Практические аспекты моделирования переходных нефтеводонасыщенных зон в терригенных коллекторах западной сибири по данным анализа керна и геофизических исследований скважин

10.04.2018
Источник: Журнал «PROнефть»

Practical aspects of modeling of transition zones in clastic reservoirs of West siberia according to the core and Well logging

УДК 550.8.056

Е.О. Беляков
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

Электронный адрес: Belyakov.EO@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: переходная зона, смачиваемость, нефтенасыщенность, остаточная водонасыщенность, капиллярные кривые, гидрофобный коллектор

E.O. Belyakov 
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg 

Estimation of oil saturation transition zones is an important task when building a geological and hydrodynamic mod- els of deposits. The main purpose of this article is to systematize the practical aspects of modeling of transition zones with respect to the significant determining factors which helps to adapt the resulting model to a specific oil reservoir. 

Keywords: transition zone, wettability, oil saturation, residual water saturation, capillary curves, hydrophobic reservoir

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-1-38-43

Введение 

Основные алгоритмы оценки нефтенасыщенности переходных зон по данным анализа керна и геофизических исследований скважин (ГИС) рассмотрены в работах [1–12], однако большинство типовых подходов не всегда учитывают петрофизические особенности конкретных отложений, что может привести к существенной неопределенности получаемых результатов. 

Моделирование переходных зон

В общем случае можно выделить следующие этапы построения моделей переходных зон:

– выбор математического описания капиллярной модели;

– подбор коэффициентов модели на основе керновых данных или результатов интерпретации ГИС;

– оценка пересчетного коэффициента для перехода от давления к глубине;

– определение положения зеркала чистой воды (ЗЧВ) для гидродинамически связанных коллекторов геологической модели;

– адаптация моделей к результатам оценки водонасыщенности по данным анализа керна, ГИС или результатам гидродинамических исследований и опробования интервалов продуктивных пластов.

На практике чаще всего используется относительно небольшое число математических закономерностей, позволяющих описать капиллярную модель. Обычно в качестве входных параметров используются значения текущей водонасыщенности Кв, капиллярного давления pк или расстояние от ЗЧВ ΔH, а также величины абсолютной газопроницаемости kпр, открытой пористости Кп, отношения kпр/Кп или остаточной водонасыщенности Кво. Вместе с тем выбор той или иной модели часто обусловлен не объективными факторами, а основывается на предпочтениях и опыте конкретного специалиста. При этом настройка модели осуществляется путем подбора соответствующих констант математических выражений (или их зависимостей от других определяющих факторов) на основании керновых данных или результатов интерпретации ГИС. Графическое представление капиллярной модели, которая настраивается на результаты капилляриметрии образцов керна, целесообразно выполнять в поле координат Кв – kпр (или kпр/Кп), а шифром кривых принимать величину рк, поскольку данный параметр в рамках конкретной лаборатории принимается в виде фиксированного значения (рис. 1). После подбора коэффициентов вид графического представления капиллярной модели может варьироваться в зависимости от расположения координатных осей.

Калибровочные данные (анализа керна, ГИС, испытаний) можно использовать как для настройки капиллярных моделей, так и для их оценки. Очевиден интерес получения статистически значимой информации об эффективности получаемых моделей в различных отложениях, приуроченных к разным стратиграфическим единицам и площадям, т.е. если одни и те же модели систематически показывают лучшие результаты, чем другие, то это дает основание для постоянного выбора более достоверных математических выражений. В случае, если степень достоверности моделей не имеет систематического характера, а определяется типом отложений, то целесообразно привязать выбор той или иной модели к соответствующему типу согласно стратиграфической, фациальной, литологической принадлежности, текстурным параметрам и др. 

Для перехода к координатам Кв – ΔН обычно используется следующий методический подход. Пересчет капилляриметрической кривой (фактической или теоретической) в кривую зависимости Кв от высоты 3ВЧ изучаемого интервала разреза над уровнем нулевого капиллярного давления на практике осуществляется по формуле, полученной из уравнения Лапласа

где pкн-в – капиллярное давление на границе раздела нефти и воды, МПа; в, н – плотность соответственно воды и нефти при пластовой температуре, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.

