Методическое обоснование достоверности определения фильтрационно-емкостных свойств и структуры порового пространства неоднородных глинизированных коллекторов

ОСОБЕННОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ
ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ И ГЛИНИЗИРОВАННЫХ ПЛАСТОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ НИЖНЕГО МЕЛА
1.1 Некоторые причины, обусловившие формирование продуктивных пластов нижнемелового возраста как сложного
Сургутский нефтегазоносный район, к которому приурочены рассматриваемые и исследуемые месторождения нефти, характеризуется сложным геологическим строением (рисунок 1.1). Сложное геологическое строение залежей нижнемелового возраста обусловлено рядом причин, в том числе условиями формирования резервуаров, вторичным преобразованием коллекторов, техногенным воздействием на продуктивный пласт и др. Это отмечено в большом количестве научных трудов, в работах, выполненных в соответствии с регламентными документами на разработку месторождений, а также в опубликованных исследованиях по изучению (доизучению) геологического строения нефтегазоносного района, зоны, области.
Из обобщения и анализа научной и научно-технической литературы [1–9] по условиям формирования основных нефтегазоносных комплексов следует отметить, что в нижнемеловом разрезе выделяются зоны с тремя или двумя циклами осадконакопления. Нижний цикл осадконакопления прослеживается относительно устойчиво по всей площади и представлен в основании глинистой пачкой, одновременно являющейся подошвой всего пласта, и опесчанивается вверх по разрезу. По мощности цикл составляет приблизительно половину всей толщины пласта. В основании второго цикла также лежат глинистые слои, которые изменяются по толщине, но, тем не менее, прослеживаются в пределах изучаемой территории.
Касательно основных пластов, рассматриваемых в диссертации, БС101 и БС102 можно утверждать, что их развитие по площади крайне неравномерно и слабо связано с современным структурным фактором, кроме того, осложнено эрозионными врезами. Наличие эрозионной границы некоторыми специалистами
объясняется существованием гидродинамического раздела, что явилось следствием существенного различия в уровнях ВНК рассматриваемых пластов.
Рисунок 1.1 — Обзорная схема расположения месторождений — объектов исследования
Нестабильность бассейна осадконакопления, образование врезов и их заполнение привело к формированию неоднородного коллектора по вещественному составу. В образовавшихся врезах накапливались преимущественно песчаные отложения с небольшой примесью глинистого материала. Наибольшему размыву и, как следствие, формированию неоднородного коллектора подверглись западная, северная и, частично, восточная часть Суторминской структуры. Разные циклы осадконакопления определили различный характер разреза, так, в пласте БС102 песчанистость отложений вверх по разрезу увеличивается, тогда как в пласте БС101 она либо монотонна, либо уменьшается. Зоны развития коллекторов в пласте БС102 характеризуются малыми суммарными толщинами (0,4–6,6 м) и иногда представляют собой переслаивание
11

песчаников, глинистых песчаников и алевролитов. Для пласта БС101 характерна зональность: большие толщины (4,0–17,3 м) представлены монолитными песчаниками, характерными для русловых или баровых отложений, малые толщины (0,4–6,6 м) представлены тонким чередованием прослоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласт БС102 не выдержан по мощности. Расчлененность по скважинам колеблется от 1 до 12 прослоев, в среднем равна 4. Малые толщины пласта БС102 (до 0,4 м) обусловлены удалением от источника сноса осадочного материала, наблюдается уменьшение эффективных толщин [10].
Палеографические карты А. Э. Конторовича, С. В. Ершова, В. А. Казаненкова и других (2014 г.), описанные в работе «Палеогеография Западно- Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде», построены исходя из модели лавинного бокового заполнения в волжско-барремское время относительно глубоководного морского бассейна в регрессивный этап крупного седиментационного цикла.
Для рассматриваемых Сугмутского и Сутроминской группы месторождений на этом этапе глубина моря составляла 200–400 м, и данная область занимала центральную и северную части Западно-Сибирской депрессии. В период валанжинского времени глубина морского бассейна составляла 400 м. В глубоководных областях бассейна осадконакопления продолжали формироваться подачимовские тонкослоистые, слабоуглеродистые глины, а также песчано-алевритовые линзы глубоководных конусов выноса ахской, сортымской, мегионской и шуратовской свит [7].
Неоднородное строение осадочных толщ, различие в проницаемости песчаных тел и их невыдержанность по латерали, а также существование мелких положительных структур насыщенных нефтью еще до начала этапа переформирования залежи определили неравномерность его заполнения флюидом при прошедших неотектонических движениях. Данное обусловлено тем, что в высокопроницаемых породах движение углеводородов было более быстрым и возникали конусы высокой насыщенности. В породах с низкими коллекторскими свойствами развивались заливообразные тела с низкой нефтенасыщенностью. Подобные недонасыщенные пласты расположены как на
окраинах залежи, так, в ее центральной приподнятой части. Кроме того, в этих же зонах залежи встречаются песчаные низкопроницаемые прослои с подвижной водой [11].
Иным представляется строение пласта БС9, имеющего вид клиноформы (рисунок 1.2). Пласт БС9 характеризуется резким возрастанием общих толщин осадков в регрессивной части.
Разрез осадочной толщи представлен набором циклитов (рисунок 1.3), так как происходило наращивание мелководных шельфовых террас в результате трансгрессивно-регрессивного режима развития бассейна осадконакопления. В результате увеличения глинизации нижней пачки песчаников по направлению с запада на восток происходит уменьшение толщины и полное выклинивание песчаных пластов.
1 — глины; 2 — песчаники и алевролиты; 3 — залежи нефти, газа;
4 — битуминозные аргиллиты
Рисунок 1.2 — Схематический геологический профиль неокомских отложений Среднего Приобья (Нестеров, Шпильман, Плавник, Судат, 1985) [14]
1 — битуминозные глины; 2 — алевритистые глины; 3 — пески; 4 — фациальные замещения; 5 — перерывы; 6 — типы разрезов: А — дефициентный (начальный, соответствует фондоформе), Б — полный (соответствует клиноформе),
В — транзиентный (непостоянный, неполный, соответствует ундоформе) Рисунок 1.3 — Модель трансгрессивно-регрессивного циклита позднеюрско- неокомского некомпенсированного бассейна Западной Сибири [15]
Изучение керна позволило отметить, что пласты представлены песчаниками мелкозернистыми, с различной примесью алевролитового материала, и в меньшей степени крупнозернистыми алевролитами песчанистыми или песчаными [16]. Авторы других литературных источников утверждают, что в верхней части разреза пласта идет переслаивание коллекторов с зонами глинизации, затем прослеживаются выдержанные по площади глины, которые отделяют нижние пропластки водонасыщенных коллекторов [11].
Высокая прерывистость и расчлененность, сложное линзовидное строение, расчлененность проницаемости пропластков, низкие нефтенасыщенные толщины изучаемых пластов обусловили сложную конфигурацию залежи и колебание отметок ВНК на разных участках. На ряду с этим необходимо отметить, что:
— породы всех групп продуктивных пластов БС, ачимовских и юрских отложений представлены переслаиванием однотипных разностей: песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами;
— коллекторами являются средне- и мелкозернистые песчаники и алевролиты с межзерновым типом порового пространства;
— коллекторы всех продуктивных пластов нижнего мела по минеральному составу представлены полимиктовыми песчаниками и алевролитами, в которых полевые шпаты незначительно преобладают над кварцем или находятся в равных соотношениях;
— структура порового пространства обусловлена как наличием первичной межзерновой пористости, так и пористости, образованной в результате постседиментационных процессов растворения и цементации обломочного материала по всему разрезу;
— вторичные преобразования зерен скелета пород продуктивного разреза для пластов группы БС это процессы выщелачивания, которые увеличивают поровое пространство пород и улучшают их фильтрационно-емкостные характеристики.
1.2 Влияние геологического строения пласта на выработку запасов нефти
Вопросы эффективной выработки запасов нефти из пластов нижнемелового возраста месторождений Западной Сибири, в том числе и Сургутского НГР, а также особенностей геологического строения рассмотрены и проанализированы в научных трудах: А. С. Абрамова, В. Е. Андреева, С. В. Архипова, Р. Т. Ахметова, В. Ф. Базива, С. А. Блинова, А. А. Бродского, Р. А. Валиуллина, В. Е. Гавуры, А. Ш. Газизова, Р. Р. Ганиева, Р. Х. Гильмановой, А. Т. Горбунова, С. В. Дворака, В. А. Дроздова, С. А. Жданова, П. И. Забродина, В. М. Ильина, В. В. Калашнева, А. С. Касова, В. Ф. Колмогорова, Т. Н. Кольчицкой, В. В. Корсунь, В. Н. Корчемкина, Ю. А. Котенева, В. В. Кузнецова, Р. М. Курамшина, Е. Ф. Кутырева, Р. Я. Кучумова, Н. Н. Лисовского, Г. Н. Малышевой, Н. Н. Михайлова, И. Т. Мищенко, Р. Н. Мухаметзянова,
С. Ф. Мулявина, Ю. С. Назаренко, Е. В. Николаевой, А. В. Овсюкова, В. А. Петухова, В. Т. Питкевича, В. И. Саунина, С. Г. Сафина, М. Д. Смышляевой, В. П. Сонича, М. А. Токарева, В. А. Турова, К. М. Федорова, Э. М. Халимова, Н. Ш. Хайрединова, Н. И. Хисамутдинова, Г. С. Шальных, Н. В. Шараповой и др.
Обобщение и систематизация литературы позволили выделить ряд основных геологических причин, влияющих на полноту нефтеизвлечения. Общим для всех продуктивных пластов Суторминского и Сугмутского месторождений является неравномерная выработка запасов по разрезу. Неравномерная работа пласта по разрезу обусловлена тем, что отдельные прослои работают с различной интенсивностью. В случае, например, Суторминского месторождения, когда одновременно разрабатываются пласты БС101 и БС9, основная добыча (95 %) осуществляется из пласта БС9, в отдельных скважинах пласт БС101 и вовсе не разрабатывается.
Выполненные недропользователем индикаторные исследования на нагнетательных скважинах группы пластов БС Суторминского месторождения подтверждают то, что:
— в большинстве случаев между нагнетательной и добывающей скважиной установлена хорошая гидродинамическая связь по каналам высокой проводимости;
— характер распределения фильтрационных потоков по различным направлениям свидетельствует о фильтрационной неоднородности пласта по латерали, что подтверждается направлениями и скоростями фильтрационных потоков;
— наличие каналов фильтрации может быть связано с образованием вторичной трещиноватости вследствие постседиментационных тектонических процессов и градиента давления между добывающими и нагнетательными скважинами, а также вследствие размыва и выноса рыхлых и слабо- сцементированных пород.
Результаты работ [11, 13, 16, 19, 22, 50], а также характеристики вытеснения свидетельствуют об опережающем обводнении продукции скважин, что осложнит достижение утвержденного КИН равного 0,344 долей ед. Высокая обводненность
и снижающийся темп отбора также свидетельствуют о невозможности достижения утвержденных значений нефтеотдачи.
Высокие значения обводненности продукции скважин могут быть обусловлены такими причинами как:
— увеличение, по сравнению с проектом, количества добывающих скважин при реализации системы разработки в 1,5 раза. С целью поддержания пластового давления (ППД) в имеющийся фонд нагнетательных скважин увеличили объемы закачки рабочего агента, что привело к перекомпенсации, нарушению равномерности охвата пласта заводнением, появлению участков пласта незатронутых системой ППД, в которых отбор осуществляется при естественном упруго-напорном режиме.
Дебиты скважин на данных участках снизились. Дебиты жидкости добывающих скважин, имеющих хорошую гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами, увеличились в более чем в 2 раза за счет увеличения доли воды в объеме добываемой продукции скважин. Так как добыча жидкости скважинами из высокодренируемых участков залежи превышала добычу из зон с низким давлением, показатели разработки в целом по месторождению свидетельствовали о стремительном обводнении продукции скважин. Перепад текущего пластового давления между нагнетательными скважинами и центральными рядами добывающих скважин в начальный период разработки объекта (1983–1990 гг.) часто составлял 10 МПа и более. Кроме того, результаты промыслово-геофизических исследований показали наличие значительных перетоков, большие объемы закачиваемой воды уходили в другие интервалы, в связи с чем общее удовлетворительное состояние компенсации отбора закачкой не является показателем благоприятной выработки запасов нефти;
— недонасыщенность коллектора и широкий диапазон изменения величины нефтенасыщенности, которые выявляются в результате геофизических исследований скважин, литологического описания пород, изучения характера смачиваемости пород, анализа кривых капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей. Неоднородность по флюидонасыщению установлена
как в разрезе, так и в плане залежи. В недонасыщенных нефтью пластах отмечается быстрое продвижение фронта обводнения. Низкое нефтенасыщение связано с обширными переходными зонами и небольшой высотой залежи, изменяющейся от 20 до 45 м, а также более высокой гидрофильностью коллекторов. По данным Г. С. Шальных (1985 г.), смачиваемость поверхности минерального скелета составляет от 0,886 до 0,984, при среднем значении 0,947. Для аналогичных отложений Мамонтовского месторождения показатель смачиваемости изменяется в пределах от 0,132 до 0,984 [11]. Повышенная гидрофильность породы может являться причиной невовлечения в разработку низкопроницаемых прослоев в случае попадания в скважину воды за счет капиллярной пропитки и образования стойких водонефтяных эмульсий. Результатом этого являлось постепенное снижение дебитов жидкости в период эксплуатации добывающих скважин. В первую очередь, отмеченное выше относится к Вынгапурскому, Муравленковскому и Суторминскому месторождениям [4].
Следует отметить, что геологические запасы нефти, относительно величины проницаемости, распределены следующим образом: в коллекторах с проницаемостью выше 0,1 мкм2 содержится 6–10 % запасов нефти, в коллекторах с проницаемостью от 0,1 до 0,004 мкм2 сосредоточено около 60 % запасов и в слабопроницаемых коллекторах (менее 0,004 мкм2) — около 30 % геологических запасов нефти. Диапазон изменения проницаемости продуктивных пластов нижнего мела рассматриваемых месторождений составляет от 2,8 до 190 мкм2 × 10–3, что является показателем фильтрационной неоднородности как по площади, так и по разрезу.
1.3 Выводы
Обобщение, анализ и систематизация информации, данных, литературных источников по геологическому строению, состоянию выработки запасов нефти из пластов нижнемелового возраста позволили отметить, что на выработку запасов
нефти в нижнемеловых отложениях месторождений Сургутского НГР влияют следующие геологические факторы: неоднородность пластов по проницаемости, изменчивость нефтенасыщености коллекторов, наличие глинизированных зон в продуктивных пластах, низкие фильтрационные свойства пластов (особенно пласта БС102), в которых содержится около 30 % геологических запасов нефти, а также чередование в разрезе скважин нефте- и водонасыщенных пластов. Общим для всех продуктивных пластов Суторминского и Сугмутского месторождений является также опережающий рост обводнения продукции скважин и снижение темпов отбора. Причинами роста обводненности являются недонасыщенные коллекторы выделяемые как в разрезе залежи, так и в плане и в которых наблюдается быстрое продвижение фронта обводнения за счет капиллярной пропитки и характера смачиваемости.
2 ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КЕРНОВОГО МАТЕРИАЛА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ, ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ПО ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОМУ СОСТАВУ СТАТИСТИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ
Лабораторные исследования кернового материала пород-коллекторов скважин Суторминского и Сугмутского месторождений выполнены с целью изучения фильтрационно-емкостных свойств, характера насыщения коллекторов и структуры порового пространства. Понимание этих свойств и параметров позволяет исследователям и специалистам принимать верные решения при подсчете запасов нефти и газа, обоснованном на выборе системы, способа и режима разработки месторождения, а также при подборе мероприятий, направленных на эффективное нефтегазоизвлечение. Важность корректного определения фильтрационно-емкостных свойств, характера насыщения коллекторов и структуры порового пространства горных пород утверждается многими учеными и специалистами как в отечественной, так и в зарубежной литературе.
Объектом исследования являлся керновый материал, представленный полимиктовыми песчаниками нефтяных месторождений Сургутского НГР. Неокомский комплекс осадков часто представлен песчаником мелкозернистым и мелкозернистым алевритистым серым и буровато-серым неравномерно нефтенасыщенным, участками массивным, с многочисленными прослойками и линзами темно-серого углисто-глинистого и серого алевритового материала. Толщина прослоев глин в среднем до 2 см, алевролитов до 1 см, текстура горизонтальная, наклонная, линзовидная, прерывистая, мелкая косая, волнистая, часто первичная слоистость деформирована процессами оползания и взмучивания незатвердевшего осадка и биотурбации (ходами илоедов) [29].
Для исследований был отобран только нефтенасыщенный керновый материал, обладающий определенными качествами, необходимыми для изготовления стандартных цилиндрических образцов керна. Отмеченными
качествами обладал керновый материал из восьми скважин (No 673, 1943, 2011, 2018, 335, 364, 387 и 685) Суторминского месторождения и двух скважин (No 1712 и 1765) Сугмутского месторождения.
Из выбранного кернового материала было изготовлено 415 стандартных цилиндрических образцов диаметром 28 мм и высотой от 30 до 50 мм. Стандартные образцы высверливались через 20–25 см параллельно напластованию.
Комплекс работ проводили лаборатории исследований кернового материала под руководством канд. техн. наук С. А. Блинова при Институте нефтегазовых технологий и новых материалов АН РБ г. Уфа.
Проведение петрофизических исследований на образцах керна требует специальной подготовки образцов. Стандартные цилиндрические образцы перед началом исследований экстрагировали спиртобензольной смесью, а также их отмывали от солей и высушивали до постоянной массы при температуре 70 °С, согласно общепринятой методике. В дальнейшем на образцах проводили комплекс исследований на выяснение физических свойств породы. Существует множество методик и способов исследования образцов керна, которые, как правило, оказываются весьма трудоемкими. Например, изучение пустотного пространства проводят с помощью шлифов, изготовленных из пород, предварительно насыщенных окрашенными смолами или лаком, с последующей статистической обработкой полученных результатов, а также методом полупроницаемой мембраны, ртутной порометрии, капиллярной пропитки, центрифугирования, смесимого вытеснения, определения размеров пор путем продувания воздуха и использования изотерм адсорбции [29, 48]. Все указанные методы чувствительны к строгости проведения исследования и квалификации исследователя, а также требуют затрат времени.
В исследованиях, представленных в данной работе, обработку кернового материала проводили следующим образом: на подготовленных образцах были определены абсолютная проницаемость по воздуху, пористость — по методу Преображенского и остаточная водонасыщенность — методом
21

ценрифугирования, а также методом ртутной порометрии изучали структуру порового пространства.
Из оставшегося керна, в непосредственной близости от места изготовления стандартных образцов, отобрали нестандартные образцы, которые готовили по общепринятой методике. Часть кернового материала дезинтегрировали для определения распределения частиц по размерам.
Лабораторные исследования выполнены с использованием оборудования: — центрифуги Т-23 для моделирования связанной воды;
— «Седиграфа 5000ЕТ» для определения глинистости и распределения
частиц по размерам;
— порозиметра фирмы “Carlo Erba”. Для изучения структуры порового
пространства применен метод ртутной порометрии [29, 30, 48].
2.1 Методы лабораторных исследований
Определение пористости
Для определения пористости по методу Преображенского использовался экстрагированный и высушенный стандартный цилиндрический образец породы, который насытили рабочей жидкостью (как правило, керосин или модель пластовой воды). Объем пор рассчитали из объема поглощенной образцом жидкости, который, в свою очередь, определили из отношения разности веса сухого и насыщенного образца к плотности жидкости [26].
Определение пористости проводили согласно ОСТ 39-181–85 [27]. Преимуществом данного метода является то, что он является менее затратным по времени и при неоднократном и качественном его выполнении расхождение в результатах составляет менее 1 %, а для крупнозернистых и слабо- сцементированных песчаников абсолютная пористость совпадает, поэтому метод Преображенского нашел широкое использование для сцементированных пород.
На этапе исследования коллекторских свойств продуктивных пластов, после получения результатов измерения пористости стандартных образцов керна провели дисперсионный анализ пористости и проницаемости. В разделе 2.2
представлен анализ распределения пористости образцов соответствующих пластов и месторождений.
