Содержание к диссертации
Введение
Система петрофизического обеспечения моделирования залежей ув на основе эффективной пористости 21
1.1. Информационное ядро и элементы системы петрофизического обеспечения моделирования 33
1.2. Функциональные модели системы петрофизического обеспечения 34
1.3. Области применения системы петрофизического обеспечения 37
ГЛАВА ВТОРАЯ Петрофизические модели эффективной и динамической пористостей. петрофизическое обеспечение интерпретации данных гис с использованием характеристических параметров .46
2.1. Петрофизическая модель эффективной пористости 46
2.1.1. Модель гранулярного коллектора 46
2.1.2. Формирование зависимости остаточной водонасыщенности от пористости 50
2.1.3. Проверка модели по данными гранулометрического анализа 59
2.1.4. Обоснование модели эффективной пористости 64
2.1.5. Петрофизический инвариант 71
2.1.6. Связь остаточной водонасыщенности с нормированной эффективной пористостью 73
2.2. Применение петрофизических моделей для описания свойств сложных коллекторов 79
2.2.1. Параметризация моделей эффективной пористости 79
2.2.2. Свойства матрицы гранулярных коллекторов 86
2.2.3. Влияние минерального состава цемента на водоудерживающую способность коллектора 94
2.2.4. Литологическое обоснование петрофизической модели
2.2.5. Определение набухания цемента по характеристическим параметрам коллектора 104
2.2.6. Петрофизическое обоснование адаптивной интерпретации данных ГИС 109
з
2.3. Учет нефтегазонасыщенности в петрофизических моделях 113
2.3.1. Доля УВ в объеме общей, эффективной и динамической пористости 113
2.3.2. Инвариантность гидрофильного нефтенасыщенного коллектора 116
2.3.3. Связь коэффициента вытеснения с ФЕС гидрофильного коллектора 118
ГЛАВА ТРЕТЬЯ Методическое и интерпретационно-алгоритмическое обеспечение интерпретации данных гис для определения эффективной пористости 124
3.1. Петрофизические модели методов ГИС и адаптивные алгоритмы 124
3.1.1. Метод потенциалов собственной поляризации (СП) 124
3.1.2. Методы удельных электрических сопротивлений 130
3.1.3. Метод естественной радиоактивности 141
3.1.4. Плотностной гамма-гамма метод 150
3.1.5. Стационарные нейтронные методы 163
3.1.6. Импульсные нейтронные методы 171
3.1.7. Акустический метод 178
3.2. Адаптивная интерпретация данных ГИС 182
3.2.1. Структура адаптивной интерпретации данных комплекса ГИС 182
3.2.2. Петрофизические модели методов ГИС 184
3.2.3. Характеристические значения петрофизических параметров методов ГИС 188
3.2.4. Программная реализация методики 198
3.2.5. Погрешности определения эффективной пористости 202
3.2.6. Погрешности определения нефтегазонасыщенности 207
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ Применение петрофизической модели эффективной пористости для расчетов коэффициента сжимаемости порового пространства и сжимаемости коллектора для моделирования замещения флюидов 211
4.1. Моделирование нефтеносных пластов с учетом неоднородности сжимаемости порового пространства 211
4.1.1. Коэффициент сжимаемости эффективного порового пространства 212
4.1.2. Петрофизическая модель сжимаемости порового пространства В.М. Добрынина 212
4.1.3. Модифицированная петрофизическая модель сжимаемости порового пространства 213
4.1.4. Моделирование перераспределения давления в пласте в процессе разработки залежи 214
4.2. Расчет акустической жесткости по данным ГИС 218
4.2.1. Изучение упругих свойств коллекторов по результатам адаптивной интерпретации данных ГИС 218
4.2.2. Точностные характеристики алгоритма определения акустической жесткости...223
4.2.3. Изучение пород-неколлекторов методами ГИС для определения упругих свойств разреза 224
4.3. Влияние характера насыщения на упругие свойства коллекторов нефти и
газа 229
4.3.1. Анализ модели Ф.Гассмана сжимаемости предельно насыщенной породы 229
4.3.2. Модификация модели Ф.Гассмана 231
4.3.3. Неопределенности расчета объемной сжимаемости коллектора 232
4.3.4. Реализация модифицированной модели замещения флюидов 235
ГЛАВА ПЯТАЯ Модели связи капиллярного давления с эффективной пористостью и расчет нефтенасыщенности в переходной зоне коллектора 239
5.1. Капиллярное давление 239
5.1.1. Определение капиллярного давления 239
5.1.2. Связь капиллярного давления с текущей и остаточной водонасыщенностью 241