На практике данное выражение применяют для гидрофильных и преимущественно гидрофильных пород, в которых pк принимает положительное значение, т.е. подразумевается, что переходная зона локализована полностью над ЗЧВ. Если поверхность породы преимущественно гидрофобная, то на границе раздела нефти и воды капиллярное давление принимает отрицательные значения, что отражается в виде локализации нефтенасыщенных капилляров ниже поверхности условного ЗЧВ (рис. 2).


рис. 1. Варианты графического представления обобщенной модели фильтрационно-емкостных свойств (Е.О. Беляков и др., 2014)

Строение переходной зоны в изначально гидрофобизированном коллекторе подробно рассмотрено в работе [7], где предусмотрено наличие естественных гидрофобных породообразующих минералов, что требует соответствующего анализа для конкретных нефтяных залежей. В этом случае при площадной изменчивости показателя смачиваемости отбивка положения ЗЧВ может быть недостоверной, так как в практике положение данной границы принимается ниже ВНК, что некорректно для пород с показателем смачиваемости M<0,5. Однако следует отметить, что в настоящее время нет однозначных предпосылок для подтверждения данной гипотезы на нефтяных месторождениях в основных нефтедобывающих регионах России. В связи с этим процедура моделирования переходных зон для изначально гидрофобизированных пород в практике отечественной петрофизики фактически не рассматривается, хотя и используются подходы, позволяющие учесть смачиваемость поверхности твердой фазы породы. При этом подразумевается не вся поверхность порового пространства, а только поверхность пор, которые могут заполняться нефтью при ее миграции в ловушку.

рис. 2. Схематичное представление образования переходной зоны в гидрофильном и гидрофобном коллекторах (ВНКг.фил, ВНКг.фоб – водонефтяной контакт соответственно в гидрофильных и гидрофобных отложениях)

Влияние показателя смачиваемости на капиллярные эффекты

Для построения капиллярных кривых, как правило, используются результаты экспериментов, в которых воду из образцов керна вытесняют воздухом, поэтому необходим пересчет измеренного капиллярного давления для границы раздела нефть – вода по следующей формуле:


где pкв-в – капиллярное давление на границе раздела воздуха и воды (лабораторные измерения pк при вытеснении воды воздухом); в-в, н-в – поверхностное натяжение на границах раздела соответственно нефть – вода и воздух – вода. С учетом формул (1) и (2) можно записать


где K – пересчетный коэффициент, зависящий от смачиваемости поверхности раздела твердая фаза – поровый флюид, плотности флюидов и термобарических условий залегания пласта.

На практике определить данный коэффициент можно с привлечением результатов оценки текущей водонасыщенности по данным ГИС или анализа керна в скважинах, пробуренных с применением раствора на нефтяной основе (РНО) или с отбором керна по изолированной технологии. При этом определять пересчетный коэффициент K в уравнении (3) можно путем его эмпирического подбора и сопоставления получаемых расчетных значений текущей водонасыщенности с результатами интерпретации ГИС и/или результатами определения данной величины по керну.

Вопрос влияния смачиваемости на капиллярные эффекты достаточно изучен [13–19]. Вместе с тем при решении практических задач моделирования переходных зон этот аспект, как правило, не учитывается. В первую очередь это связано с трудностями оценки параметров выражения (2) для горных пород в пластовых условиях. Массовые определения показателя смачиваемости М на образцах керна показывают, что этот параметр может варьироваться в широком диапазоне. Попытки установить закономерности изменения смачиваемости по разрезу, площади или в зависимости от минерального состава твердой фазы для месторождений Западной Сибири на территории деятельности ПАО «Газпром нефть» показали отсутствие значимых корреляций. В ряде случаев отмечается скачкообразное изменение показателя M как по разрезу, так и по площади залежей. Существует определенная тенденция гидрофобизации образцов, отобранных из нефтенасыщенных частей залежей. Образцы из водонасыщенной части преимущественно гидрофильные. Вероятно, преимущественную гидрофильность образцов из нефтенасыщенной части можно объяснить изменением смачиваемости при их отмыве органическими растворителями или их изначально непредельной нефтенасыщенностью. На ряде месторождений отмечено увеличение гидрофобизации в продуктивной части пласта с уменьшением глубины залегания (увеличением высоты залежи), которое можно объяснить исходя из следующих соображений.