Определение проницаемости по керну
Определение абсолютной проницаемости проводилось согласно ОСТ 39-161–83 [25]. При определении абсолютной проницаемости применяли оборудование, обеспечивающее фильтрацию газа через образец с заданным расходом, в при экспериментах в качестве флюида, фильтрующегося через образец, использовали воздух. Принципиальная схема устройства стандартна и включает следующие основные элементы: кернодержатель, позволяющий фильтровать жидкость и газ через пористую среду, устройство для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеры и приспособления, создающие и поддерживающие постоянный расход газа через образец породы.
Осуществляли фильтрацию газа, контролируя начало установившегося течения по постоянству перепада давления. При установившейся фильтрации зафиксировали значения определяющих параметров: величину перепада давления и расход фильтрующегося через образец воздуха при постоянном заданном перепаде давления, на основании этого рассчитали значения коэффициента проницаемости. «Зафиксировали» показания манометров и расходометра, температуру и барометрическое давление в момент проведения эксперимента, а также рассчитанное значение коэффициента проницаемости.
Аналогично анализу распределения пористости провели анализ результатов определения абсолютной проницаемости образцов керна продуктивных пластов Суторминского, Западно-Суторминского и Сугмуктского месторождений.
Определение коэффициента остаточной водонасыщенности
Водоудерживающая способность породы-коллектора является одним из ключевых показателей, характеризующих потенциальные возможности пласта и указывающих на коэффициент остаточной водонасыщенности (содержание остаточной воды в образцах горных пород).
В лабораторной практике существует ряд методов косвенного определения остаточной водонасыщенности. К ним относятся:
— капилляриметрический метод;
— метод ценрифугирования;
— метод сушки (метод Мессера);
— метод капиллярной вытяжки.
Все эти методы основаны на искусственном моделировании содержания
остаточной воды и отличаются друг от друга способами удаления из порового пространства подвижной (свободной) воды.
В данных исследованиях для определения количества остаточной воды применяли наиболее распространенный метод центрифугирования, заключающийся на вытеснении свободной воды центробежными силами из образца горной породы. Образцы горной породы взвешивали до и после центрифугирования, а также определяли количество воды, оставшейся в образцах.
Определение порового состава образцов керна
Распределение пор по размерам является важной структурной характеристикой породы, указывающей на концентрацию различных по эффективному диаметру пор в поровом объеме пород. Поровый состав изучали способами капиллярного вдавливания ртути (ртутная порометрия), вытеснения воды (водная порометрия), капиллярной конденсации, адсорбции, оптическими способами с капиллярной пропиткой образца люминофором, электронно- микроскопическими и др. В результате этих исследований получали порограммы — кривые распределения пор образца по размерам, характеризующие его поровый состав.
Изучение порового состава в данной диссертационной работе выполнено методом ртутной порометрии. Метод ртутной порометрии основан на проникновении жидкости, не смачивающей скелет породы, в его пустотное пространство при создании избыточного давления. Объем жидкости, заполняющей пустотное пространство, является функцией внешнего давления, что и позволяет получить информацию о распределении пор по размерам. В
качестве не смачивающей жидкости используется ртуть, которая для большинства материалов является гидрофобной и, благодаря этому качеству, наиболее пригодна для исследования пористой структуры методом, который именуется в настоящее время «ртутной порозиметрией» [24].
В данных исследованиях поровый состав коллекторов продуктивных пластов изучали методом ртутной порометрии с применением порозиметра фирмы Carlo Erba. Данный ртутный порозиметр производит измерение пор радиусом от 0,001 мкм при давлении от 10–5 до 200 МПа. По результатам измерений выдается информация о поровом составе исследуемого образца: удельный объем пустот V, измеренный в см3 × г, средний радиус пор в мкм, оцифрованные интегральные зависимости давление–объем, радиус пор–поровый объем, а также графики зависимости объема ртути, внедренной в поровое пространство, от давления, интегральные и дифференциальные порограммы. На порозиметре исследуются образцы с поровым объемом до 1000 мм3.
Исследование структуры порового пространства прошли образцы, отобранные из продуктивных пластов выбранных месторождений. Для исследования порового состава отобрали нефтенасыщенные образцы неправильной формы, изъятые в непосредственной близости от места изготовления стандартных цилиндрических образцов. Им присвоили такие же номера, как и стандартным.
Определение гранулометрического состава образцов породы
Лабораторные исследования по определению гранулометрического состава провели на приборе «Седиграф-5000 ЕТ», который основан на использовании рентгеновских лучей. Замерили степень осаждения частиц. Результаты представили в виде процентного распределения в интегральной форме в зависимости от эквивалентных диаметров сферы (закон Стокса). Диапазон измерения размера частиц от 100 до 0,1 микрона.
Содержание частиц более крупного размера (> 0,1 мм) определяли проведено ситовым методом.
Для гранулометрического анализа отобрали куски кернового материала в непосредственной близости от места изъятия стандартных цилиндрических образцов. Им присвоили те же номера, как и стандартным образцам. Отобранные для исследования образцы экстрагировали в аппаратах Сокслета и высушили до постоянной массы. Высушенные образцы дезинтегрировали и произвели гранулометрический анализ [30].
2.2 Результаты лабораторных исследований и их систематизация
Выполненные лабораторные исследования кернового материала позволили получить данные по пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, распределению частиц и пор по размерам. Обобщение и систематизация данных результатов, в свою очередь, позволили охарактеризовать коллекторские свойства пластов БС9, БС101, БС102, БС11 Суторминского и Сугмутского месторождений. Основные свойства, параметры и показатели пластов приведены ниже.
Пласт БС9
В целом, по пласту БС9, средневзвешенное значение открытой пористости, определенное по керну, составляет 17 %. Среднее значение проницаемости в водонефтяной зоне составляет 48×10–3 мкм2, в чисто нефтяной зоне — 58×10–3мкм2. Лучшими коллекторскими свойствами обладают песчаники пористостью 20–21 % и проницаемостью 94–110 × 10–3 мкм2, в отдельных образцах проницаемость достигает 200–300 × 10–3 мкм2.
Распределение коэффициента остаточной водонасыщенности образцов изменяется в широких пределах от 20 до 90 %, средневзвешенное значение равно 44,7 %.
Преобладающий размер обломочного материала в коллекторах: 0,09– 0,15 мм — песчаная фракция; 0,07–0,1 мм — алевритовая фракция. Содержание песчаной фракции колеблется в пределах от 60 до 80 %, алевритовой от 5 до 30 %.
Поровый состав характеризуется большим содержанием микропор радиусом менее 1 мкм. Содержание микропор в исследуемых образцах колеблется от 5 до 97 %.
Пласт БС101
Наиболее вероятные значения пористости для пласта БС101 Суторминского месторождения лежат в пределах 16–20 %. При этом пористость меняется в диапазоне 1,1–24,2 %.
Средняя проницаемость для всех образцов составляет 47,5 × 10–3 мкм2, для коллекторов 53 ×10–3 мкм2, доля непроницаемых образцов колеблется от 14 до 23%. Коэффициент остаточной водонасыщенности в коллекторах для пласта БС101 изменяется в диапазоне от 14 до 71,3 %, при среднем значении 39,6 %.
Пласт БС102
Для пласта БС102 наиболее вероятные значения пористости несколько выше, лежат в пределах 18–22 %.
Средние значения проницаемости для пласта БС102 находятся в пределах 40–50 × 10–3 мкм2. Наибольшая доля непроницаемых образцов приходится на пласт БС102 Западно-Суторминского месторождения — до 53,7 %.
Водоудерживающая способность пласта БС102 практически не отличается от значений пласта БС101.
Пласт БС11
Наиболее вероятные значения пористости проницаемых образцов керна пласта БС11 Суторминского месторождения находятся в пределах 16–18 %, максимальные значения пористости составляют 24,4 %.
Обобщая результаты исследований, следует отметить, что анализируемая выборка образцов характеризуется очень широким диапазоном изменения пористости от 1,1 до 24,2 %, что характерно для всех объектов исследования. Наибольшим средним значением пористости обладает выборка образцов пласта БС102 Суторминского месторождения, а наименьшим — выборка образцов пласта БС112 того же месторождения [47].
В таблице 2.1 приведены данные распределения пористости образцов керна по рассматриваемым месторождениям.
Таблица 2.1 — Распределение пористости образцов керна
По общей выборке
Суторминское Пласт БС102
Месторождение
Пласт БС112 Пласт БС101 Пласт БС102
Сугмутское Пласт БС9
4 5,6
3 3,4 8–10 52 7,67 7 9,59 5 10 5 6,94 0 0 8 19,51 27 30,3 10–12 47 6,75 10 13,7 3 6 4 5,56 2 2,22 3 7,32 25 28,1
Интервал изменения пористости, %
Западно-Суторминское
Пласт БС101
Количе- ство образцов
Частота, %
Количе- ство образцов
Частота, %
Количе- ство образцов
Частота, %
Количе- ство образцов
Частота, %
Количе- ство образцов
Частота, %
Количе- ство образцов
Частота, %
Количе- ство образцов
Частота, %
<6 26 6,75 2 2,74 1 2 11 15,28 7 7,78 1 2,44 6–8 14 3,37 0 0 6 12 1 1,39 2 2,22 2 4,88 12–14 38 6,75 4 5,48 0 0 14–16 52 11,96 7 9,59 2 4 16–18 68 20,55 15 20,55 1 2 18–20 69 21,17 25 34,25 6 12 9 12,5 23 25,56 6 14,63 0 0 20–22 36 11,04 3 4,11 14 28 1 1,39 6 6,67 12 29,27 0 0 22–24 11 3,37 0 0 10 20 0 0 0 0 1 2,44 0 0 >24 2 0,61 0 0 2 4 0 0 0 0 0 0 0 0
10 13,89 6 6,67 2 4,88 16 18 16 22,22 12 12,22 3 7,32 12 13,5 15 20,83 33 36,67 3 7,32 1 1,1
Количество образцов
415
73
50
72
90
41
89
Диапазон изменения
1,11–24,24
4,03–20,82
4,41–24,24
1,54–21,91
1,11–21,25
4,37–22,17
2,31–21,54
Среднее значение
15,08
15,5
17,31
13,03
15,85
15,41
13,36
28

Средняя проницаемость для всех исследуемых образцов составляет 69,5× 10–3 мкм2, для коллекторов 105 × 10–3 мкм2, доля непроницаемых образцов пласта БС11 Суторминского месторождения до 54,2 %.
Как показывает анализ результатов оценки водоудерживающей способности, коэффициент остаточной водонасыщенности в коллекторах для данного пласта изменяется в диапазоне от 12,5 до 70 %, при среднем значении 40,4 %. Характеристики гранулометрического состава образцов керна по пластам БС101, БС102, БС11 приведены в таблице 2.2.
Данные порового состава по изучаемым образцам представлены в таблице 2.3.
Таблица 2.2 — Распределение частиц по размерам продуктивных пластов Суторминского и Западно-Суторминского месторождений
Показатель
Диапазон Сред. знач.
Диапазон Сред. знач.
Диапазон Сред. знач.
Распределение частиц по размерам, % мас. > 250 мкм 100–250 мкм 50–100 мкм 10–50 мкм
Суторминское месторождение пласт БС101 2,3–64 2,6–59,1 3,9–40,4 10–34,2 20,4 31,6 17,6 19,3
Западно-Суторминское месторождение пласт БС101 1,5–43,9 16,2–55,4 5,5–31,5 8,4–39,8 15,2 42,0 16,3 19,6 Западно-Суторминское месторождение пласт БС102
0–45,6 6,7–62,3 8,7–45,2 13,3–54 13,0 29,3 19,8 30,7 Суторминское месторождение пласт БС102
< 10 мкм 3,79,8 6,7 3,3–10,5 6,1 3,5–10,6 7,3 2,3–10,6 4,5 3–16 8,1 Диапазон 4,2–70,2 10,8–64,7 2,7–22,6 7–27,7 Сред. знач. 37,2 39,4 6,2 Суторминское месторождение пласт БС11 12,7 8–64 29,5 Диапазон Сред. знач. 0–28,2 10,6–70 7,2–36 7,1 34,2 21,0 29 В целом, при наличии отдельных достаточно высоких значений проницаемости по отдельным образцам, в среднем фильтрационные свойства пластов БС по данным керна невысокие. Коллекторы представлены в основном полимиктовыми, песчано- алевролитовыми породами с небольшим (до 8–11 %) количеством карбонатного цемента. Таблица 2.3 — Результаты порометрических исследований образцов керна Показа- тель Диапазон Сред. знач. Диапазон Сред. знач. Диапазон Сред. знач. Диапазон Сред. знач. Диапазон Сред. знач. Удельный объем пустот, мм3/г Пори- стость, % Rпор, ср. взвеш., мкм Rпор, средн., мкм <1 1–2 2–5 Суторминское месторождение пласт БС101 5–10 > 10
2–36 0–32 10,9 5,9
2–34 0–41 12,7 7,7
7–32 1–50 20,5 20,5
0–40 0–19 11,3 3,8
1–28 1–21 8,6 4,5
Распределение пор по размерам, % об.
Радиус пор, мкм
30,5–140,9 7,3–26,8 0,2–6,8 0–11,9 30–95 0–26 0–43 110,6 22,2 3,0 4,0 45,9 12,6 24,7
Западно-Суторминское месторождение пласт БС101 13,9–137,2 3,5–26,3 0,7–8,9 0–15,9 26–88 4–20 4–42 107,6 21,7 3,2 5,0 46,2 12,4 20,9
Суторминское месторождение пласт БС102 49,9–153,6 11,5–28,5 1,7–10,4 0–15,6 27–74 4–11 5–40 120,8 23,6 5,3 6,1 40,2 6,9 11,9
Западно-Суторминское месторождение пласт БС102 25,5–146,1 6,2–27,5 0,2–5,0 0–7,8 35–97 1–27 1–27
111,7 22,0 2,0 2,5 66,9 8,3 9,7 Суторминское месторождение пласт БС11
87,2–119,1 18,5–23,6 0,6–5,3 0,4–7,9 34–94 2–26 1–40 105,7 21,5 2,4 3,4 54,8 13,9 18,2
Среди особенностей геологического строения рассматриваемых объектов можно отметить недонасыщенность нефтью продуктивных пластов, которая составляет от 0,53 до 0,68 долей ед., а также высокую гидрофильность пород-
коллекторов, особенно в сильно расчлененных пластах. Это является причиной высокой начальной обводненности продукции скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения, особенно на Суторминском месторождении. Начальная обводненность продукции скважин достигает 20–25 %.
Следует отметить еще одну особенность, характерную для изучаемых объектов, это существенное различие пористости, определяемой на стандартных цилиндрических образцах методом Преображенского и пористости определяемой с помощью ртутной порометрии (микропористости). Анализ данных порометрии показывает, что пористость, определенная методом ртутной порометрии (микропористость), у некоторых образцов оказывается на 8 % абс. больше пористости, измеренной методом Преображенского. Причем, необходимо отметить, что разница в микропористости и пористости у образцов с хорошими коллекторскими свойствами значительно меньше, чем у образцов с плохими коллекторскими свойствами.
Необходимо отметить также, что различие между пористостью и микропористостью характерно лишь для полимиктовых песчаников. Проведенные исследования порового состава кварцевых песчаников и карбонатов Урало-Поволжья показали хорошую сходимость результатов определения пористости методом Преображенского и ртутной порометрии [48].
Отмечаемая существенная разница между пористостью и микро- пористостью может быть связана с развитой микроструктурой порового пространства полимиктовых песчаников. При определении пористости методом Преображенского, когда насыщение образцов проводится лишь под вакуумом, микропоры недонасыщаются жидкостью, и метод Преображенского может давать заниженные результаты. При определении же пористости методом ртутной порометрии, где насыщение образца ртутью происходит от вакуума до 200 МПа, микропоры оказываются задействованы в определении объема пор. Поэтому видимо, данные порометрии дают более высокие значения пористости, нежели метод Преображенского. В пользу этого предположения
указывает то, что в образцах с плохими коллекторскими свойствами, т. е. с 31

развитой микроструктурой порового пространства и содержанием микропор более 70 %, отмечается более существенная разница при определении пористости методом Преображенского и ртутной порометрии по сравнению с образцами с хорошими коллекторскими свойствами, у которых доля микропор в поровом объеме не так существенна. Однако и в образцах с хорошими коллекторскими свойствами эта разница составляет величину 3–5 % абс. [29, 30, 48].
2.3 Прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств, структуры порового пространства и остаточной водонасыщенности
по гранулометрическому составу статистическими методами
Относительная простота проведения анализа гранулометрического состава позволяет использовать особенности статистического распределения этих параметров для оценки значений величин, определяемых более сложной методикой измерений. Также следует отметить, что при проведении анализа гранулометрического состава не обязательно наличия стандартной колонки керна. Так на базе лабораторных исследований ряда образцов устанавливается корреляционная зависимость между исследуемыми показателями породы и результатами гранулометрического анализа. Полученные зависимости используются для оценки величины интересующего параметра при наличии данных гранулометрического состава.
Методика прогноза включает следующие основные этапы:
— получение статистических характеристик по всем требуемым параметрам по имеющимся лабораторным исследованиям керна;
— проведение корреляционного анализа между основными фильтрационно-емкостными и структурными свойствами и гранулометрическим составом исследуемых терригенных образцов;
— проведение множественного регрессионного анализа между распределением частиц по размерам и основными фильтрационно-емкостными и структурными свойствами;
— сохранение построенных статистических моделей для построения прогноза основных фильтрационно-емкостных свойств и для получения информации о структуре порового пространства терригенных полимиктовых пород-коллекторов исследуемых месторождений [29, 48, 49].
2.3.1 Сводные статистические характеристики исследуемых параметров
Первоначально, статистический анализ результатов исследования образцов керна Сугмутского, Суторминского и Западно-Суторминского месторождений проводили отдельно по каждому месторождению.
Сравнение методом U-критерия Уилкоксона, Манна и Уитни [23] полученных данных пористости, абсолютной проницаемости, коэффициента остаточной водонасыщенности, распределения частиц по размерам и структуры порового пространства образцов между рассматриваемыми выборками показало, что распределение перечисленных показателей образцов керна принадлежат к одной генеральной совокупности (односторонний критерий,  = 0,025). Исходя из этого, результаты статистических исследований объединили в единую выборку.
По построенной выборке провели статистический анализ показателей пористости и проницаемости образцов, результаты на рисунках 2.1–2.3.
По результатам анализа можно сделать вывод, что представленная единая выборка образцов характеризуется очень широким диапазоном изменения пористости от 3,2 до 24,2 %, при средней величине 17,2. Диапазон изменения проницаемости от 1,13 до 804 ×10–3 мкм2. Среднее значение проницаемости выборки составило 75,97 × 10–3 мкм2, средневзвешенное — 89,9 × 10–3 мкм2. Непроницаемые образцы в статистическом анализе не учитывали.
Закон распределения пористости является нормальным с максимальным значением в интервале от 17,9 до 20 %, распределение абсолютной проницаемости характеризуется логнормальным законом распределения.
Рисунок 2.1 — Распределение пористости образцов керна сводной выборки по месторождениям
Рисунок 2.2 — Распределение проницаемости образцов керна сводной выборки по месторождениям
34

Далее построена гистограмма распределения коэффициента остаточной водонасыщенности, гранулометрического состава и результатов порометрии по единой выборке. Результаты анализа коэффициента остаточной водонасыщенности приведены на рисунке 2.4.
Рисунок 2.3 — Распределение логарифма проницаемости образцов керна сводной выборки по месторождениям
Рисунок 2.4 — Распределение величины коэффициента остаточной водонасыщенности образцов керна сводной выборки по месторождениям
35

Данные исследования гранулометрического состава и результаты порометрии приведены в таблицах 2.4, 2.5.
Таблица 2.4 — Результаты статистических исследований гранулометрического состава образцов керна сводной выборки по месторождениям
Размер
частиц, мкм Минимальное
> 250 0,21 100–250 2,31 50–100 0,68 10–50 0,79 < 10 0,22 Значение Максимальное 96 40,40 46,42 15,67 Среднее 13,42 41,49 16,37 21,38 7,18 Средневзвешенное 14,85 41,43 16,26 21,24 7,17 Как показывает анализ результатов оценки водоудерживающей способности, коэффициент остаточной водонасыщенности для исследуемых выборок образцов изменяется в очень широких пределах от 6,3 до 97,36 %. Среднее значение составило 33 %, средневзвешенное — 33,2 %. Таблица 2.5 — Результаты статистических исследований результатов порометрии образцов керна сводной выборки по месторождениям Параметр Значение Минимальное Максимальное Среднее Средневзвешеное Размер пор < 1 мкм 22,90 Размер пор 1–2 мкм 1 Размер пор 2–5 мкм 0 Размер пор 5–10 мкм 0 Размер пор 10 мкм 0 Микропористость, % 1,52 Уд. объем пустот, мм3/г 5,83 Радиус пop ср. взв., мкм 0,24 Радиус пop ср., мкм 0,01 96,60 25 54,50 39 50 28,54 153,62 10,39 15,86 46,71 10,56 23,47 11,99 7,27 20,52 100,60 3,27 4,04 46,69 10,54 23,52 12,14 7,16 20,63 100,46 3,25 3,97 36 Анализ данных таблицы 2.4 показывает, что в исследуемых образцах содержание крупных частиц (более 250 мкм) колеблется в очень широких пределах от 0,21 до 96 %. Содержание же пелитовой фракции не превышает 15,67 %. Так же, содержание частиц размером 100–250 мкм имеет достаточно большие показания до 70 %. Содержание частиц размером 50–100 мкм находится в пределах от 0,68 до 40,4 %, а содержание частиц размером 10–50 мкм изменяется от 0,79 до 46,42 %. Согласно данным таблицы 2.5, содержание пор размером < 1 мкм в образцах имеет наибольшее значение и изменяется от 22,9 до 96,6 %, т. е. некоторые образцы керна в основном имеют поры размером < 1 мкм. В то время как присутствие пор размером 1–2 мкм изменяется в пределах от 1 до 25 %, поры этого размера имеют наименьшее присутствие. Поры размером 2–5 мкм, 5–10 мкм, > 10 мкм имеют приблизительно один и тот же показатель их содержания — до 40–50 %. В некоторых образцах их наличие совсем не установлено.
2.3.2 Оценка взаимосвязи фильтрационно-емкостных свойств, структуры порового пространства и гранулометрического состава исследуемых образцов
На следующем этапе исследований провели парный корреляционный анализ между дисперсным составом и основными фильтрационно-емкостными и структурными свойствами исследуемых образцов единой выборки.
Виды зависимостей выбирали с условием максимального коэффициента корреляции между исследуемыми параметрами (рисунки 2.5–2.7).
Зависимости основных фильтрационно-емкостных свойств и распределения пор по размерам от степени дисперсности частиц приведены в таблицах 2.6–2.10.
Содержание частиц менее 10 мкм, т. е. глинистость, влияет на все ФЕС
коллектора. Анализ данных таблицы 2.6 показывает, что частицы менее 10 мкм 37

в основном формируют поровое пространство радиусом менее 1 мкм, на что указывает положительный и значимый коэффициент корреляции, равный 0,525. Прямая зависимость рассматриваемых параметров от глинистости отмечается лишь для коэффициента остаточной водонасыщенности, коэффициент корреляции равен 0,459. Все другие интегральные характеристики (пористость, проницаемость, удельный объем пустотного пространства, средний радиус пор) имеют с глинистостью обратную значимую связь.
Рисунок 2.5 — Виды зависимостей величины размера пор до 10 мкм от содержания частиц менее 10 мкм по образцам керна для сводной выборки
Такая же картина наблюдается и при анализе влияния содержания частиц размером 50–100 мкм на исследуемые свойства пород-коллекторов (таблица2.8). Частицы этого размера формируют более крупные поры размером менее 5 мкм. Количество этой фракции в основном оказывает отрицательное влияние на проницаемость коллектора, коэффициент парной корреляции равен –0,568, и на содержание крупных пор радиусом более 10 мкм, коэффициент парной корреляции равен –0,547. На емкостные
характеристики (пористость и коэффициент остаточной водонасыщенности) содержание данной фракции частиц имеет более слабое влияние, на что указывает уменьшение коэффициента парной корреляции до 0,38.
Таблица 2.6 — Зависимости основных ФЕС и распределения пор по размерам от содержания частиц менее 10 мкм
Параметр, ед. изм.
Пористость, %
Логарифм проницаемости
Коэффициент остаточной водонасыщенности, % Удельный объем пустотного пространства, мм3/г Средний радиус пор, мкм
Содержание пор размером, мкм, % объема пор:
от 5 до 10 от 2 до 5 от 1 до 2 менее 1 от 5 до 10
Вид уравнения
у = –0,645x + 21,822
у = –0,13022x + 2,34
у = 2,858 exp(0,0237 ln(x)) у = –5,551x + 140,44
у = 9,616 exp(–0,130x)
у = 29,513 exp(–0,217x) у = –0,062 lg(x) + 1,359 у = 28,828x–0,11117
у = –0,0641x + 11,019 у = 27,562 exp(0,0703x)
Коэффициент корреляции –0,531 –0,559 0,459 –0,541 –0,476
–0,417 –0,411 –0,091 –0,043 0,525
Рисунок 2.6 — Виды зависимостей пористости от содержания частиц от 10 мкм до 50 мкм по образцам керна для сводной выборки
Примерно такой же характер влияния на емкостные и структурные свойства отмечается и у более крупных частиц размером 10–50 мкм (таблица2.7). Содержание этих частиц заметно влияет на проницаемость породы, коэффициент корреляции равен –0,626, и средний радиус поровых каналов коэффициент корреляции с которым равен –0,491. Влияние этой фракции имеет подчиненное влияние на пористость коллектора коэффициент корреляции равен –0,487, и на коэффициент остаточной водонасыщенности, коэффициент корреляции с которым равен 0,467. Частицы этого размера формируют в основном поровое пространство размером менее 2 мкм, и, напротив, они не могут образовывать большие поры, размером более 5 мкм, на что указывают значимые и достаточно высокие коэффициенты корреляции.
Таблица 2.7 — Зависимости основных ФЕС и структурных параметров от содержания частиц размером 10–50 мкм по образцам керна
Параметр, ед. изм.
Пористость, %
Логарифм проницаемости
Коэффициент остаточной водонасыщенности, % Удельный объем пустотного пространства, мм3/г Средний радиус пор, мкм
Содержание пор размером, мкм, % объема пор:
от 5 до 10 от 2 до 5 от 1 до 2 менее 1 от 5 до 10
Вид уравнения
у = 21,683exp(–0,011x) у = –0,0453x + 2,373
у = 0,026 ln(x) + 2,862 у = 134,73 exp(–0,0141x) у = 9,43 exp(–0,0432x)
у = 1,39 exp(–0,038 lg x) у = –0,0193 lg(x) + 1,33 у = –0,212x + 27,985
у = 9,94 exp(0,0028x) у = 1,037x + 24,587
Коэффициент корреляции –0,487 –0,626 0,467 –0,419 –0,491
–0,514 –0,421 –0,147 0,0596 0,529
40

Рисунок 2.7 — Виды зависимостей абсолютной проницаемости от содержания частиц 50–100 мкм, по образцам керна
Таблица 2.8 — Зависимости основных ФЕС и структурных параметров от содержания частиц размером 50–100 мкм
Параметр, ед. изм.
Вид уравнения
Коэффициент корреляции
Пористость, %
Логарифм проницаемости
Коэффициент остаточной водонасыщенности, % Удельный объем пустотного пространства, мм3/г Средний радиус пор, мкм
Содержание пор размером, мкм, % объема пор:
от 5 до 10 от 2 до 5 от 1 до 2 менее 1 от 5 до 10
у = –2,29 ln(x) + 23,218 у = 2,489 exp(–0,0377x) у = 2,702 ln(x)0,085715
у = –14,07 ln(x) + 137,588 у = 8,446 exp(–0,0502x)
у = 36,386 exp(–0,128x) у = 1,305 exp(–0,022 ln(x)) у = 0,306x + 18,463
у = 1,135 ln(x) + 7,574
у = 5,579×0,225
–0,587 –0,668 0,597 –0,473 –0,538
–0,647 –0,481 0,279 0,230 0,418
41

Несколько иной характер влияния на фильтрационно-емкостные и структурные свойства отмечается у фракции 100–250 мкм. В этом случае, как видно из данных таблицы 2.9, ни один из исследуемых параметров не имеет значимых коэффициентов корреляции с содержанием частиц размером 100–250мкм, несмотря на то, что этот параметр является наиболее представительным среди других категорий дисперсности частиц. Содержание частиц этого размера изменяется от 2,1 до 70 % и имеет среднее значение 41,4 %. Иными словами, наиболее представительная фракция частиц является неинформативным параметром для фильтрационно-емкостных и структурных свойств изучаемых гранулярных коллекторов исследуемых месторождений, что вполне объяснимо.
Таблица 2.9 — Зависимости основных ФЕС и структурных параметров от содержания частиц размером 100–250 мкм
Параметр, ед. изм.
Пористость, %
Логарифм проницаемости
Коэффициент остаточной водонасыщенности, % Удельный объем пустотного пространства, мм3/г Микропористость, % объема пор
Средний радиус пор, мкм
Содержание пор размером, мкм, % объема пор:
от 5 до 10 от 2 до 5 от 1 до 2 менее 1 от 5 до 10
Вид уравнения
y = 14,979 exp(0,0033x) y = 0,823 exp(0,012x) y = –0,117x + 38,05
y = 82,39 exp(0,0047x) y = 17,116 exp(0,0043x) y = 2,936 exp(0,0075x)
y = 0,524 exp(0,0059 lg(x)) y = 4,195 exp(0,0238x)
y = 15,736 exp(0,0094x) y = –0,024x + 11,55
y = –0,438x + 64,86
Коэффициент корреляции 0,227 0,356 –0,104 0,22 0,236 0,138
0,133 0,348 0,22 –0,08 –0,35
В таблице 2.10 представлены зависимости основных фильтрационно- емкостных свойств и структурных параметров от содержания частиц размером более 250 мкм.
Как показывает анализ данных таблицы 2.10, коэффициенты корреляции содержания частиц размером более 250 мкм с исследуемыми параметрами характеризуются весьма низкими значениями. Наибольший коэффициент корреляции отмечается у зависимости содержания частиц этой фракции с содержанием крупных пор радиусом более 10 мкм, который равен 0,518.
Таблица 2.10 — Зависимости основных ФЕС и структурных параметров от содержания частиц размером более 250 мкм
Параметр, ед. изм.
Вид уравнения
Коэффициент корреляции
Пористость, %
Логарифм проницаемости
Коэффициент остаточной водонасыщенности, % Удельный объем пустотного пространства, мм3/г Средний радиус пор, мкм
Содержание пор размером, мкм, % объема пор:
от 5 до 10 от 2 до 5 от 1 до 2 менее 1 от 5 до 10
y = 0,0658x + 16,312
y = 0,0145x + 1,211
y = –10,309 lg(x) + 40,25 y = 91,12 exp(0,126 lg(x)) y = 0,0713x + 3,074
y = 1,7427×0,602
lg(y) = 0,84 exp(0,14 lg(x)) y = 29,613 exp(–0,335 lg(x)) y = 0,42 lg(x) + 10,24
y = –0,22x + 49,64
0,326
0,375 –0,404 0,248 0,409
0,518
0,181 –0,341 0,058 –0,207
Таким образом, проведенный корреляционный анализ показал, что на основные фильтрационно-емкостные свойства и структурные параметры гранулярных коллекторов оказывают большее влияние содержание мелких частиц, размером менее 10 мкм и 10–50 мкм, а также частиц размером 50–100 мкм. Иными словами, содержание мелких и средних частиц размером менее 100 мкм предопределяет фильтрационно-емкостные и структурные свойства коллекторов исследуемых месторождений [29, 48].
2.3.3 Оценка взаимосвязи распределения частиц по размерам и основными фильтрационно-емкостными и структурными свойствами
Множественная регрессия — это регрессионная модель, согласно которой, моделируемое значение переменной Y выражается как функция одной или нескольких предсказывающих переменных X. Множественный регрессионный анализ позволяет найти уравнение связи с несколькими независимыми переменными результативного признака [23].
В разделе диссертации приводятся результаты множественного регрессионного анализа между распределением частиц (>250 мкм; 100–250 мкм; 50–100 мкм; 10–50 мкм; <10 мкм) и основными фильтрационно- емкостными и структурными свойствами. В качестве входных переменных использованы данные распределения частиц по размерам с наибольшими коэффициентами корреляции. Выходными характеристиками являлись интегральные параметры — фильтрационно- емкостные и структурные свойства кернового материала, т. е. пористость, логарифм проницаемости, коэффициент остаточной водонасыщенности, удельный объем пустотного пространства, средний радиус пор, содержание пор размером более 10 мкм, содержание пор размером от 5 до 10 мкм, содержание пор размером от 2 до 5 мкм, содержание пор размером от 1 до 2 мкм, содержание пор размером менее 1 мкм. Полученные результаты множественного регрессионного анализа приведены в таблице 2.11. Уравнение множественной регрессии в общем виде имеет вид: У = А0 + А1d<10 + A2d10–50 + A3d50–100 + A4d100–250 + A5d>250,
где У — исследуемый параметр; А0, А1, А2, А3, А4, А5 — коэффициенты уравнения множественной регрессии; d<10, d10–50, d50–100, d100–250, d>250 — содержание частиц определенного размера, % мас.
Таблица 2.11 — Значения коэффициентов уравнения множественной регрессии между основными фильтрационно-емкостными и структурными свойствами и распределением частиц по размерам по образцам керна сводной выборки по месторождениям
Параметр, ед. изм.
Пористость, %
Логарифм проницаемости
Коэффициент остаточной водонасыщенности, % Удельный объем пустотного пространства, мм3/г
Средний радиус пор, мкм
Содержание пор размером, мкм, % объема пор:
от 5 до 10 от 2 до 5 от 1 до 2 менее 1 от 5 до 10
Значения коэффициентов уравнения множественной регрессии
Коэффициент множественной корреляции
0,561 0,696
0,584
0,547 0,555
0,613 0,490 0,387 0,199 0,584
A0 A1 A2 22,870 –0,449 –0,056
2,826 –0,046 –0,025
13,520 1,506 0,330 0,170 0
A5 –0,009
–0,004 –0,053
–0,177 0,017
0,145 0
A3 A4 –0,069 0
–0,030 0
149,00 –5,592 –0,115 7,746 –0,190 –0,068
15,870 –0,083 –0,162 12,590 –1,255 0,179 –10,81 0 –0,068
–0,210 0 –0,069 0
–0,396 0 –0,212 0,195
0,886 0,431 0,248 0,051 0,088 –0,013 0 31,990 2,049 0,397 0,019 –0,212 0
10,850 –0,317
Таким образом, мы получили коэффициенты уравнения при определенных размерах частиц, для каждого исследуемого нами параметра, которые характеризуют фильтрационно-емкостные и структурные свойства коллекторов.
Согласно данным таблицы 2.11, результаты проведенного множественного регрессионного анализа позволили увеличить тесноту связи между исследуемыми параметрами, на что указывает возросший коэффициент корреляции по сравнению с парным корреляционным анализом. Множественный регрессионный анализ показал, что полученные уравнения
удовлетворительно описывают экспериментальные данные по критерию Фишера. Полученные статистические модели позволяют с достаточной степенью точности по результатам дисперсионного анализа рассчитывать основные фильтрационно-емкостные свойства и получать информацию о структуре порового пространства.
Иногда в нефтепромысловой практике важно знать закон распределения пор по размерам. В связи с этим на следующем этапе обработки экспериментальных данных были получены законы распределения пор по размерам по данным дисперсионного анализа гранулярных пород-коллекторов. С этой целью для каждого образца керна по данным порометрии была построена интегральная (кумулятивная) кривая распределения пор по размерам. Каждая построенная интегральная кривая была аппроксимирована уравнением в виде:
У = 1 – ехр(–KRN),
где У — содержание пор, доли ед.; R — радиус поровых каналов, мкм; K, N — коэффициенты уравнения аппроксимации.
Необходимо подчеркнуть, что при аппроксимации данных порометрии коэффициенты корреляции между фактическими и расчетными данными были очень высоки. Высокие коэффициенты корреляции говорят о достоверности проведенной аппроксимации. Далее для полученных значений коэффициентов уравнения K и N получены регрессионные зависимости от результатов дисперсионного анализа образцов керна (распределения частиц по размерам). Проведенная процедура позволяет по распределению частиц по размерам судить о структуре порового пространства.
В результате получены зависимости для коэффициентов уравнения аппроксимации:
K= 0,37339 – 0,0085d100–250 – 0,00342d50–100 + 0,01142d10–50 + 0,06982d<10 с коэффициентом множественной корреляции 0,555; N = 1,1754 – 0,0955 ln(d>250) – 0,003d100–250 + 0,00121d50–100 –– 0,00761d10–50, с коэффициентом множественной корреляции 0,402.
Полученные зависимости адекватно описывают экспериментальные данные по критерию Фишера. Таким образом, проведенная процедура позволяет по распределению частиц по размерам судить о структуре порового пространства [29, 48].
2.4 Выводы
Анализ результатов лабораторных исследований кернового материала, показал наличие статистически значимых и устойчивых зависимостей основных фильтрационно-емкостных и структурных свойств от гранулометрического состава коллекторов. Характеризуя в целом проведенные исследования, можно заключить:
— проведенный корреляционный анализ показал, что на основные фильтрационно-емкостные свойства и структурные параметры гранулярных коллекторов оказывают большее влияние содержание частиц мелких и средних частиц размером менее 10 мкм и 10–50 мкм, а также частиц размером 50–100 мкм;
— полученные на основании проведенных исследований статистические модели позволяют с достаточной степенью точности по результатам дисперсионного анализа рассчитывать основные фильтрационно-емкостные свойства и получать информацию о структуре порового пространства терригенных полимиктовых пород-коллекторов нефтяных месторождений Сургутского НГР, что дает возможность в условиях малой информативности (например, при сильной разрушенности кернового материала, затрудненности проведения полного комплекса лабораторных исследований) получать прогнозные данные о фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов и структуре порового пространства. Эти результаты могут быть востребованы при решении задач оперативной оценки поступающего материала.
3 ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ НЕОДНОРОДНЫХ ГЛИНИЗИРОВАННЫХ ПОРОД–КОЛЛЕКТОРОВ В СВЯЗИ С ИХ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕНИЕМ
Для месторождений Западной Сибири, нефтенасыщенные пласты которых характеризуются высокой литологической изменчивостью и, как следствие, значительной неоднородностью, выявление причин формирования остаточной нефти при разработке залежи требует детального теоретического обоснования с изучением коллекторов на микроуровне. Группа пластов БС месторождений Сургутского нефтегазоносного района характеризуется тем, что обводненность продукции скважин опережает показатели выработки запасов нефти на 10–15 % [43]. Быстрое обводнение продукции скважин пластов БС10, часто связанное с прорывами воды, обусловлено недостаточно эффективной системой воздействия на пласт, а именно способностью закачиваемой воды вытеснять нефть из пласта. Данная проблема напрямую связана с изменчивостью ФЕС коллекторов. Понимание этой проблемы возможно при комплексном изучении взаимодействия, взаимосвязи пород и флюидов в пластовых системах. При рассмотрении пластовых систем необходимо учитывать как вещественный состав пород, так и физические процессы и явления, возникающие, действующие на границе раздела газа и жидкости, между двумя несмешивающимися жидкими фазами, а также между жидкостями и горной породой.
3.1 Изучение влияния смачиваемости на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов
Смачиваемость горной породы, слагающей коллектор, является важным параметром, от которого зависит характер распределения флюидов в поровом пространстве и, как следствие, эффективность выработки запасов любого
нефтегазового месторождения. Смачиваемость поверхности горных пород 48

влияет на динамику фильтрации флюидов в поровой среде, а также на их распределение в пласте-коллекторе. Процесс вытеснения нефти водой в значительной мере зависит от смачиваемости [43, 44].
На практике недооценка этого фактора может привести к росту обводненности добываемой продукции, высокому значению остаточной нефти в пласте и, как следствие, к низкой выработке запасов нефти. Изучение структуры порового пространства и оценка смачиваемости является важной задачей, правильное решение которой позволяет вести более эффективную разработку нефтяных месторождений [31–35].
Целью данного раздела работы является изучение смачиваемости скелета пород продуктивных пластов БС101 и БС102 нефтегазоконденсатного месторождения Сургутского нефтегазоносного района по данным лабораторного анализа керна, а также изучение взаимосвязи смачиваемости с филь-трационными параметрами и геологическими особенностями пластов [43].
3.1.1 Исходные данные лабораторного исследования керна
Степень смачиваемости водой поверхности пустотного пространства породы в проводимых исследованиях определяли методом капиллярной пропитки при моделировании в них остаточной воды (по методу Тульбовича [35]). Всего рассмотрено 48 образцов из семи скважин (таблица 3.1).
Параметр смачиваемости M рассчитывали по формуле:
(3.1)
где Р1 — масса исходного водокеросинонасыщенного образца; Р2 — масса образца после самопроизвольного впитывания воды и вытеснения керосина после 20-часовой выдержки образца в воде; Р3 — масса образца после центрифугирования.
Таблица 3.1 — Результаты определения смачиваемости
Пласт
Характер
No п/п
123456789 10
1 БС101 335
2 БС101 335
3 БС101 335
4 БС101 335
5 БС101 335
6 БС101 335
7 БС102 335
8 БС102 335
9 БС102 335
10 БС102 1943
11 БС102 1943
12 БС102 1943
13 БС102 1943
14 БС102 1943
15 БС102 1943
16 БС102 1943
17 БС102 1943
18 БС102 1943
19 БС102 673
20 БС102 673
21 БС112 673
22* БС102 1943
23* БС102 1943
24* БС102 1943
25 БС101 364
26 БС101 364
27 БС101 364
28 БС101 364
29 БС101 364
30 БС101 364
31 БС101 364
32 БС102 387
11 18,8 30 12 13,9 8 16 19,9 49 20 18,9 59 28 17,4 16 33 17,1 12 42 21,1 43 45 20,4 28 46 18,6 13
3 21,5 804 5 22,7 570 7 24,2 461 8 23 506 9 20,3 341
10 19,8 269 11 23,4 171 12 23,8 371 13 23,7 305 2 17,5 19 4 19,5 75 17 16,6 1
3 21,5 804
8 23 506 11 23,4 171 1 17,1 14 2 18 86
3 20,08 157 4 19,9 170 5 21,13 480 6 20,61 333 7 20,29 277 8 22,22 116
24,5 46,63 0,92 44,7 51,52 0,86 25,6 54,65 0,93 22,2 57,98 0,94 25,7 48,27 0,93
26 48,61 0,87 24,8 59,1 0,94 28 55,71 0,82 31,3 57,55 0,83 20,5 71,66 0,07 17,2 81,15 0,23 16,5 76,06 0,29
14,6 70,43 0,098 19,7 77,95 0,28 20,5 75,25 0,29 16,8 71,86 0,33
17 75,82 0,32 17,3 78,51 0,35 23,2 54,1 0,92
17 52,58 0,98 33,4 56,26 0,75 20,5 67,83 0,33 14,6 65,56 0,25 16,8 70,51 0,32 0,27 50,24 0,91 0,55 51,44 0,97
42,44 70,69 0,92 1,10 67,75 0,93 40,14 80,03 0,41 34,57 75,44 0,34 36,19 72,21 0,77 46,03 60,39 0,69
Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофобный Пр. гидрофобный Пр. гидрофобный Чис.гидрофобный Пр. гидрофобный Пр. гидрофобный Пр. гидрофобный Пр. гидрофобный Пр. гидрофобный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Пр. гидрофильный Пр. гидрофобный Пр. гидрофобный Пр. гидрофобный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный
Смеш.смачиваемость Пр. гидрофобный Пр.гидрофильный Пр.гидрофильный
50
No скважины No образца
Пористость m, %
Коэффициент проницаемости K, мкм2×10-3
Остаточная водо- насыщенность, Ков, %
Коэффициент вытеснения Кв, %
Параметр смачивае- мости M, доли ед.

Продолжение табл. 3.1 123456789 10
33 БС102
34 БС101
35 БС101
36 БС101
37 БС101
38 БС101
39 БС101
40 БС101
41 БС101
42 БС101
43 БС102
44 БС102
45 БС102
46 БС102
47 БС102
48 БС102
387 24 20,5 111 6,20 685 1 19,4 154 0,15 685 4 17,6 67 0,58 685 5 19,8 234 0,73 685 6 17,9 57 0,88 685 7 18 93 1,02 685 15 19 105 2,19 685 16 16,1 28 2,34 685 18 18,9 73 2,63 685 26 17,28 25 35,63 2011 4 19,56 37 51,62 2011 18 19,31 165 34,02 2011 27 17,96 30 50,91 2011 30 20,71 212 31,38 2011 39 21,42 143 40,38 2011 47 16,68 61 34,94
73,85 0,43 56,19 0,92 70,56 0,96 67,51 0,56 64,97 0,96 59,71 0,98 57,37 0,93 51,32 0,99 58,39 0,98 69,11 0,83 48,89 0,90 63,79 0,67 81,16 0,68 69,06 0,81 66,11 0,67 66,49 0,46
Смеш.смачиваемость Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Смеш.смачиваемость Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Чис.гидрофильный Пр.гидрофильный Пр.гидрофильный Чис.гидрофильный Пр.гидрофильный Смеш.смачиваемость
Величина параметра смачиваемости в диапазоне 0  М < 0,2 характеризует поверхность породы, как чисто гидрофобную, при величине смачиваемости 0,8 < M  1 — поверхность породы чисто гидрофильная. При значении параметра 0,6 < M < 0,8 — поверхность породы характеризуется как преимущественно гидрофильная, при 0,2 < M < 0,4 — как преимущественно гидрофобная, а при 0,4 < M < 0,6 — поверхность породы обладает смешанной степенью смачиваемости. Результаты дисперсии параметра смачиваемости M, а также сопутствующих значений ФЕС для каждой группы приведены в таблице 3.2. Анализ данных таблицы 3.2 показывает, что смачиваемость исследуемых образцов изменяется в широком диапазоне данных — от чисто гидрофильных до чисто гидрофобных. Характерной чертой исследуемых образцов является очень малое количество среди них образцов с промежуточной степенью смачиваемости. Иными словами, исследуемая выборка образцов характеризуется четко выраженной полярностью смачиваемости [42, 43]. Таблица 3.2 — Характеристики исследуемых образцов керна Характер смачиваемости Значение параметра Чисто гидрофильный Преимущественно гидрофильный Смешанная смачиваемость Преимущественно гидрофобный Чисто гидрофобный min 13,85 8 max 20,71 212 min 16,6 1 max 22,22 277 min 16,68 61 max 21,13 480 min 19,76 171 max 24,24 804 min 21,5 506 max 23 804 16,95 46,63 0,81 51,62 70,69 0,99 33,38 56,26 0,67 50,91 81,16 0,77 23,92 66,49 0,41 40,14 80,03 0,56 14,61 65,56 0,23 34,57 81,15 0,35 14,61 70,43 0,07 20,46 71,66 0,1 3.1.2 Оценка взаимосвязи смачиваемости с основными фильтрационно- емкостными свойствами В таблице 3.3 приведены коэффициенты корреляции по всему объему выборки основных ФЕС образцов керна. Согласно данным таблицы 3.3, параметр смачиваемости M обладает хорошей отрицательной корреляцией с пористостью m, проницаемостью K и коэффициентом вытеснения Kв, а также удовлетворительной положительной корреляцией с коэффициентом остаточной водонасыщенности Kов. Однако при анализе распределения указанных параметров относительно друг друга (рисунки 3.1–3.4) видно, что полученные по всему объему выборки корреляционные коэффициенты описывают данные распределения недостаточно точно, за исключением соотношений т–Kов, т–Kв и K–Kв, которые характеризуют весь объем исследуемой выборки. Пористость m, % Коэффициент проницаемости K, мкм2×10–3 Остаточная водонасыщенность, Ков, % Коэффициент вытеснения Кв, % Параметр смачиваемости M, доли ед. Таблица 3.3 — Корреляционная диаграмма по основным фильтрационно- емкостным параметрам образцов керна Свойства и параметры образцов керна 1 0,650 –0,550 0,585 –0,680 Пористость m Коэффициент проницаемости K Остаточная водонасыщенность Ков Коэффициент вытеснения Кв Параметр смачиваемости М 1 –0,470 0,606 –0,795 –0,218 1 0,513 –0,724 1 По характеру распределения точек зависимости параметра смачиваемости от пористости, коэффициентов проницаемости, остаточной водонасыщенности и вытеснения (рисунки 3.1–3.4) можно выделить три группы точек, соответствующих образцам с гидрофильным (верхнее «облако» точек), гидрофобным (нижнее «облако» точек) и промежуточным (среднее «облако» точек) типом смачиваемости. Каждая группа выделены на основании распределения точек зависимостей смачиваемости образцов от ФЕС по исследуемым скважинам, т. е. для образцов керна каждой скважины определяли превалирующий тип смачиваемости и тренд зависимости от ФЕС. Средний тренд зависимости для каждой группы определяли по всем образцам, входящим в данную группу. Согласно этому подходу, скважины в зависимости от превалирующего типа смачиваемости исследуемых образцов керна распределили по группам скважины No 335, 364, 673 и 685 отнесены к гидрофильной группе, скважины No 387 и 2011 – к группе с промежуточным типом смачиваемости, скважина No 1973 — к гидрофобной группе. Пористость m Коэффициент проницаемости K Остаточная водонасыщенность, Ков Коэффициент вытеснения Кв Параметр смачиваемости M 1,00 0,95 0,90 0,85 0,80 0,75 0,70 0,65 0,60 0,55 0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 7 184 4 62 12 47 28 12 26 46 20 15 16 1143 4 10 9 45 30 6 5 3 8 8 11 11 12 скв. 335; скв. 364; скв. 387; скв. 673; скв. 685; скв. 1973; скв. 2011 13 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 Пористость m , % Рисунок 3.1 — Зависимость распределения параметра смачиваемости М от пористости m Рисунок 3.2 — Зависимость распределения параметра смачиваемости М от проницаемости K Показатель смачиваемости M 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 6 7 18 4 16 20 4 2 12 68 11 15 27 скв. 335; скв. 364; скв. 387; скв. 673; скв. 685; скв. 1943; скв. 2011 13 11 3 7 910 5 112 2 1 33 46 30 18 1 47 7 39 12 4 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Остаточная водонасыщенность KOB , % Рисунок 3.3 — Зависимость распределения параметра смачиваемости М от коэффициента остаточной водонасыщенности Kов 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 Рисунок 3.4 — Зависимость распределения параметра смачиваемости М от коэффициента вытеснения Kв 16 4 18 7 152042 4 11 28 64 33 2 1 45 8 18 47 3 8 26 30 11 11 24 12 10 7 9 скв. 335; скв. 364; скв. 387; скв. 673; скв. 685; скв. 1943; скв. 2011 3 27 5 45 50 55 60 65 70 75 80 85 Коэффициент вытеснения KB , % Параметр смачиваемости M Параметр смачиваемости M Зависимость параметра M от пористости имеет слабо выраженный обратно пропорциональный характер для гидрофильной и гидрофобной группы образцов исследуемой выборки (см. рисунок 3.1). Для группы образцов с промежуточным типом смачиваемости зависимость прямо пропорциональна, с более выраженным наклоном, чем у гидрофильной и гидрофобной групп. Гидрофобная группа точек обладает наименьшей дисперсией по пористости, относительно гидрофильной и промежуточной групп, дисперсии которых примерно равны. Среднее значение пористости у гидрофобной группы составляет 22,3 %, что выше, чем у промежуточной и гидрофильной группы, средние значения пористости которых составляют 19,7 и 18,5 %, соответственно. Зависимость параметра M обратно пропорциональна величине проницаемости только для гидрофобной группы образцов (см. рисунок 3.2). Для гидрофильной и промежуточной групп зависимость параметра M прямо пропорциональна величине проницаемости, при этом у групп с промежуточной смачиваемостью сохраняется более выраженный характер зависимости, как и в случае m–M. Гидрофобная группа имеет выраженную обратно пропорциональную зависимость параметра M от K. Средние значения по группам распределились от гидрофильной к гидрофобной в порядке увеличения – 0,065, 0,124 и 0,435 мкм2. Величина дисперсии также увеличивается в том же порядке: от гидрофильной группы к гидрофобной. Зависимость параметра M от коэффициента остаточной водонасыщенности Kов прямо пропорциональна для всех трех групп образцов (см. рисунок 3.3). Облако группы гидрофильных точек имеют вытянутую относительно оси абсцисс форму, что, в совокупности с малым углом наклона зависимости, говорит о слабой зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности от характера смачиваемости образцов данной группы. Среднее значение коэффициента остаточной водонасыщенности для данной группы составляет 31,4 %. Гидрофобная группа образцов в целом имеет низкий коэффициент остаточной водонасыщенности (среднее значение Kов по этой 56 группе составляет 17,6 %) и слабо выраженную зависимость М – Kов. Промежуточная группа обладает наиболее выраженной зависимостью параметра М от коэффициента остаточной водонасыщенности, среднее значение Kов равно 32,8 %. Величина дисперсии повышается от гидрофобной группы к гидрофильной. По характеру распределения точек на рисунке 3.4 можно сделать следующие выводы: зависимость параметра смачиваемости от коэффициента вытеснения для гидрофильной и промежуточной групп не наблюдается, для гидрофобной группы эта зависимость имеет слабо выраженный обратно пропорциональный характер. Среднее значение коэффициента вытеснения увеличивается от гидрофильной группы к гидрофобной и составляет 56,8, 67 и 73,3 % соответственно. Величина дисперсии у гидрофобной группы значительно меньше, чем у промежуточной и гидрофильной групп, величины дисперсии которых практически равны [42, 43, 109]. 3.1.3 Анализ полученных результатов Согласно данным работы [34], до миграции нефти и газа в ловушку слагающие пласт породы являются гидрофильными. Гидрофобность коллектора возникает при физико-химическом взаимодействии мигрирующих углеводородов с породой-коллектором. Различный характер смачиваемости возникает из-за того, что поверхность пор состоит из различных минералов с различными химическими и адсорбционными свойствами, вследствие чего компоненты нефти избирательно адсорбируются на поверхности. Также, согласно работам [33, 37], смачиваемость породы будет зависеть от структуры порового пространства, физико-химических свойств насыщающих жидкостей и содержания в нем погребенной (реликтовой) воды. В нефтяном коллекторе гидрофобизация происходит при прорыве пленки остаточной воды на поверхности минерального скелета породы молекулами поверхностно-активных углеводородов (нафтеновых кислот, смол, асфальтенов и др.). Вероятность прорыва увеличивается с повышением минерализации пластовых вод ионами Ca2+ и Mg+, а также при увеличении уровня карбонатности породы. Для терригенных коллекторов гидрофобизация поверхности возрастает с появлением карбонатного цемента [34, 38]. В дальнейшем анализе данный фактор рассматриваться не будет так как, согласно литолого-стратиграфическому описанию пород продуктивных пластов групп БС7–БС11 по данным [36], среднее содержание в них карбонатных пород не превышает 2 %, что не является значительным количеством для влияния на общую смачиваемость образца [39, 40]. Для подтверждения низкого содержания карбонатной составляющей в породе проведены исследования по определению элементного состава образцов керна независимо от их агрегатного состояния и происхождения с помощью сканирующего электронного микроскопа ThermoScientific Q250 analytical SEM и оборудования рентгенофлуоресцентной спектрометрии ARL Perform X 4200. Исследования проводили в лаборатории специальных исследований керна ООО «РН-БашНИПИнефть» в рамках Соглашения о сотрудничестве и взаимовыгодном партнерстве No Р106/2018 от 02.07.2018 г. Изучение снимков образцов породы на растровом электронном микроскопе позволило выделить обломочные зерна кварца, калиевых полевых шпатов и глинистых участков (рисунок 3.5). Состав кварца и калиевых полевых шпатов определяли спектрометрией (рисунок 3.6). При более крупном увеличении образца породы наблюдали агрегат апатита и чешуйки хлорита (рисунок 3.7) и пору неустановленного происхождения с частичным присутствием хлорита (рисунок 3.8). Рентгенгофлуорисцентный анализ исследуемых образцов керна показал, что карбонатная составляющая изменяется в диапазоне от 1,6 до 2,3 %. На рисунке 3.9 приведена дифрактограмма и минеральный состав одного из исследуемых образцов керна. 1 — зерна кварца; 2, 3 — калиевые полевые шпаты; 4, 5 — глинистые участки Рисунок 3.5 — Общая фотография образца породы Рисунок 3.6 — Спектры зерен кварца и калиевых полевых шпатов 1 — зерна кварца; 2 — агрегат апатита; 4 — чешуйки хлорита Рисунок 3.7 — Фотография образца породы Рисунок 3.8 — Фотография поры неустановленного происхождения образца породы с частичным присутсвием хлорита 2 Рисунок 3.9 — Дифрактограмма и минеральный состав исследуемого образца керна В нашем случае, исходя из анализа распределения точек на рисунках 3.1– 3.4, наилучшими коллекторскими свойствами обладает гидрофобная группа образцов, гидрофильная — наихудшими. Согласно данным таблицы 3.3, наблюдаются: — обратная корреляция параметра смачиваемости от размера пор и частиц исследуемых образцов, т. е. чем выше параметр М, тем меньше размер пор и частиц образца; — прямая корреляция между коэффициентом проницаемости и размером пор и частиц. Следовательно, из данных по корреляции между размером пор и частиц и параметром смачиваемости и коэффициентом проницаемости (таблица 3.4) можно сделать вывод, что величина параметра М обратно пропорциональна содержанию глинистого материала в исследуемых образцах: т. е. чем меньше объем пор и выше содержание глинистого материала в образе керна, тем выше его гидрофильность. Следовательно, если изначально пласты БС101 и БС102 были полностью водонасыщенными, то при миграции нефть вначале заполняла наиболее крупные поры, а затем средние и мелкие. Так как, согласно работе [40], критическое капиллярное давление, при достижении которого происходит разрыв водяной пленки на поверхности зерен породы, обратно пропорционально радиусу, вписанной в звездообразную пору окружности, то при дальнейшем поступлении нефти в пласт и вытеснении воды в более мелкие поры происходит истончение и разрыв водяной пленки и изменяется тип смачиваемости породы. Направление этого процесса протекает от крупных пор к мелким. В результате при стабилизации давления в пласте нефть занимает крупные и средние поры, вытесняя воду в мелкие. Таблица 3.4 — Корреляционная диаграмма зависимости параметра смачиваемости и коэффициента проницаемости от размера пор и частиц образцов керна Распределение пор по размерам, % об. Параметр смачиваемости M Проницаемость K Распределение частиц по размерам, % мас. Параметр смачиваемости M Проницаемость K <1, мкм 0,3494 –0,4613 >250 мкм –0,7146 0,6892
1–2 мкм
0,6879 –0,5866 100–250 мкм 0,2337 –0,1878
2–5 мкм
0,6629 –0,5784 50–100 мкм 0,6980 –0,6370
5–10 мкм
0,0493 0,0699 10–50 мкм 0,4018 –0,4571
>10 мкм
–0,7415 0,6784
<10 мкм 0,5305 –0,5170 В процессе эксплуатации месторождения при закачке воды в пласт происходит обратный процесс: вода будет занимать центральную часть крупных и средних пор, частично вытесняя нефть к добывающим скважинам, а частично — в область мелких пор, создавая в них области смешанной смачиваемости [40]. Впоследствии при вытеснении части нефти из центральных зон крупных пор может происходить прорыв воды к добывающим скважинам и быстрое увеличение обводненности продукции. Таким образом, согласно полученным результатам по исследованию образцов керна пластов БС101 и БС102, можно предположить, что при заполнении данных пластов нефтью в отложениях с высокой пористостью и проницаемостью, с крупными порами из-за слабости капиллярных сил произошел прорыв водяной пленки на зернах минерального скелета породы, что привело к их гидрофобизации. Данное предположение подтверждается увеличением гидрофобности образцов данной группы с ростом пористости и проницаемости на рисунках 3.1–3.2. В группе образцов с промежуточным типом смачиваемости (песчано- алевролитовые отложения), в виду меньшего размера пор и, как следствие, более высокого действия капиллярных сил гидрофобность образцов связана с содержанием большего количества глинистого материала, способного адсорбировать большое количество асфальтенов [37, 38], а также за счет частичного вытеснения нефти из крупных пор в процессе заводнения. Следовательно, гидрофобность образцов данной группы будет обратно пропорциональна их пористости, проницаемости (см. рисунки 3.1–3.2) и размеру частиц и пор (см. таблицу 3.3). В группе образцов с гидрофильным типом смачиваемости в виду малого размера пор и большого количества глинистого материала (см. таблицу 3.4), как следствие, высокого действия капиллярных сил разрыва водяной пленки не произошло. Также, из-за низкой проницаемости образцов (см. рисунок 3.1, таблицу 3.1) произошло ограниченное заполнение данных пород нефтью и слабой гидрофобизации глинистым материалом [42, 43]. 3.2 Влияние глинистости породы на коллекторские свойства В предыдущем разделе рассмотрена взаимосвязь смачиваемости образцов керна пласта БС10 с их ФЕС для месторождения Сургутского нефтегазоносного района и была выявлена зависимость типа смачиваемости от содержания глинистого материала образцов керна. Содержание глинистых частиц в породе оказывает большое влияние на многие ее параметры, такие как поровый состав, диффузионно-адсорбционную 63 активность, радиоактивность, фильтрационные и физико-химические свойства. Следует отметить, что содержание в породе-коллекторе глинистых минералов часто не только ухудшает ее фильтрационные свойства [41], но и приводит к гидрофобизации породы. Изначально глины в нормальных условиях гидрофильны и адсорбция асфальтенов в них в 4,5 раза меньше, чем в известняках, но из-за большой удельной поверхности глины могут адсорбировать много асфальтенов, вследствие чего происходит их гидрофобизация [37–44]. Результаты ранее проведенных исследований свидетельствуют, что по пластам БС10 наилучшими коллекторскими свойствами обладает гидрофобная группа образцов с низким содержанием глинистого материала, гидрофильная (с высокой глинистостью) — наихудшими. В результате данных исследований сделан вывод, что гидрофобизация слабоглинистой части пласта произошла во время миграции нефти, при этом в части пласта с высоким содержанием глинистого материала и, как следствие, сильного действия капиллярных сил разрыва водяной плёнки на зёрнах породы не произошло, а коллектор сохранил гидрофильный тип смачиваемости [37, 43‚ 44, 111, 112]. Отмечено, что в процессе эксплуатации рассматриваемого месторождения части продуктивного пласта БС10, имеющие гидрофобный тип коллектора, демонстрируют быстрый рост обводнённости. Предполагается, что при заводнении коллектора часть нефти была вытеснена в зоны с гидрофиль- ным типом смачиваемости, с повышенным содержанием глинистого материала. В представленном разделе будет рассмотрена взаимосвязь содержания глинистого материала в образцах керна с их ФЕС, а также сопоставлены полученные зависимости с результатами исследования керна по двум соседним месторождениям с целью возможности применения выработанных подходов к месторождениям рассматриваемого НГР. В связи с этим рассмотрены образцы керна с двух месторождений — со скважин No 335, 364, 673, 685, 1943 и 2011 месторождения, находящегося на востоке (количественные показатели представлены в разделе 3.1), и со скважин No 1712 и 1765 месторождения, 64 расположенного на западе исследуемого НГР. Характеристики ФЕС образцов керна приведены в таблице 3.5 [111, 112]. Таблица 3.5 — Характеристика исследуемых образцов керна Группа скважин 335, 364, 673, 685, 1943, 2011 1712, 1765 14,61 46,63 30,03 64,13 51,62 81,16 20,88 25,87 59,49 63,01 97,36 97,68 3.2.1 Результаты исследования керна 0,0713 0,07 0,6792 0,18 0,9932 0,36 0,1126 0,01 0,7094 0,39 0,9997 0,89 min 13,85 1 Среднее max 24,24 804 min 2,31 0,08 19,78 184,58 Среднее max 21,54 88 14,07 15,65 Свойство породы содержать различную массу сухих глинистых частиц оценивается удельной массовой (весовой) глинистостью, содержание в породе различного объема сухих глинистых частиц оценивается удельной объемной глинистостью, а степень заполнения межзернового пространства породы глинистым материалом характеризуется относительной глинистостью. В данных исследованиях гранулометрический анализ проведен с использованием прибора «SEDIGRAPH 5000 ET», методика основана на использовании рентгеновских лучей. Прибор измеряет скорость осаждения частиц и автоматически выдает результаты в виде процентного распределения B интегральной форме в зависимости от эквивалентных диаметров сферы (закон Стокса). Диапазон измерения размера частиц от 100 до 0,1 микрона. Значение параметра Пористость m, % Проницаемость K, ×10–3мкм2 Коэффициент остаточной водонасыщенности Kов, % Коэффициент вытеснения Kв, % Параметр смачиваемости M Относительная глинистость nгл, доли ед. В исследуемой выборке образцов весовая глинистость изменяется от 2,2 до 23,48 %. Характер распределения относительной глинистости имеет довольно широкий диапазон изменения от 0,1 до 0,89, т. е. охватывает практически весь возможный интервал ее изменения. Иными словами, глинистые частицы могут занимать практически весь объем межзернового пространства. В таблице 3.6 приведены коэффициенты корреляции зависимости значений ФЕС и глинистости от размеров пор и частиц образцов керна. Согласно данным, (таблица 3.6), между значениями пористости m и проницаемости K существует отрицательная корреляция с глинистостью, в первую очередь с величиной относительной глинистости, с весовой глинистостью корреляция выражена слабее. Также наблюдается корреляция пористости с размером пор и частиц, слагающих образцы керна: отрицательная корреляция с частицами менее 50 мкм и порами менее 1 мкм; положительная — с частицами более 250 мкм, порами более 5 мкм (таблица 3.7). Таблица 3.6 — Корреляционная диаграмма по ФЕС образцов керна и глинистости Фильтрационно-ёмкостные параметры образцов керна 1 0,591 –0,517 0,517 0,313 –0,439 –0,555 –0,482 0,573 0,694 –0,557 –0,432 0,422 1 –0,517 0,806 –0,524 0,513 0,950 Пористость m Проницаемость K Коэффициент остаточной водонасыщенности Kов Коэффициент вытеснения Kв Параметр смачиваемости M Весовая глинистость Cгл Относительная глинистость nгл –0,863 –0,573 –0,743 –0,895 66 Пористость m Проницаемость K Коэффициент остаточной водонасыщенности Kов Коэффициент вытеснения Kв Параметр смачиваемости М Весовая глинистость Cгл Относительная глинистость nгл Таблица 3.7 — Корреляционная диаграмма зависимостей ФЕС образцов керна от содержания в них глинистого материала Параметр Распределение пор по размерам, % об. Параметр смачиваемости M Пористость m, % Проницаемость K, мД Коэффициент остаточной водонасыщенности Kов, % Коэффициент вытеснения Kв, % Весовая глинистость Cгл, % Относительная глинистость nгл, доли ед. Параметр Распределение частиц по размерам, % мас. Параметр смачиваемости M Пористость m, % Проницаемость K, мД Коэффициент остаточной водонасыщенности Kов, % Коэффициент вытеснения Kв, % Весовая глинистость Cгл, % Относительная глинистость nгл, доли ед. <1 0,438 –0,375 >250
–0,402
0,575 0,792
–0,503
0,183
–0,505 –0,513
Размер пор, мкм
1–2 2–5 5–10
0,087 –0,195 –0,139
–0,172 –0,264 0,366 –0,237 –0,197
0,142 0,430 0,186
Размер частиц, мкм
>10
–0,477
–0,489
0,309 –0,473 –0,493
<10 0,436 –0,773 –0,508 0,719 –0,423 0,990 0,942 –0,689 0,531 0,611 0,771 0,717 –0,605 –0,568 0,62 –0,260 –0,196 –0,501 0,696 –0,293 –0,267 –0,533 100–250 50–100 10–50 0,457 –0,632 –0,538 0,590 –0,242 0,669 0,667 –0,213 0,298 –0,044 –0,329 0,140 –0,409 –0,415 0,334 –0,424 –0,596 0,409 –0,058 0,227 0,279 Зависимость величины пористости образцов от относительной глинистости линейна во всём диапазоне возможного содержания глин (рисунок 3.10). При этом следует отметить, что значения на рисунке 3.10 распределились по типу смачиваемости следующим образом: — область со значениями пористости выше 19 % и относительной глинистостью 0,12 долей ед. относится к чисто гидрофобному типу смачиваемости («область» значений, выделенная светло-серым); — область со значениями пористости менее 14,5 и относительной глинистости более 0,38 долей ед. — к чисто гидрофильному («область» значений, выделенная тёмно- серым). 0,161 0,128 Группа образцов с гетерогенным типом смачиваемости располагается в промежутке между вышеупомянутыми областями, пересечение верхней и нижней областей. Таким образом, прослеживается зависимость увеличения параметра М с ростом глинистости образцов и уменьшением их пористости. Область между ними содержит точки как с гидрофобной, так и с гидрофильной смачиваемостью [111, 112]. Значение коэффициента корреляции проницаемости K с относительной глинистостью ниже, чем у пористости (см. таблицу 3.6). По распределению точек (рисунок 3.11) величина проницаемости образцов также зависит от содержания в них глинистого материла. В данном случае зависимость имеет вид степенной функции. Разброс точек относительно аппроксимирующей функции выше, чем на рисунке 3.10, что и приводит к снижению коэффициента корреляции (см. таблицу 3.6). Значения проницаемости обладают слабой отрицательной корреляцией с размерами пор менее 5 мкм, значение положительного коэффициента корреляции наблюдается у образцов с порами более 10 мкм (см. таблицу 3.7). Значимая положительная корреляция проницаемости наблюдается со слагающими образцы керна частицами более 250 мкм; отрицательная с частицами менее 100 мкм. Также, как и в случае зависимости пористость–относительная глинистость (рисунок 3.10), наблюдается аналогичное распределение точек по типу смачиваемости: при значениях проницаемости выше 0,1 мкм2 располагаются точки, которым соответствует гидрофобный тип смачиваемости, ниже 0,01 мкм2 — гидрофильные. Диапазон значений относительной глинистости аналогичен зависимости пористость–относительная глинистость. Значения коэффициента остаточной водонасыщенности Kов образцов керна увеличиваются с ростом содержания в них глинистого материала, мелких пор (менее 1 мкм) и частиц (менее 50 мкм). Значимая величина отрицательной корреляции наблюдается с крупными, более 5 мкм, порами и частицами более 250 мкм (см. таблицы 3.6 и 3.7). Зависимость значений остаточной 68 водонасыщенности от величины относительной глинистости описывается функцией сигмоидального вида (рисунок 3.11). Гидрофобная группа образцов располагается ниже значений Kов = 25 %, гидрофильная — при значениях Kов выше 45 %. 24 20 16 12 8 6 4 2 0 Model Equation Plot A B Reduced Chi-Sqr R-Square (COD) Adj. R-Square Line y = A + B*x М, % 24,08769 ± 0,44689 -25,00403 ± 1,28426 3,16419 0,82754 0,82535 85 11 12 5 342 360 3 10 516 1 8 2 0 1 5 1197 1 1 2 28 10 2 9 39 4 7188 6 31 33 11 14 21 24 2151 20 116 4 22 2 17 15 34 18 12 38317246 33 35 51 48 49 40 35 9 19 4114 13 34 384744 43 30 скв. 1712 скв. 1765 скв. 335 скв. 364 скв. 673 скв. 685 скв. 1943 скв. 2011 26 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 13 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Относительная глинистость nгл, д.е. Рисунок 3.10 — Зависимость распределения значений пористости m от относительной глинистости nгл Рисунок 3.11 — Зависимость распределения значений проницаемости K от относительной глинистости nгл Пористость m, % 90 70 50 30 10 0 511 12 87 5 18 65 30 20 4133 1 40 41 44 4189 49 46 14 13 4734 3538 13 35 38 51 9 37 40 12 43 21 3 17 15 2212 2185633 42 1011 1 30 2 0 1 1 39 31 9 18 611 34 47 14 188 4 24 417 719 26 2 скв. 1712 скв. 1765 скв. 335 скв. 364 скв. 673 скв. 685 скв. 1943 скв. 2011 100 80 60 40 20 0 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Относительная глинистость nгл, д.е. Рисунок 3.12 — Зависимость распределения значений остаточной водонасыщенности Kов от относительной глинистости nгл 21 1 16 5 7 12 106 811 35 30 26 22 33 35 51 935 46 14 4048 413938 34 41 4744 43 43 скв. 1712 скв. 1765 скв. 335 скв. 364 скв. 673 скв. 685 скв. 1943 скв. 2011 6 2049 31 3441 8 719 15 3 12 25 4 42 17 1820 1 4379 10 11 18 2 16 14 2 12 2833 1 17 11 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Относительная глинистость nгл, д.е. Рисунок 3.13 — Зависимость распределения значений коэффициента вытеснения Kв от относительной глинистости nгл Коэффициент вытеснения KВ, % Остаточная водонасыщенность KОВ, % 90 70 50 30 10 0 37 38 1 16 7 12 106 8 11 40 31 3441 5 62049 3 719 53 15 12 17 2 16 14 2 12 30 25 4 817 42 1820 1 15 4379 10 11 18 26 22 33 35 51 935 46 14 4048 413938 34 41 4744 43 гидрофобная смачиваемость гидрофильная смачиваемость гетерогенная смачиваемость 30 2833 1 24 11 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Относительная глинистость nгл, д.е. Рисунок 3.14 — Зависимость распределения коэффициента вытеснения Kв от относительной глинистости nгл по типу смачиваемости 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 38 4612 48 49 47 20 401 44 18 13 434 13 2 20 421856 3 1 2 51141938 30 189 35 33 30 2517 14 1 18 39 22 15 4179 31134 912 16 41 8 7 10 5 6 11 12 5 810 64 4 скв. 1712 скв. 1765 скв. 335 скв. 364 скв. 673 скв. 685 скв. 1943 скв. 2011 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Относительная глинистость nгл, д.е. Рисунок 3.15 — Зависимость распределения значений параметра смачиваемости M от относительной глинистости nгл Параметр смачиваемости M Коэффициент вытеснения KВ, % Зависимости значений пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности образцов керна от величины содержания в них глинистого материала описываются единым уравнением для обоих рассматриваемых месторождений. При этом образцы керна западного месторождения содержат большее количество глинистого материала и обладают худшими коллекторскими свойствами (см. таблицу 3.5), располагаясь преимущественно в правой части графиков с более низкими значениями пористости, проницаемости, и большей остаточной водонасыщенностью (см. рисунки 3.10– 3.12). Это обусловлено тем, что при формировании пластов группы БС источник сноса обломочного материала располагался с восточной стороны относительно изучаемых месторождений. Следовательно, территория восточного месторождения по сравнению с западным месторождением располагалась в области с меньшей глубиной моря и более интенсивной гидродинамической обстановкой, что способствовало накоплению более крупных осадков. Зависимости коэффициента вытеснения KВ и параметра смачиваемости M от величины относительной глинистости (см. рисунки 3.13, 3.15) описываются различными функциями аппроксимирующей кривой, обозначенной сплошной линией, построенной по данным группы скважин No 335, 364, 673, 685, 1943 и 2011, пунктирной — по группе скважин No 1712 и 1765), но при этом сохраняя общие закономерности распределения точек. Величина разброса и средние значения параметра M практически идентичны у обеих рассматриваемых групп скважин. Также следует отметить, что значения коэффициента вытеснения для группы скважин западного месторождения характеризуются большим разбросом относительно среднего значения, чем в группе скважин восточного месторождения, при этом средние величины Kв у обеих групп скважин практически совпадают (см. таблицу 3.5). Зависимость коэффициента вытеснения от относительной глинистости образцов с учётом их типа смачиваемости приведена на рисунке 3.14. По распределению точек на данном рисунке, можно наблюдать, что гидрофобная группа образцов обладает 72 большей величиной среднего значения коэффициента вытеснения, равного 74,6 %, с меньшим значением среднеквадратического отклонения — 6,4, у гидрофильной же группы среднее значения Kв равно 55,5 %, при среднеквадратическом отклонении — 15,9. Исключение составляет группа образцов с номерами 9, 20, 37 и 38 по скважинам No 1712 и 1765, обладающих гидрофильной смачиваемостью и высокими значениями коэффициента вытеснения — в среднем по данной группе образцов 87,5 %. При этом образцы групп с гидрофобным и гидрофильным типом смачиваемости практически не пересекаются между собой, образцы с гетерогенным типом смачиваемости выполняют роль границы между гидрофобной и гидрофильной группами [111, 112]. 3.2.2 Анализ полученных результатов Анализ полученных регрессионных зависимостей изменения глинистости от пористости и проницаемости образцов керна показал, что с увеличением пористости и проницаемости образцов содержание в них глинистого материала уменьшается. Значения пористости обладают хорошей тесной связью с относительной глинистостью образцов во всём диапазоне её изменения, разброс значений проницаемости относительно установленной зависимости увеличивается с уменьшением глинистости образцов. Полученные зависимости пористости и проницаемости образцов от относительной глинистости справедливы для всей исследуемой выборки. Так как выборка представлена образцами керна двух месторождений, можно предположить, что данные зависимости применимы для большей части НГР. Данное предположение также справедливо и для зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности от относительной глинистости. Результаты анализа зависимостей глинистости от проницаемости образцов показывают, что наибольшее изменение глинистости (от 0,24 до 0,9 долей ед.) наблюдается у низкопроницаемых образцов (менее 0,008 мкм2). Дальнейшее увеличение проницаемости приводит к стабилизации глинистости. 73 У образцов с проницаемостью более 0,010 мкм2 глинистость колеблется в пределах от 0,06 до 0,35 долей ед. Это можно объяснить тем, что относительная глинистость является комплексным параметром, т.е. помимо весовой глинистости при ее расчете учитывается пористость образцов. Гидрофобная группа образцов обладает наибольшими средними значениями коэффициента вытеснения, с ростом глинистости растёт гидрофобизация образцов и падает значение Kв. При этом наибольшее изменение коэффициента вытеснения наблюдается в областях гидрофобных групп в диапазонах изменения относительной глинистости — для скважин восточного месторождения от 0,04 до 0,24 долей ед., для группы скважин западного месторождения от 0,16 до 0,46 долей ед. Выше этих значений изменение глинистости слабо влияет на изменение коэффициента вытеснения. Подобная зависимость снижения коэффициента вытеснения с ростом гидрофильности образцов объясняется тем, что гидрофобная группа сложена более крупными частицами и, соответственно, обладает более крупными порами, содержащими больший объём подвижной нефти, которая способна вытесняться водой. С ростом содержания глинистого материала размер пор уменьшается, что, несмотря на рост гидрофильности, приводит к увеличению действия капиллярных сил, препятствующих вытеснению нефти. При анализе данных зависимостей с учётом типа смачиваемости образцов гидрофобная группа обладает лучшими коллекторскими свойствами, чем гидрофильная, что также справедливо для рассматриваемых месторождений. Как уже ранее упоминалось в работе [36], если коллектор изначально был гидрофильным, то при миграции нефть занимает крупные поры, а вода — мелкие. При таком развитии событий, согласно выводам работ [43, 44], нефть, занимая крупные поры, меняет их смачиваемость на гидрофобную, в более мелких порах образуются области гетерогенной смачиваемости. Самые мелкие поры остаются водонасыщенными, вследствие сильного действия капиллярных сил, а также слишком малого размера поровых каналов, в которые нефть не может проникнуть [40, 45]. Таким образом, можно предположить, что 74 границы нефтенасыщенности проходят по верхней границе смачиваемости гетерогенной группы образцов (см. рисунок 3.15), что соответствует значениям пористости 12 %, проницаемости 0,001 мкм2 и относительной глинистости 0,42 долей ед. В качестве подтверждения можно рассматривать распределение точек значений на рисунке 3.14, где группа образцов с гетерогенным типом смачиваемости разделяет гидрофобную и гидрофильную группы. При заводнении коллектора давление водной фазы будет превышать давление нефтяной. При этом часть нефти будет вытеснена по крупным и средним порам к добывающим скважинам, а часть будет вытесняться в области мелких пор с большим содержанием глинистого материала, увеличивая области с гетерогенной смачиваемостью. При прорыве воды к добывающим скважинам создаются дренажные каналы, в основном включающие в себя области с крупными порами, так как градиент давления в данном случае будет минимальным, согласно уравнению Дарси–Вейсбаха для ламинарного течения в порах с жесткими стенками: (3.2) где L — длина поры; D — диаметр поры; v — скорость потока;  — плотность флюида; Re — число Рейнольдса, равное (3.3)  — динамическая вязкость флюида. Таким образом, падение давления между нагнетательной и добывающей скважинами будет обратно пропорционально квадрату диаметра пор и прямо пропорционально вязкости флюида. Так как вязкость нефти при 50 °С составляет от 1,6 до 7,1 мм2/с, а воды при той же температуре — около 0,6 мм2/с, то в условиях средних и мелких пор возможно формирование недренируемых областей, содержащих остаточные запасы нефти [111, 112]. 3.3 Методические подходы при изучении физических свойств неоднородных глинизированных пород-коллекторов Достоверность анализа и выводов, полученных в результате выполненных исследований, зависит от корректного использования методики проведения исследования. Вопросы выбора методики исследования возникают также при изучении физических свойств пород-коллекторов. Следует отметить, данная проблема в современной нефтегазовой геологии достаточно хорошо изучена учеными и специалистами, но в виду сложности пород-коллекторов и широкой изменчивости числовых значений их параметров и свойств возникает необходимость комплексирования и совершенствования методик для конкретных геолого-физических условий. 