5.1.3. Определение «асимптотического» значения остаточной водонасыщенности 248
5.2. Переходная зона коллектора 252
5.2.1. Моделирование насыщения в переходной зоне 252
ГЛАВА ШЕСТАЯ Методики и алгоритмы применения эффективной пористости для расчетов абсолютной, эффективных и фазовых проницаемостей по данным гис 258
6.1. Абсолютная проницаемость 258
6.1.1. Теоретические связи проницаемости с ФЕС 258
6.1.2.Зависимость абсолютной проницаемости от глубины залегания 263
6.1.3. Влияние полиминерального состава терригенного коллектора на его фильтрационные характеристики 269
6.2. Эффективные и фазовые проницаемости 275
6.2.1. Прогноз фазовых проницаемостей по данным ГИС 275
6.2.2. Нормировки фазовых проницаемостей в концепции ЭПП 278
6.2.3. Связи эффективных проницаемостей с ФЕС 280
6.2.4. Модели относительных фазовых проницаемостей (ОФП) 284
6.2.5. Связи параметров моделей ОФП с ФЕС коллекторов 288
ГЛАВА СЕДЬМАЯ Геолого-технологическое моделирование на основе использования динамических фес на примере неокомских отложений одной из залежей западной Сибири 292
7.1. Вопросы моделирования и пространственного положения
скважин 292
7.1.1. Модель погрешностей при дирекционных исследованиях скважин 297
7.2. Прогноз продуктивности и состава притока по промысловым геофизическим данным 301
7.3. Построение геологической модели залежи с использованием динамических ФЕС коллекторов 3
7.3.1. Построение распределений петрофизических свойств 305
7.3.2. Построение моделей насыщения пластов флюидами 307
7.3.3. Определение удельных продуктивностей по нефти и воде в межскважинном пространстве 307
7.3.4. Верификация начальных распределений продуктивности и обводненности продукции 309
7.3.5. Рекомендации по выбору оптимальных направлений работ на месторождении 314
Заключение 317
Литература
- Функциональные модели системы петрофизического обеспечения
- Связь остаточной водонасыщенности с нормированной эффективной пористостью
- Методы удельных электрических сопротивлений
- Изучение упругих свойств коллекторов по результатам адаптивной интерпретации данных ГИС
Функциональные модели системы петрофизического обеспечения
Результаты интерпретации данных комплекса геофизических исследований скважин во многом являются основой петрофизического наполнения геологической модели. Однако многообразие процессов и факторов, требующих учета, указывают на то, что задача выделения и количественной оценки фильтрационно-емкостных свойств сложных полиминеральных глинистых коллекторов не является завершенной. Не случайно запасы крупнейших месторождений уточняются неоднократно.
Трудности выделения и оценки коллекторов обусловлены не только их сложностью. Недостаточная информативность применения электрических, акустического, плотностного и нейтронного методов для количественной оценки характеристик коллекторов возникает из-за сложностей учета влияния глинистости, твердого органического вещества, углистости, цеолитизации, газонасыщенностичастности, неполнотой информации, извлекаемой из данных петрофизических анализов керна.
Экспериментальные и теоретические исследования были выполнены на кафедре геофизических исследований скважин МИНХ и ГП им. И.М. Губкина в лаборатории промыслово-геофизических проблем под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора Б.Ю. Венделыптейна. Работами А.Д.Дзюбло, М.А.Белякова и др. было показано, что для прогнозирования коллекторских свойств необходимы детальные литолого-петрографические и петрофизические исследования, которые наряду со стандартными методами изучения кернового материала должны включать детальный физико-химический анализ тонкодисперсной фракции пород и изучение микроструктуры порового пространства. Особо отмечалось, что комплекс исследований должен включать петрографический анализ шлифов, гранулометрию, изучение тонкодисперсной компоненты пород рентгенографическим, адсорбционным, термоаналитическим, электронномикроскопическим и электронографическим методами, исследование микроструктуры порового пространства пород методами порометрии, адсорбционным и с помощью растровой электронной микроскопии. Детально был рассмотрен учет физически и химически связанной воды в осадочных породах при интерпретации материалов ГИС [15, 16, 28-33, 58].
