Сборник - Тезисы конференции Геомодель

Подождите немного. Документ загружается.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

ВОСПОЛНЯЕМЫЕ И НЕВОСПОЛНЯЕМЫЕ ЗАПАСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЗАЛЕЖАХ

СРЕДНЕГО КАСПИЯ.

Остроухов С.Б., Крашакова А.В., Сахнова А.В.*, Бочкарев А.В.

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть»

Согласно концепции двухэтапного формирования и перераспределения нефти и газа на

месторождениях Среднего и Северного Каспия в юрско-меловой генерационно-аккумуляционной

системе формирование залежей происходило

непрерывно и на генетическом уровне суммарный

эффект этого процесса делится на два основных укрупненных этапа: первый - нефтегазовая история

(формирование залежей) и второй - газоконденсатная (переформирование залежей). Нефти первого

этапа формирования залежей УВ сохранились на отдельных площадях и месторождениях

(кимериджская залежь и более древние скопления нефти юрского возраста на Хвалынском

месторождении).

Такие реликтовые скопления нефти (застойные зоны, тупиковые скопления)

сохранились в стороне от путей миграции на всех этапах, как результат изменения структурных

планов юрско-меловых отложений и по этой причине трасс фильтрационных потоков УВ [2-5].

На втором этапе судьба нефтяных залежей зависела от места их нахождения: в створе или вне

путей миграции углеводородных

газов. Если нефтяные залежи находятся на одних и тех же

миграционных путях первого и второго этапов, нефть за счет растворения в ней конденсата сохраняет

привлекательные товарные свойства.

Если в результате регионального или локального изменения структурного плана менялись

трассы струйных миграционных потоков УВ, то часть ранее проторенных путей и ловушек,

заполненных

нефтью, на втором этапе оказывалась отрезанной от источников УВ. Так,

сформировавшаяся на первом этапе большая часть нефтяных залежей месторождений Хвалынское и

170 км, на втором этапе оказалась отрезанной от миграционных потоков углеводородных газов и в

них по настоящее время продолжается процесс деградации нефтей. Состояние нефтяных залежей в

кимериджских и в нижезалегающих

юрских отложениях указывает на то, что на месте их нахождения

отсутствуют процессы пополнения и изменения состава нефтей в сторону их облегчения в залежах

(отсутствуют признаки газоконденсата). Напротив, происходит обратный процесс: в кимериждской

нефтяной залежи, залегающей на глубине 3122,5 м (скв. 4Хв), увеличивается содержание смол (в

настоящее время 4,69 масс.%), асфальтенов (0,62 масс.%), парафинов (8,11

масс.%), серы

(0,33 масс.%), наблюдается рост коэффициента битуминозности, значений плотности (0,876 кг/м

вязкости (27,6 мПа*с), температуры застывания нефти (+ 23

С); продолжается снижение

газосодержания (84,7 м

/т), давления насыщения нефти газом (11,8 МПа при пластовом давлении

33,4 МПа) и т.д. [3, 5].

На Западно-Ракушечном месторождении, судя по графикам погружения и реконструкции

условий формирования УВ скоплений, период консервации аптской нефтяной залежи без подпитки

УВ длился около 60 млн. лет, что оказалось для нее серьезным испытанием с точки зрения

сохранения нефти

в исходном состоянии. В результате нефтяная залежь под влиянием в основном

диффузионных процессов постепенно лишилась газовой шапки, а процессы биодеградации лишили

ее легких фракций (плотность 0,872 г/см

, газосодержание 55 м

/т, динамическая вязкость

254 мПа*с).

Наряду с вышеизложенным, сохраняются вопросы относительно возможности генерации

нефти и газа из ОВ, пребывающего в зоне протокатагенеза, и отсутствия в определенных условиях

генерации УВ из ОВ, пребывающего в настоящее время в ГЗН и ГЗГ. В малопогруженных и

малотолщинных юрско-меловых отложениях Ракушечно-Широтной зоны поднятий

нефтегазоматеринский потенциал этих пород остался нереализованным, в виду низкой степени

катагенеза рассеянного и концентрированного ОВ потенциально нефтегазоматеринских пород

(градации протокатагенеза). На данных градациях в зонах накопления (за пределами главных зон

нефте- и газообразования), как известно, исключается масштабное нефтегазообразование, что

