Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири

Четвертая глава.

В четвертой главе оценивается степень влияния капиллярных сил на положение ВНК* залежей и определяется уровень зеркала свободной воды (уровень со 100 %-ным водонасыщением). Знание основных свойств пород и флюидов, таких как смачиваемость, капиллярное давление, контролирующих потоки в поровом пространстве, является необходимым условием для понимания процессов формирования водонефтяного контакта. Смачиваемость системы порода-флюид является основным фактором, контролирующим местоположение, направление движения и распределение флюидов в резервуаре. Предполагается, что все коллекторы после седиментации являются явно выраженными гидрофильными по двум причинам. Во-первых, большинство чистых осадочных пород в высокой степени гидрофильны. Во-вторых, большинство пород-коллекторов сформировались в водной обстановке, а нефть мигрировала в них впоследствии. Капиллярные силы контролируют распределение флюидов в пласте-коллекторе по вертикали. Данные о капиллярном давлении служат индикатором распределения размеров пор по пласту-коллектору (Большаков Ю.Я., 1995):

где γ - поверхностное натяжение на границе раздела фаз (Дж/м²); R - радиус порового канала (м); θ - угол смачивания (градусы). Помимо этого, давление на границе фаз внутри капилляра является функцией разности плотностей и высоты подъема воды:

где δ_в - плотность пластовой воды, δ_н - плотность нефти; g - ускорение силы тяжести; h - высота над уровнем свободной воды. Распределение водонасыщенности по пласту неравномерно: на одном и том же уровне над зеркалом свободной воды водонасыщенность меньше в высокопроницаемых и больше в малопроницаемых породах. Для каждого образца керна, взятого из пласта-коллектора, получаются в общем случае разные кривые капиллярного давления (Рис. 2). Применять зависимости капиллярного давления от водонасыщенности для каждого образца в отдельности технологически трудно. Чтобы свести зависимость капиллярного давления от насыщенности в единую для группы образцов с близкими фильтрационно-емкостными свойствами, использовалась функция, предложенная М. Левереттом (Leverett M.C., 1941):

(6)

где J - J-функция Леверетта; P_c - капиллярное давление, пересчитанное в пластовые условия; K_пр - коэффициент проницаемости; K_п - коэффициент пористости; γ - поверхностное натяжение в системе углеводороды-пластовая вода; θ - угол смачивания. По виду зависимости функции Леверетта от водонасыщенности удалось выделить 5 групп образцов с близкими значениями пористости (Рис. 3). При одних и тех же величинах капиллярного давления алевролиты удерживают значительно больше воды, чем песчаники. Согласно (Рис. 3) коллектор васюганской свиты представлен двумя типами песчаников с разными капиллярными свойствами.

Рис. 2. Зависимость капиллярного давления от водонасыщенности

Рис. 3. Зависимость J-функции от водонасыщенности

Для выделения этих типов песчаников в разрезе скважин автором было предложено использовать зависимость коэффициента глинистости, рассчитанного по методу ПС, и двойного разностного параметра ГК (Рис. 4, цветная вкладка). Для оценки глинистости использовалась зависимость относительной амплитуды аномалии ПС от объемной глинистости, установленная сопоставлением диаграмм α_ПС с результатами лабораторных исследований керна. Объемное содержание глинистых минералов в составе породы при этом оценивается путем определения массового содержания в твердой фазе породы зерен с диаметром < 0.01 мм в образцах керна.

При переходе от породы, состоящей преимущественно из песчаной фракции (песчаник-1 на Рис. 4, цветная вкладка), к породе, состоящей преимущественно из глинистой фракции (глина на Рис. 4, цветная вкладка), происходит плавное повышение значений двойного разностного параметра ГК и глинистости согласно зависимости (черная линия на Рис. 4, цветная вкладка), построенной по результатам гранулометрических исследований образцов керна. Однако, выделяется область точек, лежащая выше указанной линии (песчаник-2 на Рис. 4, цветная вкладка). Если в составе песчаника помимо песчаной и глинистой фракций присутствует промежуточная алевритовая фракция, то при неизменном значении естественной радиоактивности (или двойного разностного параметра ГК) растет масса зерен с диаметром <0.01 мм, что приводит и к увеличению глинистости.

Рис. 4. Кроссплот коэффициент глинистости по методу ПС-двойной разностный параметр ГК

И так, разное положение ВНК* может определяться как разным подъемом воды от зеркала свободной воды вследствие разных капиллярных свойств коллекторов, так и разным положением зеркала свободной воды.

Уровень зеркала свободной воды может быть определен следующим образом: по значению водонасыщенности на ВНК* в скважине оценивается величина J-функции для соответствующего типа песчаника согласно Рис. 3; рассчитывается капиллярное давление, используя формулу (6) и характеристики коллектора (пористость, проницаемость); вычисляется высота положения ВНК* над зеркалом свободной воды с учетом плотностей пластовой воды и нефти согласно формуле (5). Правильность расчетов подтверждается совпадением нефтенасыщенности, полученной с использованием J-функции и зеркала свободной воды, с нефтенасыщенностью, рассчитанной по общепринятой методике Арчи-Дахнова (Рис. 5, цветная вкладка). Предложенный алгоритм позволяет определить абсолютную отметку зеркала свободной воды, а также оценивать коэффициент нефтенасыщенности коллекторов на любой высоте от зеркала свободной воды.

Рис. 5. Оценка нефтенасыщенности коллекторов по методикам Арчи-Дахнова и Леверетта

Сопоставление литологического состава пород коллекторов и положения ВНК*, а также определение уровня свободной воды позволило сделать вывод, что скачкообразное изменение положения ВНК* на площади связано со скачкообразным изменением уровня свободной воды. Разница между ними заключается в том, что отметка ВНК* может изменяться по площади в связи с неоднородностью коллектора, а, следовательно, подъемом воды на разную высоту; а поверхность зеркала воды всегда горизонтальна, и его уровень одинаковый в пределах гидравлически связанной залежи. Определение положения зеркала свободной воды в ряде скважин месторождения показало, что уровень зеркала на исследуемой площади не единый. По уровню зеркала выделяются блоки с его единым положением, ВНК* же в пределах одного блока может варьировать вследствие изменения капиллярных свойств пород-коллекторов. Таким образом, исследуемое месторождение состоит из блоков с одинаковым положением зеркала свободной воды в пределах блока и скачкообразно меняющимся положением между блоками. Такое изменение отметки зеркала свободной воды указывает на изолированность участков месторождения.