ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОНИЦАЕМОСТИ

Главная особенность информации о коллекторе, которую обеспечивают материалы ГИС — стопроцентное освещение данными по каждому пластовому пересечению и характеристика изменения изучаемого параметра на всей площади, в пределах которой пробурены скважины, — особенно ярко подчеркивается при исследовании проницаемости объекта разработки.

Применение ГИС для определения k_пр позволяет составить подробные карты k_пp для объекта разработки, разделить площадь эксплуатируемой залежи на классы коллекторов по проницаемости. Наличие таких карт обеспечивает возможность: а) выбора наиболее оптимальных точек на площади для заложения эксплуатационной и нагнетательной скважины; б) прогнозирования хода разработки объекта эксплуатации при законтурном заводнении; в) оценки наиболее вероятной степени выработки объекта эксплуатации в целом и на отдельных, его участках, представленных коллекторами различных классов проницаемости.

Данные промысловой геофизики позволяют определять значение коэффициента проницаемости для пластовых пересечений в терригенном межзерновом гидрофильном коллекторе. Разработаны геофизические способы определения параметра k_пр в зоне предельной насыщенности продуктивного коллектора по его удельному сопротивлению и коллектора с любым характером насыщенности, в том числе в зоне предельной нефте(газо) насыщенности и в приконтурной водонефтяной (газоводяной) зоне по данным геофизических методов определения глинистости СП и ГМ. Аппаратура АИПД (см. гл. 14) позволяет получать детальный профиль коэффициента эффективной проницаемости в пластовом пересечении коллектора.

Определение коэффициента проницаемости продуктивного коллектора по удельному сопротивлению. Физической основой для получения связи между удельным сопротивлением и коэффициентом проницаемости k_пр нефтегазоносного коллектора является уравнение Козени — Кармана

k_пр = k³_п.эф/(fT_фS²_ф),(16.9)

где f — коэффициент, характеризующий степень отличия сечения перового канала от кругового; Т_ф, S_ф — соответственно извилистость и удельная поверхность фильтрующих каналов; k_т.эф — коэффициент эффективной пористости.

Для чистых песков, слабосцементированных песчаников и алевролитов величину k_в.св можно выразить как

k_в.св = S_фt_св/K_п

где t_CB -средняя толщина пленки связанной воды. Подставляя в формулу (16.9) .значение S_Ф, вычисленное из уравнения (16.10), и k_п.эф, получим:

k_пр=[k_пt²_cв(1-k_в.о)³]/(fT²k²_в.о). (16.11)

Учитывая близость значений извилистости каналов фильтрации Т_ф и каналов прохождения электрического тока Т_элдля рассматриваемых коллекторов, а также выражение для параметра пористости Р_п = fT²_эл/k_п, из формулы (16.11) получим

k_пр=[t²_св(1-k_в.о)³]/(Р_пk²_в.o). (16.12)

Подставляя в (16.12) k_в.o = Р_н^-1/2, приходим к выражению

k_пp = t²_cв(l-P_н^-l/n)³Р_н^n/2/P_п.

При n = 2

k_пр=[t²_св(1-Р_н^{-1/ 2})P^н]/Р_п (16.1З)

Выражение (16.13) является физической основой определения k_пр по значениям геофизических параметров р_н и р_п, рассчитываемых по формулам на основе известных удельного сопротивления r_п коллектора в зоне предельной нефте(газо)насыщенности, коэффициента пористости коллектора k_п и удельного сопротивления пластовой воды р_в. Величину t_св задают на основе экспериментальных данных для изучаемого объекта. Так, можно вычислить t_св из уравнения (16.13), подставляя в него значения Р_н, Р_н и k_пp, для пластов с известной по данным гидродинамических исследований или представительного керна проницаемостью, а затем использовать среднее значение t_св для данного объекта или зависимость между t_св и k_пр. При расчетах принимают обычно 0,4<t_cв<0,7 мкм.

Уравнение (16.13) показывает, что должна быть связь между параметрами р_п и k_пр. Это подтверждается обширной практикой для различных нефтедобывающих районов. Разными авторами были получены аналитические или графические зависимости между р_н и k_пр слабоглинистых терригенных продуктивных коллекторов. Так, для песчаников и алевролитов Татарии и Башкирии В. М. Добрыниным и С. А. Султановым в 1956 г. предложена формула k_пр= (2,013- 105)^2,15t_св^2,15/(0,7Р_п^1,075)Р_н

Для слабоглинистых коллекторов предложена формула фирмы «Шлюмберже»: k_пр = 6,25- 10 ⁴k⁶_п.эфР²_н.