препятствует формированию сингенетичных залежей нефти и газа. Вместе с тем, в

коллекторах зоны

протокатагенеза могут формироваться залежи нефти или газа за счет УВ, поступивших сюда из более

погруженных зон, в которых проявились ГФН и ГФГ.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Согласно графиков погружения отложений и реконструкции условий образования и

накопления УВ всех залежей Ракушечно-Широтной зоны поднятий, юрско-меловые отложения на

протяжении первого и второго этапов находились в зоне накопления (транзитная зона) УВ и не

опускались глубже 1800 м. При этом содержащееся в породах ОВ сохранило нереализованным свой

невысокий нефтегазоматеринский (углеводородный) потенциал

и никогда не выходило за пределы

градаций протокатагенеза (землистый и блестящий бурый уголь) На хроматограммах Ракушечного

месторождения для насыщенных УВ и н-алкилбензолов показано, что захороненное ОВ с низким

катагенезом (протокатагенез) контрастно отличается от миграционного ОВ (УВ), образовавшегося в

жестких термобарических условиях: градации начального мезокатагенеза для нефти (глубины 2000…

3800 м) и

позднего мезокатагенеза - начального апокатагенеза (АК

) для газоконденсата и сухого

газа. В то же время в пределах месторождений состав и свойства поступающих в их пределы сначала

нефтяных и затем газоконденсатных УВ указывает на то, что они образовались в жестких

термобарических условиях. Так, свойства и состав УВ, выделенных из экстрактов

концентрированного ОВ нижнемеловых отложений (крупные фрагменты бурого

угля), генетически

отличен от УВ, находящихся в свободном состоянии в сопредельных порах песчаника, что также

указывает на их транзитный характер. Оценивая конденсатную составляющую ОВ (УВ), необходимо

отметить высокое содержание в нем ароматических и сернистых соединений - отражение

значительного теплового воздействия: по палеотемпературе они пребывали на градации АК

глубже. На миграционный и глубинный характер УВ указывают также изотопный состав углерода и

следы сероводорода в юрских известняках.

В соответствии графиками погружения отложений и реконструкции условий образования и

накопления УВ после завершения первого (нефтяного) этапа формирования залежей в регионе (более

60 млн. лет) погружение территория Среднего Каспия сменилось региональным устойчивым

подъемом. Масштабы подъема бассейна были столь значительны, что при последующих

компенсированных осадконакоплением погружениях юрские нефтегазоматеринские отложения не

достигли максимальной глубины и соответственно максимальных палеотемператур.

Наиболее погруженная часть Терско-Каспийского прогиба (Терско-Сулакская депрессия)

была вновь вовлечена в интенсивное погружение, в результате которого отложилась гигантская по

амплитуде (более 5,0 км) новейшего (неоген-

четвертичного) погружения толща третичных

отложений. Таким образом, на втором (газоконденсатном) этапе около 6 млн. лет назад мезо-

кайнозойские отложения в зоне генерации были вновь вовлечены в погружение, а нижне-

среднеюрские материнские отложения оказались в активной зоне газообразования и по всей

генерационно-аккумуляционной системе возобновилось избирательное движение углеводородных

газов в соответствии с новым

структурным планом [1-5].

Северная граница молодой Терско-Сулакской депрессии проходит по крупному сбросу

(уступу), к северу от которого вся остальная территория после указанного подъема материнскими

юрскими отложениями, формально пребывающих в ГЗН и ГЗГ (причем в самой активной ее части -

конденсатообразования), оставалась консервативной окраиной (платформенным склоном) бассейна.

К северу от уступа ввиду

снижения температурного режима недр (против максимального на первом

этапе), а также перестройки структурного плана особенно юрских отложений прекратились: во-

первых, по кинетике катагенетических реакций процессы преобразования ОВ и выделения продуктов

катагенеза, во-вторых, подток от источника образования новообразованных углеводородных газов в

юрские отложения, находящихся за пределами зоны генерации. Прекращение генерации

собственных

и подтока новых порций УВ отрицательным образом, как отмечено выше, сказалось на состоянии

нефтяных залежей на месторождениях в примыкающих к зоне генерации областях. Углеводородные

газы из материнских пород зоны генерации предположительно по граничному сбросу (уступу)

проникли под региональную гипсо-ангидритовую покрышку и, двигаясь под ней, попадают в

пределы Хвалынского вала

и месторождений в его пределах, формируя гигантскую по размерам и

запасам газоконденсатную залежь в титонской брахиантиклинальной ловушке (Хвалынское

месторождение). Миграция углеводородных газов проходит по Хвалынскому валу в залежи верхней

юры в направлении скв. 3Хв – скв. 4Хв – скв. 1Хв, минуя нефтяные залежи в титонских («170 км»),

кимериджских (Хвалынское), оксфордских («170 км») и в

нижезалегающих юрских отложениях [4].