Считается, что изменение смачиваемости реально существующих коллекторов в сторону повышения гидрофобности связано с процессом селективной адсорбции активных компонентов нефти (органических кислот и оснований) на поверхности породообразующих минералов [14]. Карбонатные породы (известняки) имеют положительный заряд и стремятся адсорбировать преимущественно кислотные компоненты нефти (нафтеновая, олеиновая и другие кислоты), а терригенные (силикаты) за счет отрицательного заряда поверхности – щелочные компоненты нефти. За счет длительного контакта нефти с породой формируются гидрофобные и гидрофильные типы коллекторов, которые отличаются характером распределения фаз воды и нефти в поровом объеме пород. Процесс формирования гидрофильных и гидрофобных пластов неоднозначный и достаточно сложный. Показатель смачиваемости коллекторов не является известной константой породы, а зависит от типа смачивающей жидкости и структурно-энергетического формирования нефтяной залежи. При высоких горном и поровом давлениях происходят разрыв тонкой пленки остаточной реликтовой воды в порах и адсорбция активных полярных компонентов на поверхности минералов, показатель М может снижаться до 0,02, что характеризует высокую гидрофобизацию поверхности. Возникает так называемая исходная смачиваемость коллектора, которая задается комплексом природных геолого-физических факторов: тектоническими, термодинамическими параметрами, минерализацией воды, газовым фактором, активностью нефти и др. [14].

Таким образом, влияние на показатель смачиваемости обусловлено достаточно широким набором факторов. Авторами работы [14] на 30 месторождениях Пермского края было экспериментально показано, что показатель смачиваемости М в терригенных и карбонатных породах уменьшается при увеличении вязкости, газонасыщенности пластовой нефти, минерализации пластовой воды, уменьшении водородного показателя pH пластовой воды, снижении концентрации ионов SO42-, увеличении концентрации ионов Ca2+ и Mg2+. Кроме того, согласно работе [17] смачиваемость, обусловленная свойствами границы раздела вода – нефть и характеристиками точечного контакта флюид – порода, существенно зависит от наличия полярных соединений (NSO-соединений) в природной нефти, химических свойств воды и поверхности минералов породы. В целом можно отметить, что смачиваемость в основном контролируется распределением и свойствами пластовых флюидов в поровом пространстве, что может объяснить отсутствие значимых корреляций данного параметра с ФЕС и минеральным составом глинистого цемента. Следует отметить, что при одной и той же газопроницаемости величина остаточной водонасыщенности, определенной методами центрифугирования и полупроницаемой мембраны, в большинстве случаев мало зависит от смачиваемости.

Вместе с тем для отдельных месторождений может наблюдаться некоторая тенденция уменьшения Кво до 10 при одной и той же абсолютной газопроницаемости kпр в случае гидрофобизации образцов керна. Это может свидетельствовать о преимущественном влиянии на остаточную водонасыщенность структурного фактора и достаточно низком влиянии свойств самой поверхности при проведении опытов по вытеснению воды воздухом.