Для ряда нефтеносных объектов используют упрощенную формулу k_пр = аР_нв, где эмпирические константы а и в принимают различные значения для конкретных объектов. Так, по данным Е. И. Леонтьева, для пластов БВ8-10 Самотлорского месторождения а= 1,369, в = 0,99

Изложенный способ определения k_пр позволяет с достаточной для практики точностью определять его величину в зоне нефтяной или газовой залежи, где отсутствует подвижная остаточная вода. В приконтурной части залежи этот способ дает заниженные значения k_пр и поэтому не применим.

Определение коэффициента проницаемости коллектора по диаграммам СП и ГМ. Невозможность использования данных метода сопротивлений для определения параметра k_пр в водонасыщенных, частично нефте(газо)насыщенных коллекторах, а также в предельно нефте(газо)насыщенных коллекторах, глинистость которых изменяется в широком диапазоне, заставила разработать более универсальные, хотя и менее точные геофизические способы определения k_пр по данным методов ГМ и СП. Предпосылкой этих способов является наличие достаточно тесной корреляционной связи между параметром k_пр и параметрами k_гл и h_гл, характеризующими глинистость коллектора. Поскольку геофизические параметры α_сп и DI_γ связаны соответственно с h_гл и k_гл, естественно предположить наличие связи между параметрами α_сп, DI_γ, с одной стороны, и k_пp— с другой (рис. 16.50). Корреляционная связь между α_сп и k_пp установлена для коллекторов продуктивных отложений крупнейших нефтегазодобывающих районов, в частности для Западной Сибири и Южного Мангышлака. Эта связь выражается уравнением регрессии a_сп =a+b lg k_пp, где значение эмпирических констант а и b различно для разных геологических объектов. Наиболее надежна эта связь для коллекторов, у которых параметры α_сп и k_пр изменяются в основном под влиянием глинистости. В слабоглинистых и чистых коллекторах с α_сп близким к 1, и высокой проницаемостью связь между α_сп и k_пр практически отсутствует, поскольку параметр k_пр таких коллекторов, зависит главным образом от гранулометрического состава скелетных зерен.

 

Рис 16 49 Пример корреляционной связи между параметрами α_сп и k_пр для продуктивных терригенных коллекторов:

1— экспериментальные точки; 2 — линия регрессии

 

Корреляционная связь между параметрами DI_γ и k_прхарактеризуется уменьшением DI_γ с ростом k_пр для пород, проницаемость которых контролируется глинистостью. В области высоких значений k_пp параметр DI_γ близок к нулю и параметр k_пр по величине DI_γ определить невозможно. Эта область также представлена породами с минимальной глинистостью, проницаемость которых зависит от медианного диаметра и степени отсортированности скелетных зерен.

 

Рис 16 50 Пример профиля значений коэффициента эффективной проницаемости, составленного по данным АИПД (по П. А. Бродскому):

1 — коллектор; 2 — неколлектор; 3 —доломит; 4 — аргиллит

 

Л. П. Долиной показано, что при изучении отдельных геологических объектов для определения k_пp целесообразно использовать комплексный параметр α_сп /DI_γ = B. поскольку связь параметра В с k_пp оказывается более тесной, чем порознь между α_сп и k_гр или DI_γ и k_пр. Для основных продуктивных горизонтов месторождения. Узень связь между В и k_пpвыражается полиномом: k_пр=aB³+bB²+cB + d, где а, b, с, d — эмпирические постоянные.

Определение параметра k_пр по величине В позволило составить карты проницаемости основных продуктивных горизонтов ряда нефтяных месторождений, которые хорошо объясняют особенности хода разработки.

Определение коэффициента эффективной проницаемости опробователями на кабеле. Опробование пластов приборами на кабеле, разработанное геофизиками, один из прямых методов установления продуктивности коллекторов. Аппаратура АИПД. разработанная на базе ОПК,, позволяет получить кривую восстановления давления в каждой точке разреза, где производят отбор пластового флюида, по которой можно рассчитать коэффициент эффективной проницаемости коллектора. При частоте отбора две-три пробы на 1 м разреза АИПД обеспечивает получение детального профиля проницаемости по толщине продуктивного коллектора (см. гл. 15) (рис. 16.51).

 

 

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: