Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Коллекторские свойства продуктивный горизонтов

На Ташлиярской площади параметры, характеризующие коллекторские свойства отложений были получены в результате проведения геофизических, лабораторных, гидродинамических (проницаемость) исследований.

Фильтрационно-емкостные свойства и нефтенасыщенность продуктивных коллекторов кыновского горизонта (До) по данным анализа образцов керна характеризуется следующими параметрами: средняя пористость коллекторов по данным 54 определений равна 0,212 доли единиц, средняя проницаемость, рассчитанная по данным 43 определениям, равна 0,607 мкм². Для определения начальной нефтенасыщенности и насыщенности связанной водой был использован керн, отобранный из четырех скважин. Средняя величина начальной нефтенасыщенности по 42 определениям равна 0,857, насыщенности связанной водой - 0,143.

По данным геофизических исследований пористость продуктивного пласта До определена по 148 скважинам (193 определения), среднее ее значение равно 0,204 при диапазоне изменения от 0,132 до 0,259; нефтенасыщенность определена по 141 скважине (178 определений), среднее значение равно 0,729 при диапазоне изменения от 0,380 до 0,878, проницаемость определена по 144 скважинам (186 определений), среднее значение равно 0,489 мкм².

Гидродинамические исследования для определения проницаемости коллекторов были проведены в 61 скважине (118 определений). Средняя проницаемость по данным этих исследований равна 0,023 мкм².

Результаты лабораторных анализов керна нефтенасыщенных разностей пашийского горизонта (Д₁) были получены при проведении 86 определений по шести скважинам и при этом среднее значение пористости составило 0,202 доли ед., что почти совпало со средним значением коэффициента пористости по геофизическим исследованиям скважин - 0,199 доли ед. Расхождения среднего значения коэффициента нефтенасыщенности по лабораторным исследованиям керна и по геофизическим данным незначительные – 0,862 доли ед. (по керну) и 0,791 доли ед. (по ГИС).

Проницаемость по керну по 67 образцам из пяти скважин равна 0,813 мкм², что превышает значение полученное по 1761 определениям по геофизическим исследованиям 700 скважин. Среднее значение коэффициента проницаемости по ГИС равен 0,502 мкм².

Гидродинамические исследования для определения проницаемости коллекторов были проведены в 312 скважинах (904 определений). Средняя проницаемость по данным этих исследований равна 0,2053 мкм².

Для проектирования приняты средние значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности равные, соответственно, 0,199; 502; 0,791, которые получены по данным ГИС.

В результате анализа данных, полученных при определении проницаемости по геофизическим и лабораторным данным приведены статистические ряды распределения проницаемости продуктивных отложений пласта Д₀ и горизонта Д₁.

Для определения показателя смачиваемости пород было выполнено 14 определений на образцах керна пашийского горизонта (скв. № 21980) и 11 определений показателя смачиваемости на образцах керна кыновского горизонта (скв. №№ 6916д, 21869) близлежащей Чишминской площади. При определении смачиваемости пород использовался ОСТ 39-180-85 “Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородосодержащих пород”. Для отнесения пород к той или иной группе использовалась классификация, основанная на величине показателя смачиваемости М:

- породы гидрофобные (М= 0-0,2)

- породы преимущественно гидрофобные (М = 0,21- 0,4);

- породы промежуточной смачиваемости (М = 0,41 – 0,6);

- породы преимущественно гидрофильные (М = 0,61 – 0,8);

- породы гидрофильные (М = 0,81 – 1).

Таблица 3 - Характеристика смачиваемости пород

Объект	Распределение образцов по величине показателя смачиваемости М, шт (%)
0 – 0,2	0,21 – 0,4	0,41 - 0,6	0,61 – 0,8	0,81 – 1,0
пашийский горизонт	-	-	-	-	14 (100)
кыновский горизонт	-	-	-	-	11 (100)

Анализируя результаты исследований, приведенные в таблице 3, можно констатировать, что все исследованные образцы пашийского и кыновского горизонтов являются гидрофильными.

Кривые капиллярных давлений (ККД) снимались в режиме дренирования водонасыщенных образцов на центрифуге в системе “вода-воздух” и нормировались с использованием функции Леверетта. При нормировании были использованы результаты, снятые на 4 образцах керна пашийского горизонта (скв. № 21980) и на 17 образцах керна кыновского горизонта (скв. №№ 150Д, 6916д, 6944, 28865, 21869) близлежащих Чишминской и Сармановской площадях. Нормированные кривые капиллярного давления представлены на рисунках 2 и 3.

Расчет капиллярных давлений Рк^плв системе” нефть-вода” в пластовых условиях проводится по формуле:

Р_к^пл = (J *б_в-н^пл · Cоs θ_пл) / (31,622 · ), (2.1)

где Р_к^пл- капиллярное давление в пластовых условиях в системе “нефть-

вода”, 10^-1МПа,

J – значение, нормирующей функции Леверетта,

б_в-н^пл – межфазное натяжение в системе “нефть-вода” в пластовых условиях (30 мН/м),

Cоs θ_пл – косинус угла смачивания породы в пластовых условиях (0,866),

31,622 - коэффициент приведения единиц в единую систему,

К_пр- проницаемость объекта по воздуху, 10 ^–3 мкм²,

К_п- открытая пористость объекта, % к объему породы.