В.С.Афанасьев, С.В.Афанасьев и А.В.Афанасьев [10] провели работы по обобщению многочисленных опубликованных экспериментальных и теоретических данных по исследованию электропроводности и диффузионно-адсорбционной активности пород, а также выполнили комплексные экспериментальные исследования влияния адсорбционных явлений на электропроводность, аномалии СП, интервальное время пробега акустических волн, объемную плотность пород и другие физические свойства при насыщении образцов пресными и минерализованными водными растворами и воздействия на образцы различных температур и давлений.
Обобщение выполненных исследований показало, что во многом адсорбционные явления определяют физические свойства пород в условиях их естественного залегания. Адсорбционные явления проявляются в двух формах: в формировании интегральных характеристик электролита внутри порового пространства и в изменении параметров скелета породы за счет адсорбционных деформаций структурного каркаса. То есть показано, что адсорбционные явления, протекающие в горной породе, являются важнейшим фактором формирования физических свойств горных пород в их естественном залегании.
Наличие эффективной пористости является критерием, выявляющим пласты-коллекторы как в терригенных, так и в карбонатных гранулярных отложениях. Очевидный интерес представляет определение эффективной пористости непосредственно по данным промысловой геофизики.
Напрямую эта задача решается с помощью метода ядерно-магнитного резонанса (ЯМР). Для изучения горных пород наиболее эффективен импульсный ЯМР, в значительной степени устраняющий влияние магнитных и электрических свойств горных пород на измеряемые параметры [57].
Оценка эффективной пористости Кпэф по данным ГИС также проводится по корреляционным сопоставлениям между Кпэф (по керну) и каким-либо из петрофизических параметров по данным ГИС.
Третьим способом расчета эффективной пористости по данным ГИС является решение системы петрофизических уравнений методами математической статистики. Открытым вопросом остается устойчивость решения такой системы уравнений, в особенности в условиях ограниченного комплекса ГИС и дефицита априорной информации.
В работе развит подход, который предполагает использование опорных (или характеристических) параметров для настройки алгоритмов интерпретации данных ГИС.
Изменение эффективной пористости коллектора обусловлено изменениями количества, состава и структуры глинистого цемента, что одновременно проявляется в изменениях объемной плотности, удельного электрического сопротивления, диффузионно-адсорбционной активности, естественной радиоактивности, и т.д. [120].
Опираясь на результаты предшествующих исследований, в работе проведено обобщение петрофизических моделей ряда методов ГИС и установлены связи параметров этих моделей с петрофизическими характеристиками коллекторов. Эти результаты, а также алгоритмы решения отдельных задач моделирования, образуют систему петрофизического обеспечения моделирования на основе эффективной пористости гранулярных коллекторов. М.М.Элланский и Б.Н.Еникеев [217] реализовали методолого-методические основы процесса построения и использования многомерных математических моделей в геологии. Ими показано, что именно на задачах этого класса лучше всего демонстрируется принцип системности, который необходимо применять при построении таких моделей. Согласно принципу системности, для комплексной интерпретации разнородных геологических данных нужно создавать не отдельные математические модели, а их системы.
Цифровые трехмерные геолого-технологические модели являются инструментом разведки, контроля и управления разработкой месторождений нефти и газа. На их основе осуществляются оценка геологических и извлекаемых запасов и полноты их выработки, проектирование мест расположения скважин, прогноз технологических показателей, энергетического состояния залежи, обосновывается оптимальная стратегия освоения ресурсов углеводородов.
Связь остаточной водонасыщенности с нормированной эффективной пористостью
Сопоставление Keo(Kj) - это полигон, содержащий исключительно ценную информацию о коллекторских свойствах породы. Высокая корреляция остаточной водонасыщенности с пористостью имеет место только для однородных коллекторов с мономинеральным составом глинистого цемента.