3.3.1 Постановка задачи При изучении и исследовании фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) образцов керна группы пластов БС (БС9, БС10, БС11) месторождений Сургутского нефтегазоносного района от типа смачиваемости и содержания глинистого материала, рассмотренных в разделах 3.1 и 3.2, выявлена зависимость смачиваемости и фильтрационно-ёмкостных свойств образцов керна от содержания в них глинистого материала. По данным работ [37, 40] отмечено, что при миграции нефти из нефтематеринских пород в породы- коллекторы тип смачиваемости последних будет зависеть от количества и размера пор, а также их проницаемости. Известно, что при миграционных процессах гидрофобными становятся те области породы-коллектора, которые обладают высокими значениями пористости и проницаемости, а с ростом содержания в породе глинистого материала и уменьшения объёма и размеров порового пространства, а также проницаемости должен наблюдаться рост степени гидрофильности минерального скелета [37, 38, 41]. Таким образом, можно предположить, что распределение образцов керна на графике зависимости их фильтрационно-ёмкостных свойств (пористости и проницаемости) от содержания в них глинистого материала, а именно величины относительной глинистости nгл, и от значения параметра смачиваемости M в общем виде повторяют друг друга. В разделе 3.2 рассмотрено влияние содержания глинистого материала в пластах группы БС двух месторождений Сургутского нефтегазоносного района (НГР) на их ФЕС. На первом месторождении, которое расположено ближе к источнику сноса обломочного материала, в восточной части НГР в исследуемых пластах содержание глинистых минералов ниже, чем на втором, расположенном в западной части НГР, на большем удалении от источника поступления обломочного материала. По характеру распределения точек зависимости пористости и проницаемости образцов керна от величины их относительной глинистости отмечено, что точки, соответствующие образцам первого месторождения, характеризуются более высокой пористостью и низкой глинистостью, а точки, соответствующие второму месторождению — низкой пористостью и высокой глинистостью. Область пересечения точек обоих месторождений находится в центральной части графика. Исходя из характера заполнения изначально водонасыщенного коллектора нефтью [40], можно было ожидать аналогичного распределения точек зависимости распределения значений параметра смачиваемости M от относительной глинистости образцов керна. Однако в данном случае характер распределения отличается от двух предыдущих: значения параметра смачиваемости у образцов керна обоих месторождений изменяются во всём диапазоне его измерения — от 0 до 1, среднее значение параметра M у образцов первого месторождения равно 0,68 при значении среднеквадратического отклонения (СКО) — 0,29, у второго — 0,7 при СКО — 0,28. При этом среднее значение относительной глинистости у образцов керна первого месторождения равно 0,18, при СКО — 0,07, а второго — 0,39 при СКО — 0,16. Величина средних значений ФЕС у первого месторождения выше, чем у второго. Величина разброса значений пористости у первого месторождения ниже, а проницаемости выше, чем у второго. Количество глинистого материала, а также разброс относительно среднего значения в образцах второго месторождения выше, чем у первого. Средние же значения параметра смачиваемости, как и степень разброса его значений, у обоих месторождений практически одинаковы. Учитывая механизмы формирования гидрофобного типа смачиваемости изначально водонасыщенного коллектора обоих месторождений, можно предположить, согласно работе [43], что при миграции нефти заполнение коллектора на втором месторождении было более полным, чем на первом. Следовательно, изначальное пластовое давление на втором месторождении также должно было быть выше, чего в настоящее время не наблюдаем — различие пластовых давлений между вторым и первым месторождениями не превышает 1,5МПа. Таким образом, можно предположить, что в результатах, полученных по методике определения параметра смачиваемости, необходимо удостовериться [113, 114]. 3.3.2 Методика исследования Изначально значение параметра смачиваемости M для обоих месторождений определяли при моделировании остаточной водонасышенности, методом капиллярной пропитки (модификация метода Тульбовича), который включал такие этапы, как: 1) экстракциянефтеводонасыщенныхобразцовкернаотнефти,отсолей и высушивание до постоянного веса; 2) насыщение образцов керна моделью пластовой воды с целью определения объема пор и пористости, весом Р0; 3) создание остаточной водонасыщенности в образцах с помощью метода центрифугирования; 4) насыщение очищенным керосином Р1 освободившегося порового объема от подвижной воды после центрифугирования; 5) погружение водокеросинонасыщенных образцов на 20 ч в воду и после самопроизвольной капиллярной пропитки Р2 центрифугирование в воде образцов керна в течение 20 мин при скорости 3500 об/мин для дополнительного вытеснения керосина Р3. После каждого этапа работ проводили взвешивание образцов для определения количества вытесненного керосина во время самопроизвольного впитывания воды и последующего центрифугирования. Параметр смачиваемости М рассчитывали по формуле: (3.4) где Р1 — масса исходного водокеросинонасыщенного образца; Р2 — масса образца после самопроизвольного впитывания воды и вытеснения керосина после 20-часовой выдержки образца в воде; Р3 — масса образца после центрифугирования. Данный подход по методу Тульбовича моделирует процесс вытеснения углеводородной фазы водой из нефтенасыщенного коллектора: на первом этапе за счёт действия капиллярного вытеснения нефти водой, на втором — за счёт создания перепада давления в образцах керна в процессе центрифугирования. При этом при расчёте параметра смачиваемости в качестве референтного значения выступала суммарная масса керосина, вытесненного на последнем этапе процесса моделирования остаточной водонасыщенности (п. 5). Но, как отмечалось в работах [41, 46], в зависимости от коллекторских свойств образцов керна режимы центрифугирования должны быть различными. Также в исходном варианте метода Тульбовича [41] использовали образцы с высокими значениями пористости (среднее значение около 20 %) и проницаемости (среднее значение около 0,1 мкм2). Использование подобных режимов центрифугирования в случае образцов с более низкими значениями пористости и проницаемости может не обеспечить вытеснение свободного керосина водой, и, как следствие, возможна ошибка при определении типа смачиваемости. В качестве оценки достоверности полученных значений параметра смачиваемости М предложено соотнести разности масс воды и керосина, вытесненного в процессе капиллярной пропитки и центрифугирования с разностью массы воды и керосина в полностью водо- Р0 и керосинонасыщенном Р1 образцах породы. Таким образом, параметр вытеснения керосина водой рассчитывали отдельно для процессов капиллярной пропитки Мкп и центрифужного вытеснения Мцв: (3.5) . (3.6) Параметр Мкп зависит от таких параметров образца керна, как: — тип смачиваемости образца; — размер пор и проницаемости. В случае крупных пор при гидрофобном типе смачиваемости водой будет вытесняться керосин из центральной части капилляра при сохранении керосина на стенках. В случае мелких пор при гидрофобном типе смачиваемости вода не будет проникать в поры вследствие действия капиллярных сил. При гидрофильном типе смачиваемости вода будет проникать в капилляр вдоль стенок. Параметр Мкп должен коррелировать с ФЕС образцов. Параметр Мцф зависит в большей степени от величины перепада давления, величина которого определяется скоростью вращения центрифуги, и времени центрифугирования, необходимого для вытеснения свободного керосина водой при данной скорости. В данном случае степень вытеснения керосина водой также будет зависеть от ФЕС образца и типа его смачиваемости, но при условии, что перепад давления, создаваемый вращением центрифуги, будет превышать величину капиллярного давления внутри пор образца керна. В противном случае вытеснение керосина водой во время центрифугирования будет незначительным и, как следствие, малое изменение массы образца относительного референтного значения. Так как величина капиллярного давления расчитывается по формуле (3.7) [41], то капиллярное давление в образцах с высоким содержанием глинистого материала будет выше, а вытеснение керосина при заданной частоте вращения центрифуги, следовательно, может быть затруднено. , (3.7) где  — коэффициент поверхностного натяжения на границе вода–нефть;  — краевой угол на границе раздела двух фаз жидкости и породы; — радиус капилляра. 3.3.3 Анализ полученных результатов По предложенной методике построены зависимости распределения значений пористости m, проницаемости K и значений относительной глинистости nгл от параметра смачиваемости по капиллярной пропитке Мкп и центрифужному вытеснению Мцф. Полученные результаты сопоставляли с аналогичными зависимостями параметров ФЕС и глинистости от параметра смачиваемости М. Анализ полученных зависимостей показал, что параметр Мкп обладает удовлетворительной корреляцией с ФЕС образцов (рисунки 3.46, 3.19 и 3.22) — пористостью и проницаемостью, что подтверждает предположение о связи параметра Мкп с количеством мелких пор в образце керна (рисунок 3.22). Также изменилось распределение точек на графиках в зависимости от их принадлежности к месторождениям — значения образцов керна первого месторождения располагаются в левых верхних углах графиков рисунков 3.16 и 3.19, в левом нижнем углу рисунка 3.22. Группа точек, относящихся ко второму месторождению, на рисунках 3.16, 3.19 и 3.22 расположена в центральной части, что характеризует способность данной группы образцов в среднем лучше удерживать поглощенный керосин. Среднее значение параметра Мкп по первому месторождению составляет 0,25 при величине СКО 0,19, по второму — 0,36 при величине СКО 0,16, что также подтверждает корреляцию параметра с содержанием глинистого материала в образцах в отличие от распределения точек параметра М (рисун- ки 3.18, 3.21 и 3.24), что подтверждает выводы статей [37, 40]. Обособленно выделяется группа точек с низкими значениями пористости, проницаемости и высоким содержанием глинистого материала (выделенная серым область на рисунках 3.16–3.24), которые «не лежат» на общей для всех остальных точек зависимости. В данной группе образцов в ходе капиллярной пропитки и цетрифужного вытеснения водой суммарно вытеснено в среднем около 30 % от массы поглощённого керосина, что позволяет говорить о их гидрофобном типе смачиваемости, в то время как по распределению параметра М данная группа образцов характеризуется существенно большим разбросом значений типа смачиваемости от чисто гидрофобных до чисто гидрофильных. Корреляция между параметром Мцф и ФЕС образцов керна слабая. Условно можно проследить зависимость увеличения параметра Мцф с ростом ФЕС образцов и уменьшения Мцф с ростом содержания глинистого материала. Сохраняется распределения точек в зависимости от их принадлежности к месторождению — значения относящиеся к первому месторождению расположены в правом верхнем углу (рисунки 3.17 и 3.20) для зависимости параметра от пористости и проницаемости, в правом нижнем углу (рисунок 3.23) — для зависимости параметра от относительной глинистости. Образцы, относящиеся ко второму месторождению, расположены в центральной части графиков (рисунки 3.17, 3.20 и 3.23). Такое распределение говорит об эффективном вытеснении керосина водой в ходе центрифугирования [113, 114]. Среднее значение параметра Мцф по первому месторождению равно 0,6, при величине СКО 0,09, по второму — 0,13 при величине СКО — 0,69. Степень вытеснения керосина водой при центрифугировании увеличивается с уменьшением содержания глинистого материала в образцах, что, как и в случае параметра Мкп, подтверждает выводы статей [40, 45]. 24 20 16 12 8 6 4 2 0 39 54 6 7 303 26 671882 31 54 274 10 5 19 32 15 34 24 21 18 11 1 5 7 13 8 37 43 30 1158 7 14 16 40 12 25 17 4 1 4 63 5 3 8 33 51 3540 34 44 38 37 30 48 13 месторождение 1; месторождение 2 41 47 43 6 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 СмачиваемостьПпаоркаампеитлрлMярной пропитке М кп кп Рисунок 3.16 — Зависимость распределения значений пористости от параметра Мкп 22 18 14 10 8 6 4 2 0 13 30 16 24 1211 16 25 1 46 38 5 4 58 1 13781 1815 92 17 190 2674 22 432 15 26 47 35 33 48 5149 40 3435 44 38 4 395 3 6307 214034 5 13 7 6 41 47 месторождение 1; месторождение 2. 26 7 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 6 9 43 0,7 0,8 0,9 ЦентрифуПжарнаомеевтыртMеснение М цф цф Рисунок 3.17 — Зависимость распределения значений пористости от параметра Мцф Пористость m, % Пористость m, % 22 18 14 10 3965 4 7 37 5 6 71 3 482 42710 5 32 1 26 31 15 5 40 24 11 16 месторождение 1; месторождение 2. 22 1 17 9 9 31 34 18 16 12 115 18 67 4 41 33 35 20 37 38 3046 51 13 3440 6 43 13 417 44 8 68 4 0 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Параметр M Смачиваемость М Рисунок 3.18 — Зависимость распределения значений пористости т от смачиваемости М Смачиваемость по капиллярной пропитке Мкп Рисунок 3.19 — Зависимость распределения значений проницаемости K от параметра Мкп 84 Проницаемость K,  10–3 мкм2 Пористость m, % Центрифужное вытеснение Мцф Рисунок 3.20 — Зависимость распределения значений проницаемости K от параметра Мцф Смачиваемость М Рисунок 3.21 — Зависимость распределения значений проницаемости K от параметра M 85 Проницаемость K,  10–3 мкм2 Проницаемость K,  10–3 мкм2 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 0,2 0,3 0,4 4 39 47 5 6 7 31 24 2111 19 19 10 18 8 583 30 1534 16 13 18 36 37 43 16 18 4046 51 20 14 38 44 34 38 33 35 30 4112 40 15 18 937 9 48 месторождение 1; месторождение 2. 43 47 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 0,0 0,1 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Смачиваемость ПпоаркампеитлрляMрной пропитке М кп кп Рисунок 3.22 — Зависимость распределения значений относительной глинистости nгл от параметра Мкп 19 13 18 43 16 18 44 34 4938 18 30 33 35 40 41 46 51 15 16 3272 9 40 34 38 26142 24 14 25 15 месторождение 1; месторождение 2. 13 48 9 4 41879 218 37 630 5 39 6 4347 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 ЦентрифПужарнаомеевтыртMеснение Мцф цф Рисунок 3.23 — Зависимость распределения значений относительной глинистости nгл от параметра Мцф Коэффициент относительной глинистости, доли ед. Коэффициент относительной глинистости, Коэффициент относительной глинистости, д.е. доли ед. Коэффициент относительной глинистости, д.е. 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 39 47 1 7 5 5 месторождение 1; месторождение 2. 308 3 2 31 8 8 21 19 32 34 1 36 4016 24 11 1 41 17 43 16 47 38 1349 3444 43 35 13 35 19 30 339 48 14 41 40 12 0,5 0,6 37 38 20 18 1,0 51 46 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,7 0,8 0,9 Параметр M Смачиваемость М Рисунок 3.24 — Зависимость распределения значений относительной глинистости nгл от параметра М Обособленная группа точек также выделяется, но имеет больший диапазон разброса по параметру Мцф. Значение параметра Мцф в точке 37 (месторождение 2) больше единицы, что говорит о не корректно проведённых измерениях. По параметру Мкп данная точка относится к частично гидрофобному типу, по параметру М к чисто гидрофобному. Параметр смачиваемости М обладает менее выраженной корреляцией с ФЕС образцов и содержанием глинистого материала (см. рисунки 3.18, 3.21 и 3.24). Зависимость положения точек на графиках от их принадлежности к тому или иному месторождению отсутствует. Обособленная группа точек практически не выделяется. Ряд точек месторождения 2 выделяются как гидрофильные, хотя по количеству вытесненного водой керосина (суммарно при капиллярной пропитке и центрифугировании) не превышает 50 % от изначально поглощённого объёма. Таким образом, данные образцы не могут рассматриваться как полностью гидрофильные. Коэффициент относительной глинистости, доли ед. Коэффициент относительной глинистости, д.е. 3.4 Вывод По результатам исследования взаимосвязи смачиваемости с ФЕС образцы керна пластов БС101 и БС102 по качеству коллекторских свойств можно разделить на две группы: 1) образцы гидрофобной группы обладают хорошими коллекторскими свойствами, за счет сложения хорошо отсортированным средне- и крупнозернистым песчаным материалом, с малым количеством глинистого материала, что подтверждается высокими средними значениями пористости, проницаемости, коэффициента вытеснения и низким коэффициентом остаточной водонасыщенности, низкими значениями дисперсии по этим параметрам (за исключением проницаемости), а также средним содержанием частиц размером более 100 мкм 75,1 % (мас.) (см. таблицу 3.4); 2) группы с промежуточным и гидрофильным типом смачиваемости состоят из мелко- и среднезернистых песчаников, с большим количеством глинистого материала и, как следствие, худшими коллекторскими свойствами, с большим разбросом фильтрационно-емкостных параметров, что подтверждается более низкими средними значениями пористости, проницаемости и коэффициента вытеснения. По этим группам относительно группы с гидрофобным типом смачиваемости, более высокий разброс точек (за исключением проницаемости) и высокое содержание частиц размером менее 100 мкм — 41,6 % мас. Обобщение результатов анализа раздела 3.1 позволило предположить, что в процессе заводнения часть нефти вытесняется в области мелких пор смешанным или гидрофобным типом смачиваемости, поэтому для более эффективного извлечения запасов нефти можно рекомендовать использование полимерного заводнения с добавлением поверхностно-активных компонентов. В этом случае использование полимеров будет замедлять продвижение закачиваемой в пласт жидкости, вовлекая, в процессы фильтрации области мелких пор, а наличие поверхностно-активных компонентов позволит отделить пленку нефти от зерен породы с последующим вытеснением к добывающим скважинам, что увеличит коэффициент извлечения нефти по месторождению. Характер зависимости пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности от содержания глинистого материала в образцах керна для двух месторождений Сургутского НГР одинаков. Можно предположить, что полученные зависимости значений ФЕС от глинистости применимы для пластов БС10 месторождений, находящихся вблизи от рассматриваемых данного НГР. Зависимости коэффициента вытеснения и параметра смачиваемости от содержания глинистого материала индивидуальны для каждого месторождения. Полученные результаты изучения влияния глинистости породы на коллекторские свойства позволяют выделить участки низкопроницаемого коллектора с гетерогенным или гидрофильным типом смачиваемости, содержащего неподвижные остаточные запасы нефти, которые возможно извлечь при оптимизации системы заводенения. Определение смачиваемости по соотношению разности масс воды и керосина, вытесненного во время капиллярной пропитки и центрифугирования с разностью массы воды и керосина в полностью водо- и керосинонасыщенном образцах, позволяет более объективно оценить физические свойства неоднородных и глинизированных коллекторов. Для пластов группы БС двух месторождений Сургутского нефтегазоносного района уточнен тип смачиваемости: 1) отдельное рассмотрение степени вытеснения керосина водой из образцов керна при процессах капиллярной пропитки и центрифугирования относительно разности масс поглощённых воды и керосина позволило выделить группы образцов керна со некорректными значениями типа смачиваемости, определёнными по основной методике; 2) распределение точек степени вытеснения керосина водой во время капиллярной пропитки от ФЕС и содержания глинистого материала обладает удовлетворительной сходимостью с распределениями ФЕС от относительной глинистости, приведёнными в работе; 3) распределение точек степени вытеснения керосина водой во время центрифугирования от ФЕС и содержания глинистого материала слабо коррелирует с данными работы, однако при совместном анализе с параметром Мкп позволяет выделить точки с некорректным определением типа смачиваемости. По результатам анализа данных можно отметить, что при определении типа смачиваемости образцов керна со значениями пористости более 10 %, проницаемости выше 0,001 мкм2 и величины относительной глинистости менее 0,5 основной метод имеет хорошую валидацию. При оценке смачиваемости в сложных низкопроницаемых с высоким содержанием глинистого материала коллекторах, для исключения сомнений, можно использовать дополнительные расчеты, а именно методический подход, предложенный в данном разделе. При этом рекомендуется соблюдать единые параметры проведения лабораторных исследований керна, в частности единые параметры центрифугирования и времени выдержки образцов в воде и керосине для всей исследуемой выборки. Практическая значимость полученных аналитических результатов в комплексе с промысловыми методами исследования позволяет обосновать причины формирования остаточной нефти и динамики обводнения продукции скважин. 