Ключевой вопрос в вышерассмотренных проблемах - насколько эффективно работает

генерационно-аккумуляционная система в юрско-меловом комплексе пород акватории Среднего

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Каспия. Выше отмечалась, что решающим условием сохранения привлекательных товарных свойств

нефтей является нахождение сформировавшихся на первом этапе нефтяных месторождений в

пределах или вне путей миграции УВ на втором (газоконденсатном) этапе. Месторождения по

данному показателю (по условиям сохранения связи с зоной генерации) делятся на две градации: с

восполняемыми и невосполняемыми запасами. С

восполняемыми запасами месторождения

становятся в процессе непрерывного поступления УВ в ловушку на первом и втором этапах. Залежи

пополняются УВ как в результате их отбора, так и до отбора нефти за счет медленного процесса

изменения состава и свойств самой нефти по причине растворения в ней все большего количества

поступающего газоконденсата. При

этом, чем ближе месторождение к зоне генерации, тем скорее

процессы восстановления. И если ловушка с нефтью оказывалась (на втором этапе) в стороне от пути

миграции, связь с зоной генерации прерывалась и залежь в результате попадала в категорию

месторождений с невосполняемыми запасами.

Исходя из рассмотренных выше схем многоэтапности формирования залежей УВ и

соотношения нефти и конденсата в жидкой фазе УВ в восполняемых и невосполняемых залежах

(рисунок 1) становится возможным расшифровка условий формирования и закономерностей

пространственного размещения залежей УВ в регионе и осуществлять направленные поиски

месторождений определенного фазового состояния и с определенными физико-химическими

свойствами нефтей (конденсатов).

Связь

с зонами

генерации УВ

Соотношение нефти и конденсата в

жидкой фазе углеводородов на разных этапах

формирования залежей УВ

Примеры

месторождений

Связи

утрачены

Связь утрачена

сравнительно

недавно

Связь не

прерывалась

Связь

активная

Нефть - 100%

(твердый битум)

Нефть - 100%

Нефть 80-90%

Конд. 20-10%

Нефть 30-70%

Нефть 100 0%

Конд. 70-30%

Конд. 0 - 100%

Нефть 90%

2 этап

Асфальты островов

Тринидат и Тобаго, природ-

ные битумы Татарстана

Хвалынское (Кемиридж),

пояс тяжелых нефтей

Ориноко

Западно - Ракушечное,

Центральное (Каспий)

им. В. Филановского, им. Ю.

Карчагина, Сарматское,

Ракушечное

Грязевые вулканы

Азербайджана

Глинистые сланцы

юга США

Алексеевское, Северо-Алек-

сеевское, Малышевское,

Левчуновское

1 этап

2 этап

1 этап

2 этап

1 этап

2 этап

1 этап

2 этап

1 этап

Нефть, конденсат

газ

2 этап

Подток отсутствует

Рисунок 1. Соотношение углеводородов в жидкой фазе нефть-конденсат в восполняемых и

невосполняемых залежах

Литература

1. Остроухов С.Б., Бочкарев В.А., Алексеев А.Г. Сбросы и сбросо-сдвиги месторождения

им. В.Филановского// Непромысловое дело – 2010. - № 4. – С. 15-21 (соавт. Остроухов С.Б.,

Алексеев А.Г.).

2. Бочкарев В.А. Моделирование нефтегазовых объектов. – М.:

ВНИИОЭНГ. - 2010. – 223 с.

3. Остроухов С.Б, Бочкарев В.А. Геолого-геохимические критерии формирования залежей УВ

Среднего и Северного Каспия // Зоны концентрации УВ в нефтегазоносных бассейнах суши и

акваторий. – СПб.: ВНИГРИ. – 2010.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

4. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б, Алексеев А.Г. Генезис трудноизвлекаемых нефтей Среднего

Каспия // Нефтепромысовое дело. – 2010 - № 1. – С.1-4.

5. Остроухов С.Б., Бочкарев В.А. Фазово-генетическая характеристика нефтей с бимодальным

распределением алканов // Вопросы геологии и разработки месторождений нефти и газа: сб.