Для определения капиллярного давления для заданного значения водонасыщенности объекта вначале, по зависимости J= f (Sw), находится значение нормирующей функции J. Далее, подстановкой значений J, К_пр,К_пв формулу (1), рассчитывается соответствующее значение капиллярного давления в пластовых условиях в системе “нефть-вода”.

Необходимые для расчета ОФП и капиллярного давления параметры приведены в таблице 4.

Таблица 4 -Параметры, принятые при расчетах ОФП и капиллярного давления

Объект	Пористость,%	Проницаемость по воздуху, 10^-3мкм²	Содержание cвязанной воды, %	Неснижаемая остаточная нефтенасы-щенность, %
пашийский горизонт	19,9^*	502^*
кыновский горизонт	20,4^*	549^*

Для воды породы становятся проницаемыми при водонасыщенности несколько превышающей содержание связанной воды (“критическая” водонасыщенность). Максимального значения проницаемость по воде достигает при уменьшении нефтенасыщенности до остаточного неснижаемого уровня.

Значения ОФП по нефти и воде и капиллярные давления при различной водонасыщенности пород приведены в таблице 5.

Таблица 5 – ОФП по нефти и воде и капиллярные давления при различной

водонасыщенности пород

Водонасыщен-ность, %	Относительная фазовая проницаемость, %	Капиллярное давление в системе “нефть-вода”, 10^-1МПа

по нефти	по воде
пашийский горизонт
	100,0	0,00	0,218
	90,50	0,00	0,167
	81,37	0,01	0,135
	72,63	0,02	0,112
	64,28	0,07	0,095
	56,34	0,17	0,083
	48,83	0,35	0,073
	41,77	0,67	0,065
	35,20	1,18	0,059
	29,15	1,97	0,053
	23,64	3,14	0,049
	18,70	4,82	0,045
	14,35	7,15	0,042
	10,60	10,32	0,039
	7,48	14,54	0,037
	4,95	20,07	0,035
	3,01	27,20	0,032
	1,62	36,24	0,031
	0,72	47,59	0,029
	0,22	61,67	0,027
	0,03	78,96	0,026
	0,00	100,0	0,025
Продолжение таблицы 5

кыновский горизонт
	100,0	0,00	0,211
	90,65	0,00	0,162
	81,66	0,00	0,130
	73,05	0,02	0,108
	64,81	0,06	0,093
	56,97	0,15	0,081
	49,54	0,32	0,071
	42,55	0,62	0,063
	36,02	1,09	0,057
	29,99	1,83	0,052
	24,49	2,91	0,047
	19,52	4,46	0,044
	15,13	6,62	0,041
	11,33	9,56	0,038
	8,12	13,47	0,036
	5,50	18,60	0,033
	3,45	25,19	0,031
	1,94	33,58	0,030
	0,93	44,09	0,028
	0,33	57,13	0,027
	0,00	73,15	0,024
	0,00	92,64	0,024
	0,00	100,0	0,024

Для обоснования коэффициента вытеснения нефти водой выполнен анализ остаточной нефтенасыщенности керна из промытых зон: керн этот промывался в условиях пласта, количество образцов, промытых в условиях пласта, составляет примерно полторы тысячи. Статистические зависимости построены не по отдельным образцам, а по 73 промытым пропласткам. Попытки построить зависимости раздельно для промытых пластов, пластовой и закачиваемой водой, показали отсутствие значимой разницы в степени промывки пластов разными водами. Статистические зависимости представлены в графическом и аналитическом виде на рисунке 2. С учетом этих зависимостей выражение для коэффициента вытеснения нефти в заводненных пластах будет иметь следующий вид:

для пашийского и кыновского горизонтов Квыт = 1-0,739·Кпр^-0,157(2)

где Квыт – коэффициент вытеснения нефти заводняющей водой, доли ед.,

Кпр – проницаемость заводненного пласта (или части его), 10^-3мкм²

В таблице 6 дана усредненная характеристика вытеснения нефти водой.

Таблица 6 - Характеристика вытеснения нефти водой

Наимено-вание	Прони-цаемость по воздуху, 10^-3мкм²	Содер-жание связан-ной воды, доли ед.	Коэффициент нефтенасыщен- ности, доли ед.	Коэф-фициент вытес-нения, доли ед.	Проницаемость, 10^-3мкм²
для воды при остаточ-ной нефтена-сыщен- ности	для нефти при на-чальной водона-сыщен-ности
началь-ной	+

Количество определе-ний, шт.						-	-
Интервал изменения	27-1348	0,031- 0,376	0,624- 0,969	0,155- 0,372	0,448- 0,823	-	-

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 7 8 9 10 Следующая ⇒