Изменения соотношений между содержаниями глинистых минералов (гидрослюда, хлорит, каолинит, ССО) в матрице и/или цементе приводит к изменениям удельной поверхности, адсорбционной способности, показателя гидрофильности, и др. Диапазоны этих изменений отражают неоднородность коллекторов, что проявляется в разбросе точек на зависимостях KeofKrJ и КвоКп(Кпэф). Определенной водоудерживающей способности коллектора соответствует определенное соотношение глинистых минералов, далее показаны примеры, подтверждающие справедливость данного вывода.
Твердую фазу коллектора разделяют на две составляющие: матрица (скелет или жесткая составляющая) и цемент (пластичная или глинистая составляющая).
Глинистые минералы по своим физическим свойствам резко отличаются от минералов скелетной матрицы. С изменением содержания глинистого материала закономерно изменяются эффективная и динамическая пористость, проницаемость, остаточная флюидонасыщенность. Содержание в породе глинистого материала является одним из основных факторов, определяющих способность породы быть промышленным коллектором, и одновременно существенно влияет на петрофизические связи, лежащие в основе интерпретации данных ГИС.
Изменения соотношений между содержаниями глинистых минералов (гидрослюда, хлорит, каолинит, ССО) в матрице и/или цементе приводит к изменениям удельной поверхности, адсорбционной способности, показателя гидрофильности, и др. Диапазоны этих изменений отражают неоднородность коллекторов, что проявляется в разбросе точек на зависимостях Кво(Кп) и КвоКп(Кп эф). Разброс точек в поле корреляции обусловлен не только погрешностями измерений, но и различиями петрофизических свойств глинистых минералов, входящих в состав матрицы и цемента. Петрофизической информативностью обладают конфигурация поля корреляции и степень разброса точек в поле корреляции.
Таким образом, подход, основанный на попытках применения при интерпретации данных ГИС результатов некой осредненной корреляции связи Кво(К„), заранее ведет к погрешностям, так как не учитывает неоднородность коллектора.
Ранее было показано, что зависимость Keo(Kj) представляет собой объединение зависимости содержания остаточной воды в матрице и зависимости содержания остаточной воды, удерживаемой цементом.
Физически связанная адсорбированная вода и обменные гидратированные катионы образуют на поверхности твердой фазы глинистых минералов слои с аномальными физическими свойствами (аномальные слои), отличными от свойств свободной воды. Глинистые минералы цемента в осадочных породах обычно присутствуют в тонкодисперсном состоянии и обладают огромной поверхностью, которая адсорбирует молекулы воды и отдельные катионы.
На рис. 2.2.3.1 показаны фотографии глинистых минералов, сделанные В.Г.Виноградовым [33]. Неразбухающий каолинит представлен зернами. Минералы с высокой водоудерживающей способностью (хлорит, гидрослюда) представляют собой принципиально иные образования с высокой удельной поверхностью. Рис.2.2.3.1. Фотографии глинистых минералов (В.Г.Виноградов [33]). а - зерна каолинита б -хлорит, вторичного происхождения
В условиях естественного залегания цемент коллекторов, как правило, представлен смесью минералов. В зависимости от преобладания определенных минералов свойства цемента меняются. При этом каждому значению коэффициента набухания цемента соответствует отдельная зависимость на плоскости Кво(Кп). Все эти зависимости являются нелинейными, независимо от состава и свойств матрицы и цемента (хотя в некоторых частных случаях нелинейные зависимости могут приближаться к линейным).
Различный минеральный состав цемента существенно влияет на физические свойства коллектора (сжимаемость, электрические, электрохимические, механические и акустические свойства, плотность, радиоактивность и водородосодержание). Этот факт должен учитываться при интерпретации данных ГИС.
Большое количество остаточной воды в породах обусловливает меньшую их нефтенасыщенность (в особенности, при сравнении терригенных отложений Западной Сибири с существенно кварцевыми песчаниками Волго-Уральской нефтегазоносного региона). Учет этого обстоятельства имеет важное значение для обоснования подсчетных параметров при подсчете запасов и составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений центральной части Западно-Сибирской низменности. Как было неоднократно отмечено, при меньшей нефтенасыщенности эти породы обладают относительно большей нефтеотдачей. Поскольку активная поверхность глинизированных зерен нейтрализуется пленкой остаточной воды, нефть преимущественно контактирует не с самим зерном, а с пленкой остаточной воды. Такой буферный слой воды обусловливает значительно больший коэффициент вытеснения нефти по сравнению с существенно кварцевыми породами [184, 185].
