ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 7Следующая ⇒

2.4.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ

Оценка коэффициента пористости проводилась:

- по акустическому каротажу

- по НГК и НКТ.

Определение коэффициента пористости по акустическому каротажу проводилось по зависимости В.И. Добрынина (2.1):

, (2.1)

где

DT_ск – время распространения волны в скелете матрицы, мкс/м

DT_ж – время распространения волны в жидкости, мкс/м

DT – показание в пласте, мкс/м.

С_р – корректирующий коэффициент

Пористость коллекторов по НГК определялась по методике, разработанной во ВНИИГеофизике. Методика заключается в нормировании диаграмм НГК в единицах водородосодержания по логарифмической шкале. Модуль логарифмирования определялся по двум опорным пластам, в качестве одного опорного пласта использовался плотный пласт карбонатизированного песчаника, залегающего в подошве Баженовской свиты. Пласт имеет значительное распространение на многих месторождениях, пористость которого по керновым данным колеблется от 5% до 8%. При расчете принята пористость равная 5%. В качестве пластов с высоким водородосодержанием использовались минимальные значения глинистых пластов. Их пористость принята равной 35%.

Для реализации алгоритма в автоматическом режиме разработана математическая модель, реализованная в виде функции(2.2):

(2.2)

где

w_п – водородосодержание в опорном плотном пласте, д.ед.

НГК_п – значение НГК опорного плотного пласта, у.ед.

w_гл – водородосодержание в опорном глинистом пласте, у.ед.

НГК_гл – значение НГК опорного глинистого пласта, д.ед.

НГК – показание в пласте.

Коэффициент пористости рассчитывался на основе следующего уравнения(2.3):

(2.3)

где

w_св– водородосодержание связанной воды (w_св = 0, 35),

К_гл – объемная глинистость, д.ед.

Для низкопроницаемых коллекторов, как правило, представленных песчаниками карбонатно-глинистыми, песчано-глинистыми и глинисто-карбонатными, определение пористости корректнее проводить несколькими методами. Для построения геологической модели необходима поточечная интерпретация пористости. Для ее расчета рекомендована зависимость пористости по НГК, которая согласуется с керновыми данными по всем продуктивным прослоям.

Определение глинистости для всех пластов проведено по формуле Стайбера(2.4):

(2.4)

где

ГКmax – максимальное значение показаний ГК опорного глинистого пласта;

ГКmin – минимальное значение показаний ГК опорного песчаного пласта;

ГК – показания ГК в пласте

2.4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

Определение нефтенасыщенности коллекторов Майского месторождения проводилось по формуле Арчи-Дахнова(2.5):

(2.5)

где

– сопротивление пластовой воды

Кпо – коэффициент открытой пористости

- сопротивление пласта

a, m, b, n – параметры Арчи

Принятые параметры для расчета нефтенасыщенности представлены в таблице 2.3

Таблица 2.3 - Параметры для расчета нефтенасыщенности

Параметр	Ю₁^3-4	Ю_14-16
, Омм	0, 065	0, 05
а	1, 95	2, 72
b	0, 96	0, 67
m	1, 3	1, 26
n	1, 8	2, 76

Сопротивление пластовой воды принято по данным лабораторных исследований.

Определение параметров Арчи проводилось по данным лабораторных исследований параметра пористости (Рп) и параметра насыщенности (Рн). Графики с данными, по которым определялись параметры Арчи, приведены на рисунках 2.2 - 2.5

Рисунок 2.2 Зависимость Рп от Кпо для пласта Ю₁^3-4

Рисунок 2.3 Зависимость Рн от Кв для пласта Ю₁^3-4

Рисунок 2.4 Зависимость Рп от Кпо для пласта Ю_14-16

Рисунок 2.5 Зависимость Рн от Кв для пласта Ю_14-16

2.4.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ

Определение характера насыщения коллекторов проводилось с использованием кривых фазовых проницаемостей по продуктивным пластам Майского месторождения. Кроме этого, определение характера насыщения коллекторов проводилось по методике, основанной на сопоставлении фактических значений Кв, определенных по интерпретации геофизических исследований, с критическими значениями К_в^св, К_в^в, К_в^н+в. Критические значения были установлены по кривым фазовых проницаемостей, полученных путем пересчета данных по фазовым проницаемостям по формуле Кори по данным Майского месторождения. Полученные критические значения водонасыщенности представлены в таблице 2.4 и на рисунке 2.6

Таблица 2.4 - Результаты осреднения относительных фазовых проницаемостей по формуле Кори

Водонасыщенность нормированная, д.ед.	Относительная фазовая проницаемость по нефти, д.ед.	Относительная фазовая проницаемость по воде, д.ед.
0, 398	0, 000	1, 000
0, 416	0, 000	0, 880
0, 434	0, 001	0, 768
0, 451	0, 002	0, 666
0, 469	0, 004	0, 572
0, 487	0, 006	0, 487
0, 504	0, 008	0, 410
0, 522	0, 011	0, 341
0, 540	0, 014	0, 279
0, 557	0, 017	0, 224
0, 575	0, 021	0, 177
0, 593	0, 025	0, 136
0, 610	0, 030	0, 101
0, 628	0, 035	0, 072
0, 646	0, 040	0, 049
0, 663	0, 046	0, 031
0, 681	0, 052	0, 018
0, 699	0, 058	0, 009
0, 716	0, 064	0, 003
0, 734	0, 071	0, 001
0, 752	0, 079	0, 000
	1, 000	0, 000

Рисунок 2.6 Относительные фазовые проницаемости, пересчитанные по формуле Кори

Полученные результаты представлены в таблице 2.5

Таблица 2.5 - Критические значения водонасыщенности для пласта Ю₁^3-4

Кв^о	Кв^вн+в	Кв^в
0, 398	0, 658	0, 752

По пласту Ю_14-15 имеется только одно исследование керна на предмет определения фазовых проницаемостей, таким образом, критические значения водонасыщенности определены на данных одного исследования и представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Критические значения водонасыщенности для пласта Ю_14-15

Кв^о	Кв^вн+в	Кв^в
0, 343	0, 603	0, 726

Полученные результаты интерпретации сопоставлены с данными опробования скважин.

