Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

Шифром кривых r _п=¦ (К_п) для коллекторов является коэффициент относительного водонасыщения К_в:

К_в=(К_в-К_во)/(1-К_во)                                                                               (9.3)

К_в характеризует содержание в породе подвижной воды, изменяясь от Кв=0 для зоны предельного насыщения до ` К_в=1 - полностью водонасыщенный коллектор.

На рис.9.4 показаны области  однофазного течения нефть (I) и  вода (III), а также двухфазного  течения нефть-вода (II) ; последняя  ограниченасверху и снизу кривыми r _п=¦ (К_п) с `К_в 0.3 и 0.7 соответственно. Величину К_в=0.3 для большей части объектов можно рассматривать как критическое значение К_в,кр, варьирующее для различных объектов в пределах не превышающих ± 0.05.

Рис.9.4.Петрофизическое  обоснование для разделения терригенных  коллекторов по характеру насыщения. М-ние Даулетобад-Донмез; а- зависимость  К_во=¦ (К_п) , б -семейство графиков r _п=¦ (К_п) для различных ` К_в =const.

Преимущество использования  К_в,кр состоит в том, что эта величина незначительно меняется для разных геологических объектов, тогда как К_в,кр в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллектора меняется в широких пределах - от 0.1 до 0.5. Область между кривыми r _п=¦ (К_п) для ` К<sub>в</sub>=0 и ` К_в=0.3 соответствует предельно насыщенным и частично недонасыщенным нефтегазоносным коллекторам, но дающим при испытании чистый продукт. К ней относятся продуктивные коллекторы, включаемые в подсчет запасов. Из рис.9.3, 9.4 следует, что величина r _п,кр в соответствии с графиком r _п=¦ (К_п) для ` К_в=0.3 непостоянна и зависит от класса коллектора, определяемого интервалом коэффициента пористости.

Ниже графика r _п,кр=¦ (К_п) расположены области двухфазного течения и однофазного течения воды, которым соответствуют коллекторы с непромышленным содержанием углеводородов, не учитываемые при подсчете запасов. Эти коллекторы образуют так называемые переходные зоны, занимающие значительную часть объема нефтяных, в меньшей степени газовых месторождений в Западной Сибири и других регионах.

На рис.9.3 помимо точек, соответствующих гидрофильным продуктивным, непромышленно продуктивным и водоносным коллекторам приведены точки, соответствующие  частично гидрофобным коллекторам, расположенные выше графика для К_в=0, а также различным видам неколлекторов - плотные песчаники и алевролиты с глинистым и карбонатным цементом и глины.

На рис.9.4 помещено семейство  графиков r п=¦ (Кп) с различными ` К_в=const для крупного газоконденсатного месторождения, составленное на основе петрофизических исследований, выполненных на образцах пород из разреза базовой скважины, пробуренной на РНО. На этом же рисунке помещена экспериментальная зависимость К_во=¦ (К_п), использованная при построении графика r _п,пред=¦ (К_п), а также для уточнения границы коллектор-неколлектор.

На рис.9.4 указана ² технологическая² граница коллектор-неколлектор, соответствующая пористости 9%, тогда как ² физическая² граница коллектор-неколлектор соответствует примерно значению К_п=5%.

Положение ² технологической² границы определяется для изучаемого объекта рядом факторов - степенью освоения данного региона, плотностью запасов углеводородов на данном месторождении, заложенной в проект разработки технологией добычи, но в конечном счете - себестоимостью единицы углеводородного сырья, которое будет добываться на данном месторождении в конкретный исторический период. Очевидно, что граница эта в принципе непостоянная, ² плавающая² , и в различные периоды жизни страны и данного региона различна. Наиболее правильным является обоснование граничных значений параметров коллектора - фильтрационно-емкостных и геофизических, на основе принятого в данном регионе минимального рентабельного дебита нефти (газа) и соответствующего ему минимального рентабельного коэффициента продуктивности. В этом случае граничный коэффициент проницаемости рассчитывается по формулам:

для нефти

К_пр,гр=(m Q_мин /2p D p h_эф)´ lnr_к/r_с= (m / 2p ) ´ h _прод ´ lnr_к/r_с             (9.4)

для газа

К_пр,гр=((m /p )´ Q_мин/((р_пл²-р_с²)´ h_эф))´ lnr_к/r_с,                                     (9.5)

где Q_мин - принятое значение минимального рентабельного дебита; h_прод - соответствующее ему значение удельного коэффициента продуктивности; h_эф - средняя эффективная толщина коллектора; m - вязкость флюида в пластовых условиях; р_пл, р_с - соответственно давление пластовое и гидростатическое в скважине; r_к, r_с - радиусы контура питания (воронки депрессии) и скважины.