РСА находит все более широкое применение в практике петрофизических исследований. Установление непосредственных связей минералогического состава тонкодисперсной фракции породы (цемента) с ее фильтрационно-емкостными свойствами представляет несомненный практический интерес.
На первый взгляд, решение этой задачи не представляет сложностей: наличие разбухающих или глинистых минералов с высокой водоудерживающей способностью обуславливает высокое содержание остаточной воды. Этот вывод подтверждается рядом сопоставлений. Для коллекторов АВ и ЮВ определены содержания глинистых минералов в цементе в различных интервалах изменения остаточной водонасыщенности. При значениях Кво 0.5 преобладает каолинит, при Кво 0.8 содержание каолинита уменьшается и возрастает содержание гидрослюды и ССО.
Такой анализ справедлив, однако не позволяет раскрыть информацию разброса значений на плоскости Кво-Кп в полной мере.
Совместный анализ минералогии и коллекторских свойств заключается в следующем. На полигоне Кво(Ку) определяются образцы с равной полной водоудерживающей способностью ц. Далее для выбранных образцов строится сопоставление содержаний глинистых минералов. Основной вопрос исследования: прослеживается ли закономерный переход от неразбухающих минералов цемента к разбухающим при увеличении полной водоудерживающей способности коллектора согласно модели? Если да, то это подтверждает правомерность положений, заложенных в указанную петрофизическую модель.
На рис. 2.2.3.2а показаны результаты проведенного анализа (коллектора группы БВ). Нанесены линии минимальной (линия 2) и максимальной (линия 4) водоудерживающей способности цемента, а также выделены образцы, использованные для анализа по этим зависимостям. На рис. 2.2.3.26 даны содержания различных глинистых минералов (среднее по указанным на рис. 2.2.3.2а) по зависимости с минимальной (линия 2, рис. 2.2.3.2а) и максимальной (линия 4, рис. 2.2.3.2а) водоудерживающей способностью цемента. В данном примере для рассмотренных зависимостей цемент представлен смесью минералов.
Методы удельных электрических сопротивлений
Гамма-метод (ГМ) первым из методов ядерной геофизики получил широкое применение в нефтегазовой геологии. Этот метод вошел в комплексы ГИС, применяемые при поисках и разведке различных видов полезных ископаемых, при изучении наклонных и горизонтальных скважин, измерениях в процессе бурения (MWD, LWD) на нефть и газ, в экологических, радиоиндикаторных, геотермальных исследованиях. Он используется для литологической характеристики пластов, распознавания условий осадконакопления, корреляции разрезов скважин, оценки глинистости, выделения высокопроницаемых коллекторов, геофизической навигации и оптимизации процесса бурения, решения многих других задач.
Теоретические зависимости радиального геометрического фактора пласта как функция безразмерного параметра X при фиксированных значениях эксцентриситета є (- шифр кривых). Асимптотический параметр у - геометрический фактор полупространства («альбедо») (по Д.А.Кожевникову) исследований. Но, несмотря на более чем полувековой опыт изучения естественной радиоактивности горных пород в нефтегазовых скважинах, ГМ до сих пор интерпретируется (как "метод глинистости") исключительно на эмпирическом уровне.
При отсутствии петрофизической модели для интерпретации гамма-метода (ГМ) используются эмпирические корреляционные связи, если их удается предварительно установить с помощью лабораторных исследований на образцах горных пород. Например, для количественной интерпретации данных ГМ как "метода глинистости", наиболее известны аналитические аппроксимации нелинейной зависимости между параметром AJy и гранулометрической глинистостью, полученной В.В.Ларионовым [148].
