Главная | Обратная связь
МегаЛекции

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 Ркпл в системе” нефть-вода” в пластовых условиях проводится по формуле:

Ркпл = (J *бв-нпл · Cоs θпл ) / (31,622 · ) , (2.1)

где Ркпл - капиллярное давление в пластовых условиях в системе “нефть-

вода”, 10-1МПа,

J – значение, нормирующей функции Леверетта,

бв-нпл – межфазное натяжение в системе “нефть-вода” в пластовых условиях (30 мН/м),

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

31,622 - коэффициент приведения единиц в единую систему,

Кпр - проницаемость объекта по воздуху, 10 –3 мкм2,

Кп - 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, Кпр, Кп в 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 - -  

 





Рекомендуемые страницы:




Читайте также:


Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015- 2021 megalektsii.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.