На основе петрофизических  связей К_пр с К_п и геофизическими параметрами - a _сп, D Т и т.д., находят соответствующие граничные значения коэффициента пористости и геофизических параметров.

Физическая граница  коллектор-неколлектор определяется значением К_во=1 (см. рис.9.3, 9.4, 9.5). Породы с К_во=1 не содержат подвижных углеводородов и поэтому не могут быть коллекторами нефти и газа. Породы с К_во<1 потенциально могут содержать нефть и газ, но отдают их при значениях К_во£ К_во,гр, где К_во,гр в зависимости от свойств флюида и термобарических условий составляет 0.5¸ 0.8. Для большинства коллекторов это значение 0.6¸ 0.7. В частности, для примера на рис.9.5 К_во,гр=0.6 и соответствующее ему К_п,гр=9%.

Нефтегазосодержащие породы, заключенные в треугольнике между  графиками r _п=¦ (К_п) для К_в=0 и К_в=1 и ² технологической² границей коллектор-неколлектор являются возможным объектом исследователей-разработчиков будущего в качестве потенциальных источников ² трудноизвлекаемого² углеводородного сырья.

На рис.9.5 дается сравнение  примеров определения линии, разделяющей  породы на продуктивные и непромышленно продуктивные по значению r _п,кр, определенному статистическим путем - график r _п=¦ (a_сп) - на основании анализа результатов испытания многих пластов и описанным выше петрофизическим - график r _п=¦ (К_п) - для продуктивных горизонтов одного из Западно-Сибирских месторождений.

Рис.9.5 Разделение коллекторов  по характеру насыщения путем сопоставления r _п и К_п; шифр графиков r _п=¦ (К_п) К_в =const .

Использование рассмотренных  палеток целесообразно также  для выявления в разрезе слоистых глинистых и плотных трещиноватых коллекторов. Точки для слоистых глинистых коллекторов, дающих при испытании чистый продукт, будут смещены в область двухфазного течения на палетках, составленных для пород с рассеянной глинистостью.

Точки для трещинных  коллекторов, дающих промышленные притоки  нефти и газа будут расположены  левее ² технологической² и нередко физической границы коллектор-неколлектор.  

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ш.К.Гиматудинов, А.И.Ширковский. Физика нефтяного и газового пласта. М. Недра. 1982.
2. Ю.А.Медведев. Физика нефтяного и газового пласта. Тюмень. 2000
3. Бескровный Н.С. Рациональные пути освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья.-С.-Пб., 1993.
4. Федорова Т.Д., Бочко Р.А. Водно-растворимые соли баженовской свиты как критерий выделения зон коллекторов //Геология нефти и газа. - 1991.-№2.
5. Б.Ю.Вендельштейн, Р.А.Резванов. Геофизические методы определения параметров нефтяных коллекторов. М. Недра. 1978.
6. Б.Ю.Вендельштейн. Геофизические критерии продуктивности нефтяного коллектора, основанные на законах фазовой проницаемости. Труды МИНХ и ГП, М. 1979. вып. 144, с. 20-30.
7. В.М.Добрынин, Б.Н.Куликов, В.Н.Черноглазов. Обоснование промышленных кондиций нефтеносных коллекторов с помощью кривых относительных проницаемостей. Труды МИНХ и ГП, М. 1979. вып. 144.
8. О.Н.Кропотов, А.В.Ручкин, Г.Г.Яценко, В.Ф.Козяр. Методика оценки характера насыщения пластов и прогнозирование состава притока по данным каротажа. Геология нефти и газа, 1983, №2.
9. Энциклопедия кругосвет.

- -