Попытки обоснования непосредственной связи параметра AJr с объемной (или массовой) глинистостью предпринимаются до сих пор. Следует отметить, что величины AJy и API не имеют петрофизического смысла и для них нельзя обосновать петрофизические модели. Их использование исключает возможность анализа абсолютного уровня радиоактивности (суммарного содержания естественных радионуклидов) [99].
Для ГМ петрофизической характеристикой, которая при правильной метрологической настройке алгоритма не зависит от условий измерений, является суммарное содержание ЕРЭ в изучаемом пласте в единицах уранового эквивалента ell.
Приведем вывод петрофизической и интерпретационной моделей ГМ по Д.А.Кожевникову [112-114, 118].
Представим компонентный состав породы с объемной плотностью а как совокупность некоторого числа m твердых и жидких (флюиды) минералов с соответствующими объемными содержаниями Кт и минералогическими плотностями ат. Суммарное массовое содержание в породе 7-го нуклида qj связано с его объемными содержаниями Qjm в различных компонентах породы соотношением
Решение прямой задачи ГМ является частным случаем интерпретационной модели многоканальной гамма-спектрометрии (Д.А.Кожевников, 1986), когда измерения выполняются в одном (интегральном) канале. Оно определяет статическую амплитуду показаний прибора J(x) для пласта, насыщенного по мощности, при заданных условиях измерений: где x - совокупность переменных и параметров, характеризующих технические условия измерений; к - номер зоны; j - номер излучателя; суммирование в (3.1.3.6) распространено на все зоны и все излучатели; С, - концентрационная чувствительность прибора для j -го излучателя- чувствительности показаний к содержаниям различных радионуклидов (Sj), определяемые при отсутствии влияния промежуточных зон (между прибором и горной породой); G/g- радиальный геометрический фактор к-той зоны (относительный вклад к-той зоны в результирующие показания прибора) для у -го излучателя в предположении равномерного распределения его во всем пространстве (рис.3.1.3.1). При любых у и х геометрические факторы Gk/x) удовлетворяют условию:
В выражении (3.1.3.6) q/g - массовое содержание j -го излучателя в к-отк зоне, связанное с объемным его содержанием Qkj соотношением: q/g =Qkj/ok, где о - плотность среды в к-отл зоне.
Для получения интерпретационной модели ГМ (соответственно - алгоритма определения суммарного содержания ЕРЭ в физически обоснованных единицах) выражение (3.1.3.6) необходимо преобразовать.
В отличие от концентрационных чувствительностей Cj, которые являются метрологическими характеристиками аппаратуры, значения эквивалентов eUj, eKj и eThj являются фиксированными константами, и выбывают из разряда метрологических характеристик:
Для калиевых и ториевых эквивалентов выражения для моделей полностью аналогичны. Эта интерпретационная модель при соответствующей метрологической настройке обеспечивает количественный учет (исключение) влияния изменений технических условий измерений; сопоставимость измерений интегральной радиоактивности пород в лабораторных и скважинных условиях; получение алгоритма количественного определения суммарного содержания ЕРЭ в горных породах в физически обоснованных единицах; сопоставимость результатов измерений с разнотипной скважинной аппаратурой; сопоставимость результатов интерпретации данных интегральной и спектрометрической модификаций ГМ.
Интерпретационная модель (3.1.3.11) и алгоритм интерпретации настраиваются на конкретный тип скважинной аппаратуры введением метрологических характеристик канала ГМ — концентрационных и радиальных чувствительностей и геометрического фактора полупространства.
Изучение упругих свойств коллекторов по результатам адаптивной интерпретации данных ГИС
Влияние различий водоудерживающих способностей цемента Ац проявляется на модельных зависимостях Р(КП эф). Результаты моделирования таких зависимостей по моделям сжимаемостей (4.3.1.1) и (4.3.1.3) для трех водоудерживающих способностей цемента показаны на рис. 4.3.1.2. Сравнение этих результатов свидетельствует, что в случае газонасыщенной породы модельные кривые практически совпадают вследствие большого отличия сжимаемости газа и остаточной воды (несколько порядков). Для нефте- и водонасыщенных коллекторов модельные кривые по уравнениям (4.3.1.1) и (4.3.1.3) существенно различаются, что обуславливает необходимость учета отличия свойств остаточной воды и подвижного флюида при моделировании замещения флюидов.
