукционным методом и методом ВАК. Как видно из представленных данных имеется хорошее совпадение результатов оценки нефтенасыщенности по Индукционному методу и по данным ВАК, как в терригенном разрезе, так и в карбонатном.

Практическое использование данных о коэффициенте текущего нефтенасыщения находит применение во многих задачах мониторинга месторождений таких как:

- отбивка контактов ГНК и ВНК ;

- выделение пропущенных объектов и обоснование перевода скважин на верхние объекты эксплуатации;

- выделение интервалов с окисленной нефтью;

- определение эффективной толщины коллектора;

- выделение газонасыщенных пластов ;

Данная технология является необходимым инструментом проверки достоверности численных гидродинамических моделей резервуаров

Заключение

Таким образом, создан принципиально новый метод определения нефтенасыщенности пород, основанный, главным образом, на различие упругих свойств (сжимаемость) насыщающих породу флюидов (нефти, газа и воды).

Для межзерновых коллекторов, в новом методе, при определении нефтенасыщенности в необсаженных и обсаженных скважинах учитывается аналитически:

  • минеральный состав породы-коллектора;

  • глинистость;

  • компенсируется влияние пористости пласта;

  • резко снижается влияние минерализации пластовых вод,

т.е. преодолеваются все те “трудности”, которые проявляются в методиках, основанных на использовании для тех же целей электрического сопротивления породы.

Одновременно резко возрастают требования к надежности выделения волн различного типа, точности определения кинематических характеристик этих волн, что тесно связано с конструктивными особенностями измерительной аппаратуры и возросшими требованиями к ее метрологии. Однако сегодня нет другой альтернативы этому методу.

 

Литература

  1. Biot M.A. General theory of three dimensional consolidation, J.Appl.Phys. v.12, 1941
  2. Gassman F. Uber die elastisitat poroser medien. Naturforschenden Gesellschaft Vierteljahrschrift , Zurich, v.96,Nr.1, 1951
  3. Geertsma I. The effect of fluid pressure decline on volume changes of porous rocks. Trans. AIME, v. 210, 1957
  4. Беликов Б.П., Александров К.С., Рыжова Т.В. Упругие свойства породообразующих минералов и горных пород, М., Наука, 274 стр., 1970
  5. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа, М., Недра, 239 стр., 1970.
  6. King M.S. Wave velocities in rocks as a function of changes in overburden and pore fluid saturations, Geophysics, V., XXXI, N 1, February, 1966, p.p.50-73.
  7. Gist G.A. Interpreting laboratory velocity measurements in partially gas-saturated rocks, Geophysics V.59, N 7, July, 1994, p.p. 1100-1109.
  8. Akbar N., Mavko G., Nur A., and Dvorkin J. Seismic signatures of reservoir transport properties and pore fluid distribution, Geophysics, Vol. 59, N 8, August, 1994, p.p. 1222-1236.
  9. Городнов А.В., Добрынин В.М., Черноглазов В.Н. , Рыжков В.И. Обработка волновых акустических полей и комплексная интерпретация данных ГИС в системе “Камертон”, Труды Международной конференции и выставки по геофизическим исследованиям скважин "Москва 98", (8 - 11 сентября 1998 г.)

 

Сведения об авторах:

 

Добрынин Валерий Макарович, профессор, зав. кафедрой геофизических информационных систем (ГИС) РГУ НГ им. Губкина, д.г.-м.н..

Российский Государственный Университет Нефти и Газа им. И.М. Губкина (РГУ НГ), Россия, 117917, Москва ГСП-1, Ленинский проспект, 65. Тел: 135-70-56

 

 

Городнов Андрей Васильевич, старший преподаватель кафедры геофизических информационных систем (ГИС) РГУ НГ им. Губкина.

Российский Государственный Университет Нефти и Газа им. И.М. Губкина (РГУ НГ), Россия, 117917, Москва ГСП-1, Ленинский проспект, 65. Тел./факс: 135-83-46, E-mail: cher@ saog.ac.ru

 

 

Черноглазов Валерий Николаевич, доцент кафедры геофизических информационных систем (ГИС) РГУ НГ им. Губкина, к.г.-м.н.

Российский Государственный Университет Нефти и Газа им. И.М. Губкина (РГУ НГ), Россия, 117917, Москва ГСП-1, Ленинский проспект, 65. Тел./факс: 135-83-46, E-mail: cher@ saog.ac.ru

 

 

Rambler's Top100 Rambler's Top100

На оглавление конференции

На сайт ПЕТРОФИЗИКА и ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

При копировании просьба сохранять ссылки. Материалы с сайта www.petrogloss.narod.ru

 
Используются технологии uCoz