Ввиду широкого спектра причин изменения показателя смачиваемости очевидно, что параметр К в формуле (3) может также варьироваться в достаточно широких пределах по разрезу и площади месторождений. Таким образом, корректная оценка смачиваемости или закономерности ее изменения в объеме залежи при моделировании переходных зон является важной практической задачей. В настоящее время существуют различные способы определения смачиваемости на образцах горных пород: измерение контактного угла методом неподвижной капли [18], метод пластин Вильгелми, метод Амотта [20], USBM (метод Горного бюро США) [7], RIC эксперимент [19], адсорбционный низкотемпературный метод БЭТ [18], метод ядерно-магнитного резонанса [15], метод относительных фазовых проницаемостей, изотермической сушки, удельной теплоты смачивания[18] и метод по ОСТ 39-180-85. Последний из перечисленных способов нашел широкое распространение в отечественной практике ввиду его относительной простоты. Следует отметить, что при оценке смачиваемости этим способом, как правило, используют предварительно отмытые органическим растворителем образцы для исключения влияния остаточных нефтепродуктов, наличие которых будет обусловливать завышение гидрофобных свойств коллектора. При этом в большинстве случаев степень отмывания контролируется только на качественном уровне, что может привести к существенным искажениям результатов. Кроме того, к настоящему времени нет достаточно четкого понимания о влиянии растворителя на поверхность минералов. 

Моделирование капиллярных кривых целесообразно выполнять с получением результатов в системе двухфазного вытеснения для процессов дренирования и впитывания, а также соответствующего прогноза показателя смачиваемости м (например, методом usbm) 

Традиционно считается, что органические растворители могут привести к снижению естественной гидрофобизации поверхности минеральных зерен, однако факт снижения гидрофобизации может фиксироваться и за счет отмывания поверхности от нефтепродуктов. По-видимому, решение данного вопроса для конкретных отложений должно быть связано с проведением дополнительных исследований, направленных на изучение взаимодействия различных органических растворителей с поверхностью твердой фазы пород-коллекторов.

Таким образом, существенным фактором, который может повлиять на достоверность моделирования переходных зон, является учет изменения показателя смачиваемости при подготовке образцов керна к исследованиям. Часто, проведение специальных керновых исследований, в которых осуществляется моделирование вытеснения нефти, не предусматривает предварительного восстановления естественной смачиваемости («старения») образцов. На практике такое «старение» осуществляется путем насыщения образцов нефтью и их выдерживания в течение определенного времени при термобарических условиях, характерных для данных отложений. При этом встает очевидный вопрос о модельной степени насыщенности образца. Часто в образцах создают предельную нефтенасыщенность, хотя в реальных геологических условиях образцы могут находиться в переходной зоне и логичнее моделировать для них соответствующую данным условиям флюидонасыщенность, что в настоящее время массовыми экспериментами не предусматривается. Наиболее приемлемым вариантом можно считать внедрение в отечественную практику метода USBM, который позволяет получать капиллярные кривые в системе раздела нефть – вода для различной начальной нефтенасыщенности. При этом необходимо обеспечить промежуточную процедуру «старения» образцов как для предельной, так и для текущей нефтенасыщенности. Получаемые результаты должны повысить достоверность капиллярных моделей, так как в этом случае снижается неопределенность, связанная с необходимостью пересчета капиллярного давления по формуле (2). 

Заключение 

Исходя из вышеизложенного, формализация алгоритма моделирования переходной нефтеводонасыщенной зоны сводится к следующим основным моментам.

• Моделирование капиллярных кривых целесообразно выполнять с получением результатов в системе двухфазного вытеснения для процессов дренирования и впитывания, а также соответствующего прогноза показателя смачиваемости М (например, методом USBM).

• Подбор математического выражения для капиллярных моделей необходимо проводить исходя из оценки достоверности прогноза фактических результатов во всем диапазоне изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

• Настройку капиллярной модели желательно осуществлять с использованием результатов капилляриметрии, полученных в системе раздела нефть – вода.

• Пересчет капиллярного давления на глубину над ЗЧВ целесообразно выполнять с учетом возможного изменения показателя смачиваемости M по разрезу и площади залежи, при этом методики определения данного параметра по керну требуют соответствующей адаптации.