Информативность модифицированной модели Гассмана изучена путем расчета замещения флюидов в коллекторах, представленных средне-, мелкозернистыми полимиктовыми (кварц-полевошпатовыми) песчаниками Зап. Сибири со сложными полиминеральными составами матрицы и цемента. Пластовыми флюидами на рассматриваемом месторождении являются вода, нефть с высоким газовым фактором и переходные разности «газ-газоконденсат». При замещении флюидов с помощью модели Гассмана (4.3.1.1) остаточная водонасыщенность принята постоянной и равной 20%. В случае модифицированной модели используется фактический Кво, изменяющийся в широком диапазоне и рассчитываемый по величине Кп эф, определенной по результатам адаптивной интерпретации данных комплекса ГИС.
Результаты замещения флюидов, выполненного согласно модели Гассмана (4.3.1.1) по фактическим скважинным данным, (при указанном составе порового заполнителя) не позволяют разделить по упругим свойствам легкую нефть и газ, переходящий в конденсат.
Для газонасыщенного коллектора учет остаточной воды слабо отражается на упругих свойствах, в то время как для нефтенасыщенного — наблюдается существенное уменьшение объемной сжимаемости. На практике результаты замещения флюидов по данным ГИС согласно модифицированному уравнению Гассмана (4.3.1.3) полностью подтверждают теоретические выводы. При использовании как стандартной (4.3.1.1), так и модифицированной (4.3.1.3) моделей сжимаемости упругие свойства газонасыщенного коллектора практически не меняются. В случае применения модифицированной модели (4.3.1.3) для нефте- и водонасыщенных коллекторов расчетные значения плотности и скорости продольной волны увеличиваются (в сравнении с результатами моделирования по (4.3.1.1)).
Рисунок 4.3.1.2. Объемные сжимаемости как функции общей и эффективной пористостей по традиционной (пунктир) и модифицированной (сплошные линии) моделям для коллекторов: водонасыщенного (а), нефтенасыщенного (б) и газонасыщенного (в)
Результаты расчета объемной сжимаемости при различном насыщении по моделям (4.3.1.1) и (4.3.1.3) представлены на рис. 4.3.1.3-4.3.1.4. На планшетах, иллюстрирующих разделение коллекторов по насыщению, показано сравнение диаграмм объемных сжимаемостей р. На гистограммах распределений сжимаемостей и кросс-плотах сопоставлений Р с общей пористостью видно четкое разделение пород по насыщению при учете изменения объема остаточной воды и ее свойств.
Таким образом, применение модели Гассмана (4.3.1.1) в данном примере не позволяет разделять коллекторы по насыщению тремя типами флюидов (разделяются только вода и углеводороды) , тогда как модифицированная модель (4.3.1.3) позволяет разделить коллекторы по всем трем флюидам.
Для сравнения информативности и практического значения моделей сжимаемости в масштабе сейсмических данных на рис. 4.3.1.5 построены синтетические сейсмограммы при различном насыщении коллекторов и проанализированы соответствующие AVO кросс-плоты. Для случаев насыщения нефтью и водой наблюдаются отличия как в модельных сейсмограммах, так и в AVO кросс-плотах. Модель Гассмана (4.3.1.1) не позволяет различить нефте- и газонасыщенные коллекторы, тогда как модифицированная модель (4.3.1.3) дает такую возможность.
Обоснованные капиллярные модели коллекторов позволяют сократить объемы нагнетаемой в пласт воды и повысить нефтеотдачу.
Капиллярные силы влияют на процессы нефтегазонакопления и миграции флюидов в пласте, при этом основной силой сопротивления миграции в поровом пространстве является капиллярное давление.
Капиллярное давление может быть определено, как разность давлений нефтяной и водной фаз, которые зависят от радиуса поровых каналов пород, поверхностного натяжения углеводород-вода и смачиваемости пород.
Для пор, имеющих цилиндрическую форму, капиллярное давление Рс определяется уравнением Юнга-Лапласа [64]: где о - поверхностное натяжение на границе углеводороды/пластовая вода, в - угол смачиваемости, г - радиус связанных между собой поровых каналов. В гидрофильной поровой среде капиллярное давление на границе нефти (газа) и воды является положительным. В гидрофобном коллекторе оно отрицательное. Согласно свойству жидкостей и газов самопроизвольно принимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимального значения, в гидрофильном коллекторе нефти и газу энергетически выгоднее занимать относительно крупные поры, а воде - мелкие. Обратное распределение воды и углеводородов происходит в гидрофобном коллекторе [174].