4 ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ОЦЕНКИ ФИЛЬТРАЦИОННО- ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ И СТРУКТУРА ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА КОЛЛЕКТОРОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КАПИЛЛЯРИМЕТРИИ Структура пустотного пространства является основным фактором, определяющим взаимосвязь между фильтрационными и емкостными свойствами породы. Ввиду чрезвычайной сложности структура пустотного пространства не поддается строгому математическому описанию. Решение данной проблемы возможно лишь путем создания математических моделей порового пространства, максимально приближенных по структуре к реальным породам-коллекторам [75]. По данным микроскопических исследований шлифов, пустотное пространство пород является системой взаимосвязанных пор и межпоровых сужений. Поры и межпоровые сужения имеют очень сложную геометрическую форму и практически не поддаются математическому описанию. По мнению ряда исследователей, пустотное пространство породы можно представить как совокупность двух случайных величин: распределение размеров пор и межпоровых сужений [76]. При этом емкостные свойства (пористость, удельная поверхность, остаточная водонасыщенность) определяются плотностью распределения пор, а проницаемость — плотностью распределения межпоровых канальцев. В межзерновых коллекторах наблюдается подобие плотностей распределения пор и межпоровых сужений, и по этой причине обнаруживается достаточно тесная связь между емкостно-фильтрационными свойствами. В карбонатных коллекторах сложного строения связь между параметрами распределений практически отсутствует, поэтому фильтрационные и емкостные свойства сложных карбонатных коллекторов практически не коррелируются. При обосновании таких параметров, как остаточная нефтенасыщенность и фазовые проницаемости, кроме указанных двух распределений, приходится учитывать также характер смачиваемости поверхностей пор и поровых канальцев. В настоящее время существуют лабораторные методы изучения порометрической характеристики коллекторов, которые позволяют путём анализа микрофотографий получить гистограммы и дифференциальные кривые распределений. Очевидно, наибольший интерес представляет создание методов изучения структуры пород в условиях естественного залегания (в скважине) на основе геофизических исследований. Это позволило бы получить кривые изменения фильтрационно- емкостных параметров непосредственно по диаграммам геофизических методов исследования скважин. Известно, что каждое распределение описывается минимум двумя моментами: математическим ожиданием и дисперсией. Кроме того, необходимо располагать площадной густотой поровых каналов. Таким образом, для описания двух распределений необходимо иметь минимум пять литологических параметров, полученных по данным геофизических исследований скважин. В настоящее время по данным геофизики возможна количественная оценка только двух-трех параметров пластов-коллекторов: пористости, водонасыщенности, а в отдельных случаях — коэффициента проницаемости. Специалистов, занимающихся разработкой нефтяных и газовых месторождений, интересуют, в первую очередь, динамические характеристики коллекторов — абсолютная и фазовая проницаемости, а также распределение каналов фильтрации по размерам и пористость. В связи с этим широкое распространение получили капиллярные исследования пород в лабораторных условиях. При интерпретации данных капиллярных исследований используется понятие эквивалентности исследуемой породы некоторой совокупности параллельных капилляров различного размера. Таким образом, каждый канал моделируется цилиндрическим капилляром, эквивалентным данному поровому каналу. При этом при описании математической модели пустотного пространства факт наличия расширений капилляров в местах расположения пор подлежит дополнительному учёту. 4.1 Связь параметров математической модели кривых капиллярного давления с порометрическими характеристиками пласта-коллектора На начальной стадии разработки месторождений нефти и газа проводятся массовые лабораторные исследования различных коллекторских параметров продуктивного пласта, позволяющие изучить структуру и характер взаимосвязи между фильтрационно-емкостными параметрами пласта-коллектора. Потенциальные дебиты скважин в основном характеризуются такими параметрами, как пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность. При этом очевидно, что капилляриметрические исследования в какой-то мере моделируют процесс разработки данного месторождения. Поэтому в условиях Западной Сибири эти исследования являются обязательными. Результаты капиллярных исследований образцов керна позволяют решить следующие задачи: — расчёт на основе экспериментальных данных и установление функции распределения поровых каналов по размерам, а также получение аналитического выражения для абсолютной проницаемости через емкостные параметры коллектора; — расчёт фазовых проницаемостей с использованием функций распределения поровых каналов по размерам, полученных по результатам капиллярных исследований; — определение распределения нефти и воды по высоте залежи, что наряду с данными геофизических исследований скважин позволяет резко 93 повысить достоверность оценки характера насыщения продуктивных пластов и коэффициента нефтенасыщенности. Метод капилляриметрии основан на измерении водонасыщенности породы при вытеснении воды в капилляриметре нефтью или воздухом при различных значениях капиллярного давления. При капилляриметрии моделируется процесс образования залежей нефти и газа, поэтому этот метод часто называется способом восстановления начального состояния продуктивного пласта. Капилляриметрические исследования, как правило, охватывают весь диапазон изменения коллекторских свойств продуктивного пласта от самых низкопроницаемых до высокопроницаемых образцов керна. Благодаря этому данные, полученные на основе интерпретации кривых капиллярного давления, полностью характеризуют данный продуктивный пласт. Как отмечено выше, в лабораторных условиях измерение капиллярного давления производят при помощи капилляриметрии путем вытеснения воды из образцов пласта-коллектора воздухом при различных перепадах давления. Однако данный метод является трудоемким и требует длительного моделирования процесса вытеснения. Поэтому часто используется метод центрифугирования, при котором свободная вода из образцов керна вытесняется под воздействием центробежных сил при вращении центрифуги. В отличие от капилляриметрии данный метод является простым и быстрым. В настоящее время используются современные высокоскоростные центрифуги, которые позволяют резко сократить время эксперимента, а также обеспечить более высокие значения капиллярных давлений [103]. Плотность распределения каналов пор по размерам получают по приращению Kв водонасыщенности при приращении радиуса пор r в соответствующем интервале изменений капиллярного давления [115]. Типичная кривая капиллярного давления для низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири представлена на рисунке 4.1. 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 P0 Pв Кво Плато 0 25 50 75 100 Водонасыщенность, % Рисунок 4.1 — Пример кривой капиллярного давления Кривая капиллярного давления характеризуется давлением вступления вытесняющего агента рв, давлением начала вытеснения р0, платообразным участком и остаточной (неизвлекаемой) водонасыщенностью Kво. Начальное давление р0 соответствует началу процесса вытеснения воды из капилляров максимального радиуса. Платообразный участок имеет различную крутизну в зависимости от однородности поровых каналов по размерам. Чем меньше крутизна, тем меньше неоднородность поровых каналов. Горизонтальная линия свидетельствует об идеальной однородности. Крутизна капиллярной кривой и давление начала вытеснения определяются главным образом остаточной водонасыщенностью и абсолютной проницаемостью образца. Однако следует отметить, что в пластах коллекторах Давление, МПа Западной Сибири имеет место достаточно тесная корреляционная связь между отмеченными параметрами [77, 87]. При высоких капиллярных давлениях кривая выходит на вертикальную асимптоту. Данный участок кривой характеризуется поровыми каналами минимального размера. Следует отметить, что эти поровые каналы практически не принимают участия в процессе фильтрации жидкости. Рассмотрим вопросы математического описания (аппроксимации) кривых капиллярного давления, полученных экспериментально в лабораторных условиях. Исследователями предложено несколько различных математических моделей, позволяющих аппроксимировать кривые капиллярного давления с точностью, достаточной для практических целей. В последние годы в условиях коллекторов Западной Сибири наибольшее распространение получила математическая модель Брукса–Кори, которая даётся следующим выражением [78]: (4.1) где Kв — текущая водонасыщенность; Kвo — остаточная водонасыщенность; рк — капиллярное давление; р0 — начальное капиллярное давление;  — показатель крутизны кривых капиллярного давления. В соответствии с формулой (4.1) каждая кривая капиллярного давления характеризуется своими конкретными параметрами (р0; ; Kво). В комплексе с капиллярными исследованиями пластов-коллекторов на образцах керна проводятся также лабораторные исследования с целью определения фильтрационно-емкостных свойств: пористости, абсолютной проницаемости. При этом определение текущей водонасыщенности образцов керна производится при различных значениях капиллярного давления (0,014; 0,028; 0,056; 0,105; 0,243 МПа). Как правило, водонасыщенность, соответствующая давлению 0,25 МПа, считается остаточной водонасыщенностью Kво. Теперь получим аналитические выражения для вычисления параметров аппроксимации модели Брукса–Кори. Для этого формулу (4.1) преобразуем и приведем к виду (4.2) Если обозначить то формула приобретает компактную форму: (4.3) где — нормированная водонасыщенность, т. е. водонасыщенность, приведенная к эффективному объёму порового пространства. Прологарифмируем нормированную водонасыщенность: (4.4) Из формулы (4.4) следует, что между нормированной водонасыщенностью и капиллярным давлением в логарифмической системе координат существует линейная зависимость. Оценим параметры аппроксимационной модели. В соответствии с формулой (4.4) показатель соответствует угловому коэффициенту прямой, а свободный член находится в прямой зависимости от логарифма начального капиллярного давления. В формуле (4.4) свободный член предварительно обозначим через  и из выражения  =  ln(p0) получим формулу расчёта начального капиллярного давления: (4.5) Параметры аппроксимационной модели могут быть оценены также аналитически путем решения системы уравнений. Если использовать два значения текущей водонасыщенности при двух фиксированных значениях капиллярного давления в рамках платообразного участка, то путем решения системы двух уравнений можно оценить параметры  и . 97 Для оценки указанных параметров рекомендуется использовать текущие водонасыщенности для следующих значений капиллярных давлений: . При этом формулы для расчёта параметров капиллярной кривой имеют вид: ; . Таким образом, параметры аппроксимационной модели капиллярных кривых могут быть получены как графически, так и аналитически с использованием предлагаемых формул. Рассмотрим пример графической оценки параметров капиллярных кривых для пласта Урьевского месторождения Западной Сибири. Сначала на основе данных лабораторных капилляриметрических исследований строят графики зависимости логарифма нормированной водонасыщенности от логарифма капиллярного давления (рисунок 4.2). При этом графики, как правило, имеют вид прямых линий и выражаются формулой: . С использованием параметров  и  для каждого образца вычисляем начальное капиллярное давление: . Исследования показывают, что начальное капиллярное давление в первую очередь определяется фильтрационно-емкостными параметрами породы. В работе [83] для начального давления получено выражение , (4.6) 98 где а — фиксированная константа для данного пласта, например для пласта Урьевского месторождения a = –3,05; Kпр — коэффициент проницаемости, мкм2; Kп — коэффициент открытой пористости, доли ед. -2,5 -2 -1,5 y = -0,7523x - 2,1791 R2 = 0,9993 -1 -0,5 0 -0,5 -1 -1,5 -2 -1,5 -1 y = -0,6769x - 1,1283 R2 = 0,9667 -0,5 -0,2 0 0,5 -0,4 -0,6 -0,8 -1 -1,2 -1,4 -2,5 -2 -1,5 -1 -0,5 y = -0,6579x - 1,949 R2 = 1 0 -0,5 -1 -1,5 -2 -2,5 -2 -1,5 -1 y = -0,6071x - 1,8568 R2 = 0,9999 0 -0,5 -0,2 0 -0,4 -0,6 -0,8 -1 -1,2 -1,4 -1,6 -2,5 -2 -1,5 y = -0,5463x - 1,7305 R2 = 0,9999 -1 -0,5 0 -0,2 0 -0,4 -0,6 -0,8 -1 -1,2 -1,4 -1,6 Рисунок 4.2 — Примеры графиков зависимости нормированной водонасыщенности от капиллярного давления Прологарифмируем формулу (4.6): . Отсюда окончательно получим: . (4.7) В таблице 4.1 представлены значения фильтрационно-емкостных свойств, а также расчетные значения параметров капиллярных кривых ряда образцов пласта Урьевского месторождения. Таблица 4.1 — Коллекторские свойства и параметры капиллярных кривых образцов керна из пласта Урьевского месторождения No Kпо Kпр 1 0,225 0,0138 –0,7324 2 0,241 0,0556 –0,6023 3 0,227 0,0059 –0,6061 4 0,235 0,2516 –0,7523 5 0,221 0,0114 –0,6769 6 0,247 0,214 –0,6579 7 0,25 0,2228 –0,6071 8 0,238 0,1865 –0,5463 9 0,25 0,5486 –0,6272 10 0,259 0,7204 –0,6572 11 0,235 0,1326 –0,496 12 0,253 1,51113 –0,6768 13 0,249 1,0283 –0,7474 14 0,243 0,46 –0,6324 15 0,234 0,289 –0,6329 16 0,257 0,942 –0,6553 ln p0 –1,314 –1,7941 –1,5313 –2,54242 –0,7933 –1,30886 –2,1791 –2,89658 –1,1283 –1,66686 –1,949 –2,96246 –1,8568 –3,05847 –1,7305 –3,16767 –2,1365 –3,40641 –2,3094 –3,514 –1,5702 –3,16573 –2,7295 –4,03295 –2,6236 –3,5103 –2,1523 –3,40338 –2,0528 –3,24348 –2,3932 –3,65207 100 На рисунке 4.3 представлен график сопоставления значений логарифма отношения проницаемости к пористости с расчетными значениями через параметры капиллярных кривых в соответствии с формулой (4.7). 3 2 1 0 y = 1,0512x - 0,1011 R2 = 0,9642 -4 -3 -2 -1-10 1 2 3 -2 -3 -4 -5 2(а-ln(p0)) Рисунок 4.3 — Сопоставление расчетных и экспериментальных значений Как следует из рассмотрения графика сопоставления, по параметрам капиллярных кривых с хорошей точностью можно оценить соотношение проницаемости к пористости пласта. Далее, при известной пористости можно вычислить абсолютную проницаемость. 4.2 Оценка абсолютной проницаемости пород-коллекторов с использованием гантельной модели пустотного пространства по кривым капиллярного давления Абсолютная проницаемость является важнейшей динамической характеристикой эксплуатационного объекта, поскольку она позволяет прогнозировать его добывные возможности. В силу этого проблеме оценки абсолютной проницаемости коллекторов посвящено множество работ отечественных и зарубежных исследователей [79–86]. Предлагаемые авторами 101 Ln(Кпр/Кп) аналитические выражения позволяют получить в ряде случаев достаточно тесные корреляционные связи между фильтрационными и емкостными свойствами продуктивных пластов. Однако для прогноза дебитов скважин необходимо иметь кривые фазовых проницаемостей, на форму которых сильно влияют размеры и плотность распределения поровых каналов, которые определяются на основе капилляриметрических исследований керна. Поэтому оценка абсолютных и фазовых проницаемостей по кривым капиллярного давления является в настоящее время задачей крайне актуальной. При этом важно при определении проницаемости по данным капиллярных исследований путем преобразования математической модели перейти от кривых капиллярного давления к кривым плотности распределения поровых каналов. Метод капилляриметрии базируется на измерении содержания воды в капилляриметре в процессе вытеснения воды из образца породы воздухом или нефтью при различных значениях внешнего давления. При этом давление вытеснения и размеры поровых каналов взаимосвязаны в соответствии с формулой Лапласа. Интерпретация данных капиллярных исследований основано на моделировании пустотного пространства породы совокупностью капилляров различного размера в форме цилиндров. При этом, в соответствии с формулой Лапласа, вода выдавливается вначале из капилляров большого сечения. По мере увеличения давления в процессе вытеснения воды подключаются капилляры всё более мелкого сечения. В результате эксперимента получается зависимость текущей водонасыщенности образца породы от приложенного внешнего давления. По кривым капиллярного давления далее определяется функция распределения поровых каналов по размерам и их вклад в объем фильтрующейся через породу жидкости. Исследования шлифов под микроскопом показывают, что поровые каналы имеют чрезвычайно сложную конфигурацию. Это, как правило, совокупность пор, имеющих различные размеры и связанные с ними более тонкие межпоровые канальцы. В связи с этим, в первом приближении, следуя работе [76], пустотное пространство можно представить, как систему двух распределений: распределение пор и межпоровых сужений, то есть в виде гантельной модели (цепочка пор и межпоровых канальцев). Согласно работе [76], в гантельный модели каждый поровый канал представлен чередованием трубок большого и малого сечения. При этом трубки большого сечения Sn моделируют поры, а небольшого сечения Sк — моделируют микрокапилляры (межпоровые сужения). Для удобства расчетов авторы предлагают каждый поровой канал сложного сечения заменить капилляром (трубкой) фиксированного эффективного сечения. При замене капиллярами фиксированного сечения модель превращается в обыкновенную модель параллельных капилляров неизменного сечения [115]. Сечения макрокапилляров (пор) и микрокапилляров (межпоровых сужений) для гантельной модели являются главными показателями. Кроме них, «гантельная модель» характеризуется следующими эффективными сечениями: — Sе — эффективное емкостное сечение, определяемое коэффициентом пористости Kп: (4.8) где NF — число поровых каналов на единичной площади, перпендикулярной направлению фильтрации жидкости (площадная густота поровых каналов); — Sэ — эффективное электрическое сечение, определяемое параметром пористости Рп: (4.9) 103 — Sф — эффективное фильтрационное сечение, определяемое согласно формуле Пуазейля, коэффициентом абсолютной проницаемости Kпр: (4.10) Эффективные сечения имеют различную величину, однако, как показано в работе [76], они взаимосвязаны. Получим соотношение, связывающее электрическое и фильтрационное сечение гантельной модели. Если почленно разделить уравнения (4.9) и (4.10), то получим формулу, связывающую эти два эффективных сечения: . Авторами работы [76] показано, квадрат фильтрационного сечения приближённо равен произведению сечения микрокапилляров на эффективное электрическое сечение. Таким образом, левую часть последней формулы без потери точности можно заменить сечением межпоровых сужений (микрокапилляров). Расчёты показывают, что размеры межпоровых сужений намного меньше размеров пор, вследствие этого проницаемость определяется главным образом величиной сечения микрокапилляров (межпоровых сужений), поэтому окончательно имеем: , где Рп = Kп–m; m — показатель, характеризующий степень сцементи- рованности породы, величина которой близка к двум; rк — радиус межпоровых сужений (микрокапилляров). Очевидно, что каждый микрокапилляр породы имеет свой определенный размер. Если радиусы микрокапилляров распределены по закону g(r), тогда для случая расчета абсолютной проницаемости будем иметь формулу: где rmax — максимальный радиус капилляра. (4.11) 104 В работе [75] показано, что абсолютная проницаемость сухого образца и образца породы, насыщенной водой практически одинаковы. Это связано с тем, что в фильтрации участвует лишь эффективная часть пустотного пространства, которое соответствует объему поровых каналов за вычетом остаточной воды: Kпэ = Kп(1 – Kво), где Kпэ — эффективная пористость; Kво — остаточная водонасыщенность. При капилляриметрических исследованиях фильтрация происходит лишь в эффективной части пустотного пространства, поэтому в формуле (4.11) должна участвовать эффективная пористость, а не открытая. Как показано в работе [77], плотность распределения поровых каналов по размерам равна производной текущей водонасыщенности по радиусу поровых каналов, т. е. где Kв — текущая водонасыщенность. Подставив выражение g(r) в формулу (4.11) и воспользовавшись формулой Лапласа, получим: где рк — капиллярное давление;  — поверхностное натяжение;  — угол смачивания. В процессе исследований зависимости водонасыщенности от капиллярного давления установлено, что параметры  и  имеют фиксированные значения. Поэтому формулу для абсолютной проницаемости можно представить в виде: (4.12) Показатель m характеризует степень сцементированности пород- коллекторов и близок к 2. Для простой капиллярной модели очевидно m = 1. где A — коэффициент, учитывающий фиксированные параметры. На рисунках 4.4–4.7 приводятся графики сопоставления значений коэффициента абсолютной проницаемости, рассчитанных путем графического интегрирования кривой зависимости водонасыщенности от капиллярного давления, с данными экспериментальных исследований для двух различных показателей цементации: m = 1 и m = 2. При этом для вычисления абсолютной проницаемости по формуле (4.12) использованы результаты исследований кривых капиллярного давления по двум разным объектам пластов тюменской свиты Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. На этих же графиках приведены формулы расчета абсолютной проницаемости, полученные путем статистической обработки по методу наименьших квадратов результатов сопоставления экспериментальных и расчетных данных. Параметр S в уравнениях регрессии представляет собой результат численного интегрирования в соответствии с формулой: 50 30 10 R2 = 0,9581 0 -10 0 10 20 30 40 50 60 -10 Кпр.