науч. тр. / ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». – Волгоград, 2006. – Вып. 65. – С

. 154 –

159.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Применение геостатистической инверсии для создания модели карбонатного резервуара на

месторождении Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Кирилов А.С.*, Цыганова Н.Р., Королёв А.В., Хромова И.Ю. (ОАО «ЛУКОЙЛ»)

Введение

Основной целью данной работы является детальное изучение распределения фильтрационно-

емкостных свойств в межскважинном пространстве в карбонатных отложениях турнейского яруса

нижнего карбона и верхней части фаменского яруса верхнего девона на одном месторождении

Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Эти отложения широко развиты на всей территории

Варандей – Адзьвинской зоны. Они хорошо сопоставляются с разрезами скважин других площадей,

что позволит использовать данную методику работ на площадях с аналогичными разрезами.

Покрышкой для залежей турнейско-фаменского яруса служит терригенная толща кожимского

надгоризонта визейского яруса нижнего карбона мощностью 120 м. Размеры структуры составляют

8,5х3,2 км при амплитуде 233 м.

Залежь пластовая, сводовая, в северо-восточной части тектонически экранированная,

осложнена по площади тектоническими нарушениями с незначительными вертикальными

смещениямиц. На юге структура замыкается в пределах акватории Хайпудырской губы.

Окончательным результатом расчѐтов геостатистической инверсии StatMod MC является

набор реализаций, согласующийся как с сейсмическими, так и со скважинными данными.

Используемые в расчѐтах априорные скважинные данные позволяют получить высокоразрешѐнные

по вертикали параметрические кубы. Разрешение которых гораздо выше, чем разрешение кубов в

расчѐтах которых априорные скважинные данные не используются.

Преимущество геостатистической инверсии StatMod MC

Геостатистическая инверсия StatMod MC представляет собой комплексный метод

детерминистической инверсии и геологического моделирования. В отдельности каждый из методов

обладает рядом недостатков, которые можно минимизировать, используя алгоритм

геостатистической инверсии.

Преимущества геостатистической инверсии перед детерминистической инверсией и

геологическим моделированием заключаются в следующем:

1. Увеличение точности прогнозирования за счѐт использования большого количества входных

данных, как априорных скважинных данных, так и полнократного сейсмического куба, при этом

найденное решение должно удовлетворять сейсмическому волновому полю;

2. Связь с сейсмическими данными сохраняется в течение всего процесса;

3. Возможность использования функции плотности вероятности (ФПВ) и задания параметров

вариограмм, включение в расчѐты дополнительных трендов, использование пропорционального

соотношения литотипов в целевом интервале;

4. Применение алгоритма цепи Маркова – Монте-Карло позволяющего провести

количественную оценку неопределѐнности из множества рассчитанных реализаций;

5. Высокая разрешѐнность результирующей модели, сопоставимая с разрешѐнностью

каротажных данных позволяет эффективно давать прогноз для дальнейшего бурения.

Алгоритм геостатистической инверсии и основные этапы работы

Весь процесс геостатистической инверсии делится на несколько этапов:

 сбор и подготовка данных, создание каркасной модели.

 расчѐт гистограмм, функций плотности вероятности

 подбор параметров вариограмм

 расчѐт сейсмической инверсии с ограничениями (CSSI инверсия)

 расчѐт сейсмической инверсии без ограничений

 анализ сейсмического шума

 косимуляция

Определяющую роль в качестве полученных результатов играют априорные входные данные.

Поэтому так важно на данном этапе помнить о принципе «мусор на входе – мусор на выходе».

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Рис.1. Кросс-плот PHI(AI): 1) коллектор, 2) коллектор с ухудшенными

коллекторскими свойствами, 3) неколлектор

Особенное внимание требуется уделить скважинным данным, нормированию каротажных кривых,

учѐту эффекта за каверны, моделированию кривых. Кривые акустического и плотностного каротажа

были получены путем моделирования из объемной петрофизической модели с учетом упругих

свойств заданных для каждой компоненты объемной модели, RockPhisics. Пористость в скважинах

рассчитывалась по двум методикам: из кросс-плота DT – NPHI и из водородосодержания с введением

поправок за глинистость и литологию.