2.4.4. СВОЙСТВА И СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

Пласт Ю₁^3-4

Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю₁^3-4 Майского месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р и пластовой пробе из скважины 102, отобранной 2.02.2011 г. [1]. Свойства были приняты по данным исследования глубинной пробы из скважины 102.

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

- легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 829, 6 кг/м³)

- малосернистую (содержание серы – 0, 4%)

- смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ – 6, 8%)

- парафинистую (содержание парафинов – 4, 4%)

- с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 300º C составляет 46, 5%).

Нефть относится к 1 классу и 0 типу по ГОСТ Р 51858-2002.

Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти пласта Ю₁^3-4 Майского месторождения получены по исследованию пробы со скважины 102 [4]. Компонентный состав и физические свойства приведены в таблицах 2.7. – 2.9.

Таблица 2.7. - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
Наименование	Пласт Ю₁³^-⁴
Количество исследованных	Среднее значение
скважин	проб

Вязкость, мПа·с
при 20° С			5, 51
50° С	-	-	-
Температура застывания, °С	-		-
Температура насыщения парафином, °С	-	-	-
Массовое содержание, %	Серы			0, 40
Смол силикагеновых			6, 83
Асфальтенов			1, 24
Парафинов			4, 41
Солей	-	-	-
Воды	-	-	-
Мехпримесей	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	-	-	-
Объемный выход фракций, %	н.к. - 100° С
до 150° С			15, 5
до 200° С
до 250° С
до 300° С			46, 5

Таблица 2.8 - Свойства нефти и воды
Наименование	пласт Ю₁^3-4
Значение

а)	Нефть
	Давление насыщения газом, МПа	9, 6
Газосодержание, м³/т	76, 1
Объемный коэффициент, доли ед.	1, 2
Плотность, кг/м³	829, 6
Вязкость пластовой нефти, мПа_·с	0, 97
Температура застывания, °С	-
б)	Пластовая вода
	Объемный коэффициент, доли ед.	1, 019
Общая минерализация, г/л	35, 5
Плотность, кг/м³	1024, 3

Таблица 2.9 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Наименование компонентов, параметров	Молярная концентрация, %
Газ на ступенях разгазирования	Газ в сумме	Нефть после сепарации	Нефть пластовая
1 ступень	2 ступень
He	0, 002	0, 000	0, 002	0, 000	0, 001
H₂	0, 009	0, 000	0, 009	0, 000	0, 005
CO₂	1, 310	1, 470	1, 310	0, 040	0, 513
N₂	1, 740	0, 640	1, 720	0, 000	0, 643
СН₄	68, 607	48, 296	68, 342	0, 505	25, 729
C₂H₆	6, 085	7, 805	6, 105	0, 365	2, 501
C₃H₈	10, 270	16, 915	10, 360	2, 460	5, 396
i-C₄H₁₀	4, 315	8, 135	4, 365	2, 700	3, 321
n-C₄H₁₀	4, 255	8, 420	4, 305	3, 780	3, 977
i-C₅H₁₂	1, 405	3, 110	1, 430	3, 190	2, 534
n-C₅H₁₂	0, 980	2, 270	0, 990	2, 975	2, 240
C₆H₁₄	0, 685	1, 840	0, 700	6, 845	4, 558
С₇Н₁₆	0, 280	0, 870	0, 295	8, 775	5, 620
С₈Н₁₈	0, 055	0, 225	0, 065	6, 010	3, 798
С₉Н₂₀+высшие	0, 002	0, 004	0, 002	62, 355	39, 164
Давление, МПа	0, 3	0, 28
Температура, ^ОС
Молярная масса, г/моль	25, 500	33, 210	25, 540	181, 3	124, 5
Плотность в станд. условиях, кг/м³	1, 060	1, 381	1, 062	829, 6
Плотность в пласт. условиях, кг/м³					739, 3
Газовый фактор, м³/т	75, 3	0, 8	76, 1
Объемный коэффициент					1, 213

Зависимости свойств нефти от давления также были получены по данным исследования пластовой пробы скважины 102 и представлены на рисунках 2.7 – 2.10.

Рисунок 2.7 Зависимость газосодержания пластовой нефти от давления

Рисунок 2.8 Зависимость плотности пластовой нефти от давления

Рисунок 2.9 Зависимость объемного коэффициента от давления

Рисунок 2.10 Зависимость вязкости пластовой нефти от давления

Пласт Ю_14-16

Исследование и анализ физико-химических свойств и состава углеводородов пласта Ю_14-16 Майского месторождения проводились на глубинной пробе скв. 527Р.

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

- особо легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 797, 4 кг/м³)

- не сернистую (отсутствует)

- малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ – 3, 3%)

- высокопарафинистую (содержание парафинов – 17, 78%)

- с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350º C составляет 57%).

Нефть относится к 1 классу и 0 типу по ГОСТ Р 51858-2002.

Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождению аналогу – Фестивальному.

Свойства пластовой нефти данного месторождения приведены в таблицах 2.10. и 2.11.

Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Васкеза-Бегза для вязкости.

Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 47 г/л как максимум по горизонту Ю_14-16.

Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по корреляциям МакКейна и Михана (таблица 2.11.).

Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды.

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 7 Следующая ⇒