• Определять пересчетный коэффициент K в уравнении (3) можно путем его эмпирического подбора и сопоставления получаемых расчетных значений текущей водонасыщенности с результатами интерпретации ГИС и/или результатами определения данной величины по керну, отобранному в скважинах, пробуренных с применением РНО или по сохраненной технологии.

• Полученная модель переходной зоны должна учитывать возможное изменение пересчетного коэффициента К как по разрезу, так и по площади изучаемого резервуара. 

Список литературы

1. Беляков Е.О., Мухидинов Ш.В. Использование обобщенных зависимостей для построения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств с оценкой граничных параметров выделения коллекторов и определения их характера насыщенности // В сб. Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы 2015. – М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2015. – 383 с.

2. Дьяконова Т.Ф., Билибин С.И., Закревский К.Е. Построение цифровых моделей нефтенасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири// Геология нефти и газа. – 2000. – № 4. – С. 15–24&

3. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин. – М.: Изд. центр РГУ нефти и газа, 2011. – 218 с.

4. Михайлов А.Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. – Вып. 1(5). – 2012.

5. Berg R.R. Capillary pressures in stratigraphic traps // AAPQ Bull. – 1975. – V. 59. – P. 939-956.

6. Brooks R.H., Corey A.T. Hydraulic properties of Porous Media // Colorado State University Hydrology. – 1964. – N 3. – 24 p.

7. Donaldson E.C., Thomas R.D., Lorenz P.B. Wettability determination and its effect on recovery efficiency // SPE Journal. – 1969. – № 9 (March). – P. 13-20.

8. Johnson A. Permeability averaged capillary data: a supplement to log analysis in field studies // Paper EE, SPWLA 28th Annual Logging Symposium. June 29th – July 2nd (1987).

9. Cuddy S., Allinson G., Steele R. A simple, convincing model for calculation water saturation in Southern Nord Sea gas fields // Paper EE, SPWLA 34th Annual Logging Symposium, June 13th – 16th (1993).

10. Morrow N.R. The retention of connate water in hydrocarbon reservoirs // J. Canad. Pertol. Technol. – 1971. – January-March.

11. Desbrandes R., Bassiouni Z., Gualdron J. In Situ Formation Wettability Determination in Depleted Zones // SPE 21182. – 1990.

12. Skelt C. A relationship between height, saturation, permeability and porosity // Paper E018, 17th European Formation evaluation Symposium (SPWLA), Amsterdam, 3-7 June (1996).

13. Амикс Д., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 572 с.

14.  Злобин А.А., Юшков И.Р. О механизме гидрофобизации поверхности пород-коллекторов нефти и газа // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. – 2014. – Вып. 3(24). – С. 68–79

15. Злобин А.А. Изучение граничных слоев нефти и воды при заводнении пластов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 20–24.

16. Злобин А.А., Эбзеева О.Р. Закономерности изменения смачиваемости пород-коллекторов по лабораторным данным // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 8. – C. 52–61.

17. Тиаб Дж., Доналдсон Э.Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. – М.: ООО «Премиум инжиниринг», 2009. – 868 с.

18. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. – Пермь: Пермское книжное изд-во, 1975. – 194 с.

19. Wettability profile of a thick carbonate reservoir by the new rise in core wettability characterization method / Sh. Ghedan, C.H. Canbaz, D. Boyd [et al.]// SPE 138697. – 2010.

20. Ammot E. Observation Relatingto the Wettability of Porous Rock Trans // AIME. – 1959. – V. 216. – P. 156–162. 

Reference

1. Belyakov E.O., Mukhidinov Sh.V., Ispol'zovanie obobshchennykh zavisimostey dlya postroeniya petrofizicheskikh modeley fil'tratsionno-emkostnykh svoystv s otsenkoy granichnykh parametrov vydeleniya kollektorov i opredeleniya ikh kharaktera nasyshchennosti (Using the generalized relationships for constructing petrophysical models of reservoir properties estimation of reservoir boundary parameters and determine their nature saturation), Collected papers “Petrofizika slozhnykh kollektorov: problemy i perspektivy” (Petrophysics of complex reservoirs: problems and prospects), Moscow: Publ. of EAGE Geomodel', 2015, 383 p.

