Определение нефтенасыщенности по данным волнового акустического метода

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 9Следующая ⇒

Упругие динамические характеристики пористых сред, в частности объемная динамическая сжимаемость, зависят от характера насыщения горных пород. Взаимосвязь упругих компонент нефтеводонасыщенного коллектора - скелета породы, материала твердой фазы, насыщающих флюидов - со скоростью продольных и поперечных волн описывается известной моделью Био-Гассмана. 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 [6]. Уравнение Гассмана, связывающее объемную сжимаемость пористой среды с упругими свойствами ее отдельных компонент, имеет вид

, (16)

где bо - объемная изотермическая сжимаемость горной породы; b_П - сжимаемость пор породы; b_Ж - сжимаемость пластового флюида; b_ТВ - сжимаемость твердой фазы (минералов); К_П - общая пористость породы.

Сжимаемость пластового двухфазного флюида определяется сжимаемостью отдельных фаз как

b_Ж= b_ВК_В+ b_НК_Н, (17)

где Кв и Кн - коэффициенты водо- и нефтенасыщенности коллекторов; b_Ви b_Н - коэффициенты сжимаемости воды и нефти.

Сжимаемость пор горных пород, bп, определяется с помощью лабораторных исследований керна при статических нагрузках. Статические коэффициенты сжимаемости скелета, bск, пор, bп, и твердой фазы, bтв, пород связаны между собой выражением [7]

bск = Кп × bп + bтв (18)

Подобными экспериментальными исследованиями охарактеризованы многие продуктивные объекты, информация о которых приведена в справочной литературе [8, 9 ].

Объемную динамическую сжимаемость, как и другие упругие характеристики пород, можно определить по данным волнового акустического каротажа, воспользовавшись известными уравнениями механики. В частности, существует связь между полной объемной динамической сжимаемостью нефтеводонасыщенного коллектора, b_О, и интервальными временами продольной волны, Dtp, поперечной волны, Dts, и плотностью породы, dп

(19)

а также аналогичная зависимость для динамического коэффициента Пуассона:

(20)

Физической основой методики определения нефтенасыщенности по данным волнового акустического метода является различие в величине сжимаемости основных компонентов коллектора: минералов твердой фазы и насыщающих флюидов (воды, нефти и газа) (рис.3.1). Чувствительность объемной динамической сжимаемости b_О к характеру насыщения порового пространства возрастает с увеличением сжимаемости скелета горных пород.

Рисунок 3.1 Распределение сжимаемости компонент нефтегазонасыщенных пород

Решение уравнений (16) и (17) относительно коэффициента нефтенасыщения, Кн, позволяет получить связь коэффициента нефтенасыщенности с упругими параметрами и коллекторскими свойствами пород:

К_Н = F (Кп, bо, bп, bтв, bн, bв) (21)

Правая часть уравнения (6) содержит часть параметров, которые определяются по данным ГИС (Кп, bо). Упругие параметры bп, bтв, bн, bв определяются при лабораторных исследованиях керна и проб пластовых флюидов.

Уравнение (21) справедливо для чистых, неглинистых коллекторов. Для коллекторов с глинистым цементом рассеянного типа необходимо учитывать величину объемной глинистости, Кгл, которая оказывает существенное влияние на сжимаемость пор горных пород.

Коэффициенты сжимаемости твердой фазы породы, bтв, для основных породообразующих минералов 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, bп [8]. Для практических целей при известном составе минералов твердой фазы пород можно воспользоваться табличными данными о сжимаемости основных породообразующих минералов (табл.1), а в случае полиминерального состава оценить bтв по следующей формуле:

bтв = S V_i × b_i (22)

где V_i - объемная доля минерала с сжимаемостью b_i.

Коэффициент сжимаемости пор, bп, помимо глинистости, существенно зависит от характера упаковки и отсортированности зерен скелетной фракции, т.е. от условий осадконакопления горных пород [7, 10]. Особенно это проявляется при низких эффективных напряжениях (s-р). Для широкого круга обломочных осадочных пород величина bп уменьшается с увеличением эффективного напряжения по гиперболическому закону:

(23)

где - максимальная сжимаемость пор при = 5 Мпа, которая отражает структурный фактор и, в частности, отсортированность породы.

Рисунок 3.2

Другим способом оценки сжимаемости пор коллектора в пластовых условиях является расчет по приближенному соотношению, связывающему сжимаемость пор изучаемого пласта с величиной сжимаемости пор опорного пласта:

(24)

где (bп)_х - сжимаемость пор изучаемого пласта, характеризующегося относительной глинистостью h_гл.х и глубиной залегания h_x; bп - сжимаемость пор опорного пласта, залегающего на глубине h₁; a_отс.- коэффициент отсортированности псаммитовой части песчаников, величина которого изменяется в пределах 1 ¸ 2.

Коэффициент сжимаемости нефти, bн, зависит как от давления, так и от температуры. Значение коэффициента сжимаемости определяется также составом пластовой нефти, в основном, ее газовой составляющей: чем больше растворенного газа, тем выше коэффициент сжимаемости. Для реальных нефтей в пластовых условиях его величина находится в пределах 80× 10^-5 ¸ 300× 10^-5 Мпа^-1 и выше.

Изотермическая сжимаемость недонасыщенной нефти (при давлении выше точки разгазирования) определяется по одному из следующих соотношений:

(25)

где V_н - объем пробы нефти; d_н - плотность нефти; В_н - объемный коэффициент нефти; p-давление.

В общем случае сжимаемость нефти рассчитывается на основании лабораторных PVT данных стандартных исследований проб пластовой нефти.

Сжимаемость пластовой воды, bв, зависит от минерализации, температуры и давления. Влияние растворенного газа на сжимаемость воды незначительно и составляет не более 3%. В практических целях его влиянием можно пренебречь. Коэффициент сжимаемости пресной воды при атмосферных условиях равен 47× 10^-5 Мпа^-1.

Коэффициент сжимаемости газа на один-два порядка выше по сравнению с сжимаемостью жидких флюидов. Присутствие даже незначительного количества (5-10%) газа в свободной фазе в поровом пространстве коллектора приводит к существенному увеличению объемной динамической сжимаемости пород и уменьшению коэффициента Пуассона. При этом влияние других фаз (нефть и вода) на упругие динамические свойства пород становится пренебрежимо мало. В пластах, содержащих газ в свободной фазе, количественное определение нефтенасыщенности не производится.

Методика определения нефтенасыщенности коллекторов по данным волнового акустического метода базируется на аналитической зависимости между Индексом нефтенасыщения, ИН, и коэффициентом нефтенасыщенности, Кн. Индекс нефтенасыщения – это безразмерный относительный параметр, являющийся аналогом параметра насыщения в электрических методах. Преимуществом применения относительного параметра является то, что отношение упругих модулей нефтенасыщенной породы к упругим параметрам этой же породы, но водонасыщенной, не зависит от ее пористости. Также устраняется влияние систематических погрешностей при определении упругих параметров горной породы и ее отдельных компонентов.

На рис.3.3 приведен пример зависимости параметра ИН от нефте- и газонасыщенности сцементированных песчаников. Дифференциация ИН при изменении нефтенасыщенности коллектора от Кн= 0 до 1 может достигать 400% для нефтей, обладающих высокой сжимаемостью благодаря большому количеству растворенного в них газа. При наличии в порах даже небольшого количества свободного газа (Кг = 0, 02 - 0, 05) индекс нефтенасыщения резко возрастает, а кривые зависимости ИН от Кн выполаживаются, т.е. снижается чувствительность параметра ИН к нефтенасыщению пород. В этом случае количественная оценка Кн невозможна, а ИН может служить в качестве очень чувствительного индикатора присутствия свободного газа.

Определение коэффициента нефтенасыщенности Кн осуществляется методом последовательных приближений. Итерационный процесс завершается при достижении минимального приращения искомого параметра Кн.

Преимуществом методики определения нефтенасыщенности по данным волнового акустического метода является его слабая зависимость от минерализации пластовых вод, а также возможность его применения как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине. В открытом стволе скважины применение метода для оценки Кн ограничивается глубокой зоной проникновения фильтрата бурового раствора, поскольку глубинность акустического метода не превышает 50-80 см для длинных зондов с низкочастотными излучателями. В этом случае целесообразно использовать метод для отбивки газожидкостных контактов из-за его высокой чувствительности даже к небольшому количеству остаточного газа, находящегося в свободной фазе в зоне проникновения фильтрата бурового раствора.

В обсаженных скважинах после расформирования зоны проникновения можно определять текущую (остаточную) нефтенасыщенность коллекторов в перфорированных и неперфорированных пластах в условиях заводнения пресными водами. При ухудшении качества цементирования обсадной колонны достоверность оценки Кн снижается из-за помех, создаваемых волной по колонне. Влияние качества цементирования скважины можно существенно уменьшить, применяя длинные зонды или многоэлементные приборы акустического каротажа.

Относительная погрешность определения Кн растет с уменьшением Кн. И для значений Кн менее 0.3 задача решается на качественном уровне (нефть - вода).

Методика определения Кн по данным волнового акустического метода с адаптивной настройкой для различных геолого-технологических условий скважин разработана в РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина и реализована в компьютерной системе «Камертон».

Помимо оценки нефтенасыщенности по данным волнового акустического каротажа рассчитываются общая и динамическая пористость, проницаемость, упругие свойства пород, качество цементирования скважины, гидродинамическая связь пласта со скважиной в интервале префорации, выделяются и оцениваются трещинные интервалы разреза.

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 8 9 Следующая ⇒