Из (5.1.1.1) следует, что пространственное распределение углеводородов зависит от радиуса фильтрующих капилляров, т.е. от ФЕС коллекторов.
На кривой капиллярного давления можно выделить три отличных участка: давление вытеснения (смещения), текущее и максимально капиллярное давление.
Величину давления вытеснения также называют давлением прорыва или давлением начала фильтрации, т.е. это минимальное давление, необходимое для прохождения непрерывной несмачивающей фазы (углеводородной нити) через связанные между собой водонасыщенные поровые каналы породы. Величина давления вытеснения определяет изолирующую способность покрывающих пород (способность образовывать ловушки) и вертикальную высоту углеводородной залежи. Очевидно, что углеводороды будут извилисто мигрировать латерально и/или вертикально, выбирая путь наименьшего сопротивления через породы с самыми большими связанными между собой поровыми каналами и с самым меньшим давлением вытеснения, т.е. миграция невозможна, если давление меньше давления вытеснения.
Обычно давление вытеснения определяют в точке начала платообразного участка на кривой капиллярного давления. Давление вытеснения коррелирует с проницаемостью [24].
Текущее капиллярное давление является функцией нефтенасыщенности. Угол наклона платообразного участка кривой характеризует степень отсортированности пор породы-коллектора. По мере ухудшения степени отсортированности пор положение платообразного участка становится все более крутым, что свидетельствует об ухудшении промысловой характеристики нефтегазоносного резервуара. Идеальным для вытеснения нефти можно считать резервуар, охарактеризованный горизонтальным положением платообразного участка кривой капиллярного давления [24].
Максимальное капиллярное давление возникает при предельном нефтенасыщении, то есть тогда, когда содержание связанной воды в капиллярах минимально.
В [90] справедливо отмечено, что «анализ существующей специальной литературы, включая регламентирующие документы, показал, что в настоящее время отсутствует общепринятое понимание термина «остаточная водонасыщенность» пород-коллекторов Кво, что ведет к получению неоднозначных результатов при подготовке проектных документов, связанных с подсчетом запасов и составлением технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН)». Там же предложено принять следующее определение остаточной воды (Кво): остаточная вода - это вода, оставшаяся в углеводородной залежи после ее формирования.
Соответственно этому определению, в кровле залежи возникает минимальная остаточная вода, а на ВНК - максимальная. Обнаруживается принципиальное различие в содержании понятия «остаточная вода» при геологическом и гидродинамическом подходах и, соответственно, - при подсчете геологических и извлекаемых запасов.
При геологическом подходе, вода, оставшаяся после прихода (миграции) нефти, -«остаточная» (но необязательно гидродинамически неподвижная).
Полагается, что в верхней части залежи может существовать интервал предельного нефтенасыщения, приток из которого всегда должен давать чистую нефть. Однако известно, что даже из наиболее высоких зон нефтяных залежей возможны притоки нефти с водой, не говоря о приконтактной зоне залежей. Этот факт указывает на то, что часть пластовой воды в определенных условиях может сохранять гидродинамическую подвижность в любой части залежи независимо от высоты над уровнем ВНК. Отсюда следует, что высота залежи не является достаточным условием определения остаточной водонасыщенности.
Неснижаемая доля остаточной воды Кво — это доля воды, удерживаемой на поверхности твердой фазы и в тонких капиллярах, асимптотически достигаемой при «неограниченном» увеличении капиллярного давления. Неснижаемая Кво формируется в основном за счет адсорбционных взаимодействий связанной воды и поверхности коллектора. При гидродинамическом моделировании в качестве остаточной (связанной) учитывается та вода, которая не участвует в фильтрации. В [79] введено понятие «предельной гидродинамически остаточной» воды, понимаемой в смысле «неснижаемой» водонасыщенности (при заданных термобарических условиях, свойствах коллектора и флюида).