р, мД Кпр.р=35,84 ·(Кпэ·S) - 2,87 Рисунок 4.4 — Сопоставление экспериментальных и расчетных значений абсолютной проницаемости при m = 1 (объект No 1, тюменская свита) Кпр.э, мД 50 30 10 R2 = 0,9814 0 -10 0 10 20 30 40 50 60 -10 Кпр.р, мД Кпр.р=268,85 ·(Кпэ2 ·S) - 0,571 Рисунок 4.5 — Сопоставление экспериментальных и расчетных значений абсолютной проницаемости при m = 2 (объект No 1, тюменская свита) 90 80 70 60 50 40 30 20 10 -20 0 20 40 60 80 R2 = 0,8503 -10 Кпр.р, мД Кпр.р=20,565·(Кпэ·S) - 1,2287 Рисунок 4.6 — Сопоставление экспериментальных и расчетных значений абсолютной проницаемости при m = 1 (объект No 2, тюменская свита) Кпр.э, мД Кпр.э, мД 80 60 40 20 0 0 20 40 60 80 Кпр.р Кпр.р=120,12 ·(Кпэ2·S) + 1,9094 R2 = 0,9414 Рисунок 4.7 — Сопоставление экспериментальных и расчетных значений абсолютной проницаемости при m = 2 (объект No 2, тюменская свита) Таким образом, при интерпретации данных капилляриметрических исследований вместо простой капиллярной модели следует использовать гантельную модель пустотного пространства, поскольку капиллярное давление определяется преимущественно микрокапиллярами (межпоровые сужения), а водонасыщенность — ёмкостью пор (макрокапилляров). В формулах расчёта абсолютной проницаемости по кривым капиллярного давления необходимо использовать эффективную пористость, так как часть порового пространства заполненная остаточной водой вообще не принимает участия в фильтрации. Результаты наших исследований показали, что использование гантельной модели взамен традиционной капиллярной — при интерпретации данных капиллярных исследований — позволяет существенно повысить точность и достоверность получаемых результатов [103]. Кпр.э 4.3 Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа на основе капилляриметрических исследований Под структурой пустотного пространства понимаются особенности микростроения породы, которые обуславливаются размерами, формой и взаимным расположением составных частей. Элементы структуры пустотного пространства включают такие понятия, как пористость, удельная поверхность и геометрия пор [88]. Указанные факторы обеспечивают взаимосвязь важнейших физических свойств породы, среди которых: абсолютная, фазовая проницаемости, параметр пористости, пьезопроводность и т. д. Что касается пористости удельной поверхности и остаточной водонасыщенности, то они могут быть определены в лабораторных условиях с достаточной для практических целей точностью. При решении задачи взаимосвязи между различными параметрами горной породы появляется необходимость количественной характеристики третьего параметра — геометрии пустотного пространства. Геометрия пустотного пространства является чрезвычайно сложной и не поддается математическому описанию. Поэтому единственным способом решения этой проблемы является создание математических моделей пустотного пространства, которые определяют упрощённые варианты геометрии пор и дают возможность устанавливать количественные связи между фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов: коэффициентом пористости, удельной поверхностью, коэффициентами абсолютной и относительной проницаемости, остаточной водонасыщенность и т. д. Изучению этих взаимосвязей посвящено множество работ отечественных и зарубежных ученых [88–90]. Используемые исследователями структурные модели делятся на два основных класса: гранулярные и капиллярные. 109 Гранулярные модели описывают главным образом минеральный скелет породы, а капиллярные модели характеризуют пустотное пространство, по которому происходит движение флюидов. Из них наиболее часто используется модель капилляров фиксированного размера. Несмотря на простоту, даже модель пучка капилляров часто дает неплохие результаты [75]. Ближе других к реальной структуре породы расположена модель, представленная набором капилляров разного диаметра с определенным распределением поровых каналов по размерам. Недостатком этой модели является то, что она не учитывает изменчивость поперечного сечения фильтрационных каналов. Связи между параметрами, полученные с использованием данной модели, являются более тесными, но не всегда. Очевидно, что фильтрационные каналы реальной горной породы представляют собой цепочку взаимосвязанных пор (макрокапилляров) и межпоровых сужений (микрокапилляров). При этом поры определяют емкостные свойства (пористость, удельная поверхность), а межпоровые — фильтрационные свойства (проницаемость). Данный очевидный факт никак не учитывается в современных капиллярных моделях. Модель пучка капилляров разного сечения положена в основу интерпретации данных исследования капиллярного давления образцов керна из пластов-коллекторов. В условиях Западной Сибири для каждого продуктивного пласта проводятся капилляриметрические исследования, а также измеряются значения абсолютной проницаемости и пористости. Известно, что капиллярные кривые представляют собой зависимости капиллярного давления от водонасыщенности пустотного пространства образцов керна, имеющих различные фильтрационно-емкостные свойства. В силу этого наряду с зависимостью капиллярного давления от водонасыщенности они содержат информацию о структуре пустотного 110 пространства, а также о характере связей между фильтрационными и емкостными свойствами конкретного продуктивного пласта. Как было отмечено выше структура пустотного пространства оказывает существенное влияние на количественные связи между фильтрационными и емкостными свойствами пород-коллекторов. В связи с этим рассмотрим вопросы оценки коэффициента абсолютной проницаемости по кривым капиллярного давления. Для расчёта абсолютной проницаемости Kпр многие исследователи предлагают формулу: (4.14) где Kп — коэффициент пористости; (r) — дифференциальная функция распределения поровых каналов по размерам; r — радиусы поровых каналов. Теперь несколько преобразуем эту формулу. Для этого примем во внимание, что где Kв — текущая водонасыщенность образца. В соответствии с формулой Лапласа имеем: рк — капиллярное давление; где  — поверхностное натяжение;  — угол смачивания. После подстановки выражения для g(r) и радиуса порового канала через капиллярное давление в формулу (4.14) получим: (4.15) Следует отметить, что значения проницаемости, рассчитанные по формуле (4.15), значительно отличаются от проницаемости образцов, полученных экспериментально в лабораторных условиях. 111 При определении проницаемости с использованием кривой капиллярного давления Парселл добавил в (4.15) множитель , который учитывает отличие капиллярной модели от структуры порового пространства реальных пород- коллекторов. Для каждого из 27 образцов песчаника им были проведены определения пористости, проницаемости, а также получены кривые капиллярного давления. Расчеты показали, что  изменяется в диапазоне от 0,085 до 0,3634, при среднем значении, равном 0,216 [90]. Сравнение рассчитанных и теоретических экспериментальных значений проницаемости показало их удовлетворительную сходимость. Бурдайн, Фэтт, Дикстра определяли в формуле Парселла коэффициент  через извилистость каналов пор. Следуя Козени-Карману, формулу (4.2) окончательно перепишем в виде: (4.16) где Тг — гидравлическая извилистость. Для расчёта коэффициента абсолютной проницаемости с помощью формулы (4.16) воспользуемся обобщённый математической моделью кривой капиллярного давления для пластов коллекторов Западной Сибири, предложенной авторами в работе [83]: (4.17) где безразмерное капиллярное давление; — параметр, имеющей размерность радиуса; — нормированная водо- насыщенность; — текущая водонасыщенность породы; — остаточная водонасыщенность; — фиксированные параметры, определяемые путём статистической обработки капиллярных кривых. Наши исследования показывают, что параметр «а» характеризует начальный участок, параметр «b» — платообразную часть, а параметр «с» — 112 участок кривой вблизи вертикальной асимптоты, соответствующий резкому возрастанию капиллярного давления. Это область минимальных значений размеров поровых каналов (r  1 мкм). Обратим внимание, что интеграл в формуле (4.14) физически выражает среднее значение квадрата радиуса поровых каналов. Очевидно, что вклад капилляров минимального размера в величину интеграла исчезающе мал. Анализ показывает, что интеграл в формуле (4.14) определяется в основном поровыми каналами, размеры которых близки к максимальному радиусу. В связи с изложенным, без потери точности можно пренебречь третьим членом правый части формулы (4.17). Тогда получим: Предположим, что нормированная водонасыщенность . При этом очевидно, что капиллярное давление равно — начальному давлению. Тогда имеем: . Отсюда можно получить выражение для начального капиллярного давления: . (4.20) Теперь в формуле (4.18) вместо «а» подставим его выражение (4.19) через начальное давление. Получим: . Дальнейшее преобразование дает: ,. Окончательно получим: . . (4.18) (4.19) 113 Теперь выражение для капиллярного давления подставим в формулу (4.16): . Далее сделаем замену переменных. Поскольку , то при имеем Поэтому: Окончательно для гидравлического радиуса получим формулу: . (4.21) При Рассмотрим с использованием формулы (4.22). Для расчёта воспользуемся капилляриметрических исследований. гидравлической результатами (4.22) извилистости лабораторных порядок расчёта На рисунке 4.8 представлены графики зависимости безразмерного капиллярного давления от нормированной водонасыщенности в логарифмической системе координат для ряда образцов керна из пласта Урьевского месторождения Западной Сибири. 114 y = -1,4368x - 2,9537 1 R2 = 0,998 0,5 0 -3 -2 -1 -0,50 -1 -1,5 -2 -2,5 y = -1,5332x - 3,0075 R2 = 0,9968 0,5 0 -3 -2 -1 -0,5 0 -1 -1,5 -2 -2,5 y = -1,6524x - 3,1254 R2 = 0,9938 -2 -1 0 -1 -2 -3 -3 -2 1,5 y = -1,4898x - 2,8875 R2 = 0,9971 1 0,5 -1 -0,5 0 -1 -1,5 -2 y = -1,4552x - 2,9145 R2 = 0,9986 -3 -2 -1 0 -1 -2 2 1 0 Рисунок 4.8 — Графики зависимости безразмерного давления от нормированной водонасыщенности При этом отдельные точки соответствуют фиксированным значениям капиллярных давлений: 0,014; 0,026; 0,056; 0,105 МПа. Согласно приведенным данным (рисунок 4.1), кривые капиллярного давления в логарифмической системе координат с высокой точностью преобразуются в прямые линии. При этом свободный член уравнения прямой, соответствует параметру «а», угловой коэффициент — параметру «b». Аналогичные построения выполнены для всех исследованных образцов керна. В таблице 4.2 представлены данные о коллекторских свойствах, а также результаты расчета параметров «a» и «b» 17 образцов керна из пласта Урьевского месторождения. 115 Таблица 4.2 — Данные о коллекторских свойствах образцов керна Урьевского месторождения No Kпо Kпр Kво a b Тг Тг1 1 0,254 0,0285 0,479 –2,6 2 0,225 0,0138 0,594 –3,176 3 0,241 0,0556 0,427 –2,8807 4 0,227 0,0059 0,657 –3,0954 5 0,235 0,2516 0,338 –2,8225 6 0,221 0,0114 0,575 –3,1138 7 0,247 0,214 0,325 –2,9537 8 0,25 0,2228 0,331 –3,0075 9 0,238 0,1865 0,327 –3,1254 10 0,25 0,5486 0,261 –2,8875 11 0,259 0,7204 0,221 –2,9145 12 0,235 0,1326 0,349 –3,1979 13 0,253 1,51113 0,176 –3,0246 14 0,249 1,0283 0,222 –2,7573 15 0,243 0,46 0,242 –2,9662 16 0,234 0,289 0,324 –3,0204 17 0,257 0,942 0,233 –2,8487 –1,13 2,7 3,4 –1,3495 3,9 3,2 –1,2595 3,6 3,7 –1,5603 3,1 2,8 –1,2914 3,6 4,0 –1,4282 3,6 3,2 –1,4368 3,9 3,9 –1,5332 4,0 3,9 –1,6524 3,6 3,7 –1,4898 3,8 4,0 –1,4552 4,1 3,8 –1,7156 4,6 4,0 –1,4108 4,7 4,3 –1,3086 3,7 4,2 –1,4837 4,2 4,2 –1,4743 4,2 4,1 –1,4176 3,8 4,1 Анализ показывает, что гидравлическая извилистость Тг образцов Урьевского месторождения изменяется в небольших пределах, среднее значение составляет 3,8. Однако наблюдается тенденция к уменьшению извилистости с увеличением остаточной водонасыщенности в низкопроницаемых коллекторах. Рассмотрим вопросы связи гидравлической извилистости и геометрии пустотного пространства. Ранее отмечено, что величина интеграла в формуле (4.14) соответствует среднему значению квадрата радиуса фильтрационных каналов. Следует отметить, что по величине капиллярного давления, в соответствии с формулой Лапласа, мы определяем минимальное сечение поровых каналов. Если каждый поровый канал представить в виде чередования пор и межпоровых сужений (гантельная модель), то, очевидно, рассматриваемый интеграл даёт среднее значение сечений межпоровых сужений. Формула (4.14) содержит также коэффициент пористости, который, очевидно, определяется средним сечением пор. Таким образом, часть формулы (4.14) определяется размерами пор, другая часть — размером межпоровых сужений. Этим как раз объясняется основная некорректность формулы (4.14). Кроме того, правая часть формулы включает лишь эффективные (фильтрующие) поровые каналы, а левая часть (открытая пористость) — все поровые каналы: как фильтрующие, так и нефильтрующие. Очевидно, коэффициент проницаемости, рассчитанный по кривым капиллярного давления, должен определяться только минимальным размером поровых каналов, то есть размером межпоровых сужений. Если это так, то в формуле (4.14) необходимо перейти к эффективной пористости (вместо открытой) и далее разделить на соотношение сечений пор и межпоровых сужений. В работе [76] дано выражение для соотношения электрических сечений пор и межпоровых канальцев : , где — параметр пористости; — линейная доля микрокапилляров (межпоровых сужений); — линейная доля пор. Показано, что произведение . 117 По В. Н. Дахнову, электрический параметр пористости выражается формулой: , (4.23) где выражается такой же формулой, с той лишь разницей, что параметры могут несколько отличаться. Таким образом, для квадрата гидравлической извилистости окончательно получим формулу: . Окончательно гидравлическая извилистость равна: . (4.24) В качестве примера в таблице 4.2 представлены значения гидравлической извилистости , рассчитанные по известным значениям параметров образцов керна по формуле (4.24). Сопоставление значений извилистости, полученные по данным капиллярных исследований и рассчитанные по коллекторским свойствам с использованием формулы (4.24), показывает их удовлетворительную сходимость. 4.4 Выводы 1. Для количественной оценки гидравлической извилистости по коллекторским параметрам пласта предлагается использовать гантельную модель пустотного пространства породы, где каналы-породы, через которые осуществляется фильтрация, представлены чередованием пор (макрокапилляра) и межпоровых сужений (микрокапилляры). 2. Гидравлическая извилистость физически объясняется расширением линий фильтрационного потока в порах и сжатием в межпоровых канальцах. — параметры, постоянные для данного пласта-коллектора. Естественно полагать что гидравлический параметр пористости 118 3. Остаточная вода приурочена, в основном, к глинистым частицам, которые выстилают поровые каналы. Поскольку остаточная вода неподвижна, она приводит к сужению живого сечения пор и, следовательно, к некоторому уменьшению гидравлической извилистости. ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Обобщение, анализ и систематизация информации и литературных данных по геологическому строению, состоянию выработки запасов нефти из пластов нижнемелового возраста позволили отметить, что общим для всех продуктивных пластов Суторминского и Сугмутского месторождений является неравномерная выработка запасов по разрезу, опережающий рост обводенения продукции скважин и снижение темпов отбора. Одной из причин роста обводненности являются недонасышенные коллекторы, выделяемые, как в разрезе залежи, так и в плане, и в которых наблюдается быстрое продвижение фронта обводнения за счет капиллярной пропитки и характера смачиваемости. 2. Анализ и интерпретация построенных статистических моделей позволили установить, что на основные ФЕС и структурные параметры исследуемых гранулярных коллекторов оказывают большее влияние содержание мелких и средних частиц размером менее 10 мкм и 10–50 мкм, а также частиц размером 50–100 мкм. Частицы размером 50–100 мкм формируют поры размером менее 5 мкм. На емкостные характеристики (пористость и коэффициент остаточной водонасыщенности) содержание данной фракции частиц имеет слабое влияние. 3. Предложена методика прогнозирования ФЕС, структуры порового пространства и остаточной водонасыщенности по гранулометрическому составу на основе методов статистического анализа. Полученные статистические модели, позволяют с достаточной степенью точности рассчитывать основные ФЕС и получать информацию о структуре порового пространства. 4. По результатам исследования взаимосвязи смачиваемости с ФЕС, образцы керна пластов БС101 и БС102 по качеству коллекторских свойств можно разделить на две группы: — образцы гидрофобной группы обладают хорошими коллекторскими свойствами за счет сложения хорошо отсортированным средне- и крупнозернистым песчаным материалом с малым количеством глинистого материала, что подтверждается высокими средними значениями пористости, проницаемости, коэффициента вытеснения и низким коэффициентом остаточной водонасыщенности, низкими значениями дисперсии по этим параметрам (за исключением проницаемости), а также средним содержанием 75,1 % мас. частиц размером более 100 мкм; — группы с промежуточным и гидрофильным типом смачиваемости состоят из мелко- и среднезернистых песчаников, с большим количеством глинистого материала и, как следствие, худшими коллекторскими свойствами, с большим разбросом фильтрационно-емкостных параметров, что подтверждается более низкими средними значениями пористости, проницаемости и коэффициента вытеснения. По этим группам относительно группы с гидрофобным типом смачиваемости, более высокий разброс точек (за исключением проницаемости) и высокое содержание частиц размером менее 100 мкм — 41,6 % мас. 5. Изучение глинистости породы в связи с ее влиянием на коллекторские свойства показало, что пористость обладает хорошей тесной связью с относительной глинистостью образцов во всём диапазоне её изменения, разброс значений проницаемости относительно установленной зависимости увеличивается с уменьшением глинистости образцов. Наибольшее изменение глинистости от 0,24 до 0,9 долей ед. наблюдается у низкопроницаемых образцов (менее 0,008 мкм2). Дальнейшее увеличение проницаемости приводит к стабилизации глинистости. У образцов с проницаемостью более 0,010 мкм2 глинистость колеблется в пределах от 0,06 до 0,35 долей ед. Анализ данных зависимостей с учётом типа смачиваемости образцов позволил установить, что границы нефтенасыщенности проходят по верхней границе смачиваемости гетерогенной группы образцов, что соответствует значениям пористости 12 %, проницаемости 0,001 мкм2 и относительной глинистости 0,42 долей ед. 6. При оценке смачиваемости образцов керна со значениями пористости более 10 %, проницаемости выше 0,001 мкм2 и величины относительной глинистости менее 0,5 метод Б. И. Тульбовича имеет хорошую валидацию, а в сложных низкопроницаемых коллекторах с высоким содержанием глинистого материала, для исключения сомнений, рекомендуется применять комплексированый метод: капиллярной пропитки и центрифужного вытеснения керосина водой. 7. Показано, что параметры аппроксимационной модели кривых капиллярного давления содержат информацию о структуре пустотного пространства и тесно связаны с фильтрационно-емкостными свойствами пласта. По данным капиллярных исследований возможна оценка плотности распределения паровых каналов по размерам. Показано, что основной вклад в проницаемость коллектора вносят поровые каналы максимального размера. Для количественной оценки гидравлической извилистости поровых каналов предлагается использовать гантельную модель пустотного пространства, в которой каналы фильтрации представлены чередованием пор (макрокапилляры) и межпоровых сужений (микрокапилляры). Кроме того, гантельная модель позволяет повысить точность и достоверность результатов оценки абсолютной проницаемости по данным капиллярных исследований.