Результирующая пористость определялась как средняя по трем методам: по акустическому,

нейтронному и плотностному. В интервалах с увеличенным диаметром скважины в качестве

результирующей пористости принималась та, на которую в наименьшей степени повлияло действие

размытого ствола скважины, либо среднее по двум методам с наименьшим влиянием каверн. В

случае если на все методы пористости действие каверн максимально, то эти значения пористости

были заменены на дискриминаторную кривую, описывающую уплотнение глин с абсолютной

глубиной.

Разделение литотипов по упругим характеристикам является ключевым моментом для

прогноза литологии всего разреза. Так как далее весь процесс расчѐта статистик, а далее параметров

инверсии происходит для каждого литотипа в отдельности. Надѐжность разделения литотипов

прямым образом влияет на надѐжность прогноза ФЕС и литологии в пространстве.

На полученном

кросс-плоте (рис. 1)

общей пористости

(PHI) от акустического

импеданса (AI)

прослеживается

хорошая корреляция

между этими

параметрами. Более

того по импедансу

породы можно

разделить на три

класса – 1) коллектора

с пористостью более

12%, соответственно

AI<12000 г/см

*м/с;

2) Коллектора с

ухудшенными

коллекторскими

свойствами, т.е. с пористостью от 5 до 12%, соответственно AI=12000-15500; 3) не коллектора, где

AI>15500. В изучаемом интервале глинистость не превышает 5%, что конечно же облегчаетпрогноз

коллекторских свойств по импедансу. Выделенная область точек характеризует выдержанный по

всей площади, резко выделяющийся на разрезе пропласток глин. В дальнейшем этот пропласток

будет учтѐн в результирующих кубах геостатистической инверсии посредством расчѐта куба

глинистости.

Также особое внимание в данной работе уделялось построению структурного каркаса в

котором учитывались не только основные тектонически экранирующие, но и оперяющие

тектонические нарушения (Рис.2). Каркасная стратиграфическая модель, внутри которой

моделировались искомые параметры, создавалась на основе априорной геологической модели и

информации о напластовании, с интервалом дискретизации 1 мс.

Хорошей проверкой качества априорной модели, характера напластования служит

сопоставление среза по сейсмическому, синтетическому кубам и расчѐт невязок между ними.

Следующим этапом вся входная информация преобразуется в функции плотности

вероятности для каждого литотипа отдельно. Процесс включает в себя расчѐт гистограмм,

построение кроссплотов и выбор диапазона изменения значений параметров, подбор параметров

вариограмм.

Процесс создания статистики выглядит следующим образом:

PHI

AI,

17000

16000

15000

14000

13000

11000

12000

10000

9000

8000

7000

6000

г/см

*м/с

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Рис. 2. Каркасная модель с тектоническими нарушениями

 Создание гистограмм распределения для каждого литотипа в слое.

 Описание гистограмм

 Создание плотности распределения вероятности на основе описанных гистограмм.

Следующим важным этапом моделирования является подбор параметров для вариограммного

моделирования. Вариограмма это функция, показывающая изменчивость некоторого параметра в

зависимости от расстояния между двумя значениями этого параметра. Основным параметром

вариограммы в

данном подходе

является range –

радиус окна, в

котором будет

проводиться

выборка.

В данной

работе радиус

вариограмм (range)

подбирался исходя

из геологических

представлениях о

размерах тел на

исследуемой

площади,

плотности сетки

разбуривания

скважин и

сейсмических

атрибутов. Учитывая описанные выше условия необходимо исключать из расчѐта скважины

находящиеся на краю площади. Такие скважины могут сместить выборку и исказить результат на

краю площади.

Поскольку априорные скважинные данные имеют высокую детализацию по вертикали и

много меньшую по латерали, нужно тщательно выбирать основную ось для латеральной

вариограммы. Для получения правильных зависимостей в работе проводилось вариограммное

моделирование в каждом фациальном типе данных (коллектор/неколлектор) отдельно.

Полученные функции распределения вероятности комбинируются с помощью алгоритма

Байеса в апостериорные вероятности. Другими словами, алгоритм Байеса позволяет достаточно точно

прогнозировать распределение свойств в межскважинном пространстве, используя априорные

данные. Таким образом, задаѐтся основа для работы алгоритма цепи Маркова – Монте-Карло, в

рамках которой данный алгоритм выполняет выборку.

В данной работе рассчитаны кубы вероятностного распределения без ограничений, т.е. без

априорных скважинных данных для оптимизации параметров инверсии. Путем сопоставления

разреза литотитов, полученного после расчета реализаций, с кривой литологии по данным ГИС в

скважинах проводилась оптимизация параметров вариограмм и сейсмического шума.

Уровень сейсмического шума определяет, насколько хорошо синтетическая модель должна

совпадать с сейсмическим набором данных. Геостатистическая инверсия основывается на принципе,

что синтетическая модель должна коррелироваться с исходным сейсмическим набором данных

Исходя из определѐнного значения уровня шума, алгоритм расчѐта инверсии не будет

пытаться получить невязки между сейсмикой и синтетикой ниже этого уровня, т.е. алгоритм

инверсии не будет моделировать шумовую компоненту сейсмических данных.

Также для целевого интервала было рассчитано 10 реализаций с включением скважинных

данных в расчѐт. Результатом расчѐтов являются кубы упругих свойств и литотипов в

межскважинном пространстве. Результирующие реализации отличаются достаточно высокой

сходимостью, как друг с другом, так и с результатом CSSI инверсии, при этом обладают

детальностью скважинных данных, что говорит о надѐжности полученного результата.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Рис. 3. Разрез по скважинам по кубу средних значений пористости.

Основным свойством, необходимым для гидродинамического моделирования является

пористость. Для этапа косимуляции еѐ связь с акустическим импедансом была определена по

скважинным данным.

Расчет пористости производился как косимуляция по кубу акустического импеданса и

литотипов как результатов расчета геостатистической инверсии. Для этого для каждого литотипа был

выполнен статистический анализ.

Для прогноза пористости рассчитано 7 реализаций косимуляции, на основании которых была

рассчитана средняя пористость (рис. 3).

Достоверность прогноза определяется сопоставлением априорных скважинных данных и

результирующего куба пористости. В настоящее время на месторождении проводится активное

бурение новых скважин. В данной работе проведено сопоставление прогнозных результирующих

кубов пористости и литологии с вновь пробуренными скважинами, которые также подтверждают

прогноз с высокой долей вероятности.

Выводы

Использование геостатистической инверсии StatMod MC позволило получить достаточно

достоверные детальные кубы пористости и литологии продуктивных карбонатных отложений, что в

значительно степени снижает риски при бурении новых скважин.

Литература

Дюбрул Оливье. [2002] Использование геостатистики для включения в геологическую модель

сейсмических данных.

Закревский К.Е. [2009] Геологическое моделирование 3Д. ООО «ИПЦ «Маска».

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

О СОПОСТАВЛЕНИИ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КРИВЫХ КАПИЛЛЯРНОГО

ДАВЛЕНИЯ НА ОБРАЗЦАХ ГОРНЫХ ПОРОД

Шульга Р.С.* (ОАО «СибНИИНП»), Новосадова И.В. (ОАО «СибНИИНП»), Таштимеров С.Т.

(ОАО «СибНИИНП»)

При объяснении поведения многофазных систем необходимо учитывать влияние сил, действующих

на границе раздела двух несмешивающихся фаз. Между капиллярным давлением и

водонасыщенностью существует связь

ввиду того, что вода удерживается в поровом пространстве

капиллярными силами. Поэтому, зная закон распределения капиллярного давления в коллекторе,

можно получить функцию вертикального распределения для водонасыщенности.

Изучение кривых капиллярного давления на образцах горных пород проводится для решения

следующих задач:

• определение мощности переходной зоны до уровня ВНК;

• расчет фазовых проницаемостей;

•

определение остаточной водонасыщеннности;

• изучение структуры порового пространства образцов горных пород (распределения пор по

размерам).

В данной работе будет рассмотрено сопоставление методов определения кривых капиллярного

давления (ККД) на образцах горных пород, а именно:

• метод полупроницаемой мембраны;

• применение ультрацентрифуги;

• ртутная порометрия.

Исследования были проведены на шести стандартных петрофизических

образцах керна, отобранных

из терригенного коллектора. В таблице 1 представлены фильтрационно-емкостные свойства

исследуемых образцов.

Таблица 1

№ п/п

Лаборатор-

ный номер

образца

Глубина

отбора, м

Литологическое описание

Пласт

Пористость, %

Прони-

цаемость

мД

Квс,

Плотность, г/см

(по воде)

вода

керо-

син

воздух объем.

минер

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

25336-

1777.09

Песчаник мелко-

среднезернистый

нефтенасыщенный.

Як2 23.9 128.9 34.1 2.02 2.65

25339-

1777.43

Песчаник мелко-

среднезернистый

нефтенасыщенный.

Як2 29.8 1158 20.8 1.85 2.64

25364-

1784.09

Песчаник мелкозернистый

нефтенасыщенный с включением

УРД.

Як2 24.7 24.4 89.85 36.2 2.00 2.66

25418-

1797.29

Песчаник мелкозернистый

алевритовый слабо

нефтенасыщенный.

Як3 18.7 18.6 1.62 73.1 2.23 2.74

25450-

1800.37

Песчаник мелко-

среднезернистый с редким

включением углистых остатков

нефтенасыщенный.

Як3 26.6 26.6 136.3 39.4 1.94 2.64

25482-

1807.01

Песчаник средне-

мелкозернистый

нефтенасыщенный с включением

углистого растительного детрита.

Як3 29.5 30.0 593.3 1.86 2.63

Для проведения экспериментов были заданы следующие условия:

• на групповом капилляриметре измерения проводились на 10 режимах - от 0,02 атм. до 7 атм.;

• на ультацентрифуге измерения производились на 10 режимах - от 0,1атм. до 20 атм.;

• при определении ККД методом ртутной порометрии измерения проводились на 60 режимах – от

0,07 атм. до 136 атм.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Основываясь на проведенных лабораторных исследованиях, можно отметить следующие достоинства

и недостатки применяемых методик определения ККД:

Получение ККД методом полупроницаемой мембраны

"+" "-"

получение более достоверных результатов измерений большая длительность эксперимента

(до нескольких месяцев)

возможность использования пластовых флюидов диапазон задания капиллярного давления

зависит от характеристик керамической

мембраны, используемой в приборе

вероятность разрушения образца незначительна

Изучение ККД с применение ультрацентрифуги

"+" "-"

езультаты могут быть получены достаточно быстро

(в течение 2-3 дней)

наличие в горной породе

минералов, взаимодействующих с

моделью пластовой воды, приводит

к некоторой погрешности

эксперимента

позволяет получить достаточно точные значения для

построения ККД (зависит от выбора методик расчета

капиллярного давления, радиуса ротора, длины

образца и т.д.)

возможность использования пластовых флюидов

высока вероятность разрушения образцов керна

возможность задавать более высокие значения

капиллярных давлений (до 20 атм.)

Изучение ККД методом ртутной порометрии

"+" "-"

результаты могут быть получены достаточно быстро необходимость корректировки значения давления

при переходе от системы «ртуть-воздух»

к системе «вода-газ» или “нефть-вода”

отсутствие специфических требований к форме и

размеру образца (возможность проведения

экспериментов даже на кусочке керна)

ртуть не взаимодействует с породой, что

исключает возможность

моделирования естественных

физико-химических

процессов,

происходящих в пласте

Рассмотрим более подробно расчет капиллярного давления на ультрацентрифуге. Величина

капиллярного давления Рк, получаемая при центрифугировании для различных оборотов ротора,

определяется выражением согласно ОСТ 39-204-86:

Рк = 1,11*10

-8

*Δρ*(R*L/4+L

/9) (1)

где n - число оборотов ротора в минуту; Δρ- разность значений плотностей воды и воздуха, г/cм

; R -

радиус вращения ротора, см; L - длина образца, cм.

При обработке кривой капиллярного давления полученной на ультрацентрифуге следует учитывать

неравномерность распределения насыщенности. Точный расчет зависимости капиллярного давления

от насыщенности может быть получен при помощи аналитического уравнения Раджана [5], которое

правильно учитывает физику задачи и не содержит допущений.

Особое внимание следует уделить пересчету ККД,

полученных методом ртутной порометрии. Для

простоты сопоставления ККД, полученных методом ртутной порометрии, были переведены в

систему «вода-газ».

Pс рт/Рс в=σрт*cos θрт/σв*cosθв (2)

При пересчете учитывалось поверхностное натяжение ртути, равное 475 дин/см, а воды - 72,75

дин/см.

Как известно, с увеличением температуры интенсивность межмолекулярного взаимодействия

уменьшается, поэтому снижается

и поверхностное натяжение жидкостей на границе с воздухом.

Следовательно, нужно учитывать температуру экспериментов, при пересчете капиллярного давления,

в нашем случае она равна 20

С. Также на пересчет ККД влияет значение показателя смачиваемости

Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011

Подождите немного. Документ загружается.