2.  D'yakonova T.F., Bilibin S.I., Zakrevskiy K.E., Constructing of digital models of oil saturation for West Siberian fields (In Russ.), Geologiya nefti i gaza = The journal Oil and Gas Geology, 2000, no. 4, pp. 15-24

3. Kozhevnikov D.A., Kovalenko K.V., Izuchenie kollektorov nefti i gaza po rezul'tatam adaptivnoy interpretatsii geofizicheskikh issledovaniy skvazhin (The study of oil and gas reservoirs on the results of adaptive interpretation of geophysical researches of wells), Moscow: Publ. of Gubkin Russian State University of oil and gas, 2011, 218 p.

4. Mikhaylov A.N., The main ideas of transitional zones and water contacts in non-uniform stratums (In Russ.), Georesursy. Geoenergetika. Geopolitika, 2012, V. 1(5), pp. 70.

5. Berg R.R., Capillary pressures in stratigraphic traps, AAPQ Bull., 1975, V. 59, pp. 939-956.

6. Brooks R.H., Corey A.T., Hydraulic properties of porous media, Colorado State University Hydrology, 1964, no. 3, 24 p.

7. Donaldson E.C., Thomas R.D., Lorenz P.B., Wettability determination and its effect on recovery efficiency, SPE Journal, 1969, no. 9 (March), pp. 13-20.

8. Johnson A., Permeability averaged capillary data: a supplement to log analysis in field studies, Paper EE, SPWLA 28th Annual Logging Symposium, 1987, 29 June – 2 July.

9. Cuddy S., Allinson G., Steele R., A simple, convincing model for calculation water saturation in Southern Nord Sea gas fields, Paper EE, SPWLA 34th Annual Logging Symposium, 1993, 13-16 June.

10. Morrow N.R., The retention of connate water in hydrocarbon reservoirs, J. Canad. Pertol. Technol., 1971, January-March.

11. Desbrandes R., Bassiouni Z., Gualdron J., In situ formation wettability determination in depleted zones, SPE 21182, 1990.

12. Skelt C., A relationship between height, saturation, permeability and porosity, Paper E018, Proceedings of 17th European Formation evaluation Symposium (SPWLA), Amsterdam, 1996, 3-7 June.

13. Amyx J.W., Bass D.M., Whiting R.L., Petroleum reservoir engineering, McGraw-Hill Book Company, 1960.

14. Zlobin A.A., Yushkov I.R., About the mechanism of hydrophobization of surface of rock in oil and gas reservoirs (In Russ.), Vestnik Permskogo universiteta. Geologiya, 2014, V. 3(24), pp. 68-79.

15. Zlobin A.A., Study of boundary layers of oil and water in the case of reservoir flooding (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2013, no. 4, pp. 20–24.

16. Zlobin A.A., Ebzeeva O.R., Regular variation of reservoir rock wettability according to the lab data (In Russ.), Vestnik Permskogo natsional'nogo issledovatel'skogo politekhnicheskogo universiteta. Geologiya. Neftegazovoe i gornoe delo =Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 2013, no. 8, pp.

17.  Tiab D., Donaldson E C., Petrophysics: theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport, Elsevier Inc., 2004, 926 p.

18. Tul'bovich B.I., Kollektorskie svoystva i khimiya poverkhnosti produktivnykh porod (The reservoir properties and chemistry of productive rocks surface), Perm': Permskoe knizhnoe izdatel'stvo Publ., 1975, 194 p.

19. Ghedan Sh., Canbaz C.H., Boyd D. et al., Wettability profile of a thick carbonate reservoir by the new rise in core wettability characterization method, SPE 138697, 2010.

20. Ammot E., Observation relating to the wettability of porous rock, Trans. AIME, 1959, V. 216, pp. 156–162.


Авторы статьи:  Е.О. Беляков
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку