image

Территория Нефтегаз № 5 2016

Геология

01.05.2016 10:00 Моделирование нефтенасыщенности залежей с учетом переходной водонефтяной зоны на примере месторождения «А»
Статья посвящена изучению, описанию и экспериментальному подтверждению эффективности метода моделирования нефтенасыщенности залежей с использованием априорной информации в виде J-функции Леверетта. Основная проблема, возникающая при изучении геологического строения месторождений углеводородов (УВ), состоит, во-первых, в существенном недостатке эмпирических данных, во-вторых, в дискретности геолого-геофизической информации и, в-третьих, в ее значимом различии по точности, масштабу и степени охвата объекта. Основой решения практически всех геологических задач являются модели. Наиболее сложной и менее всего разработанной частью процесса моделирования до сих пор остается построение куба насыщения. Важность куба насыщения трудно переоценить. Он используется при подсчете запасов, а также в задачах гидродинамического моделирования. В статье рассматривается метод моделирования нефтенасыщенности с использованием J-функции Леверетта с учетом переходной зоны на примере одного из месторождений Западной Сибири. Предложенная методика построения куба насыщения состоит из двух этапов. На первом этапе отстраивается модель геометрии переходной водонефтяной зоны, а на втором методом интерполяции с учетом переходной водонефтяной зоны и с привлечением в качестве косвенной информации одномерного вертикального тренда J-функции Леверетта вычисляется сам куб насыщения. Модели насыщенности коллекторов, построенные с использованием зависимости коэффициента нефтенасыщенности от высоты залежи над уровнем зеркала чистой воды, а также с учетом воздействия капиллярных сил в пористых средах и созданных моделей переходных водонефтяных зон, более адекватны и более полно отвечают современным требованиям трехмерного геологического и гидродинамического моделирования.
Ключевые слова: трехмерная геологическая модель, нефтенасыщенность, водонефтяной контакт, зеркало чистой воды, переходная водонефтяная зона, капиллярное давление, фильтрационно-емкостные свойства, терригенные породы-коллекторы, обводненность.
Ссылка для цитирования: Антипин Я.О., Белкина В.А. Моделирование нефтенасыщенности залежей с учетом переходной водонефтяной зоны на примере месторождения «А» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 5. С. 22–29.
Открыть PDF


В последние годы как в России, так и в Западной Сибири (ЗС) постоянно растет доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Так, по данным А.В. Шпурова, А.Д. Писарницкого, И.П. Пуртовой и др., доля трудноизвлекаемых запасов в РФ в 2012 г. достигла 50% [12]. В настоящее время они составляют большую часть сырьевой базы РФ. Обоснование эффективного управления разработкой таких объектов возможно только на основе адекватной геолого-промысловой модели.

22-29_r1.pngОсновная проблема, возникающая при изучении геологического строения месторождений УВ, состоит, во-первых, в существенном недостатке эмпирических данных, во-вторых, в дискретности геолого-геофизической информации и, в-третьих, в ее значимом различии по точности, масштабу и степени охвата объекта. В связи со сказанным актуальной является задача построения трехмерных геологических моделей (3D ГМ), учитывающих весь объем геолого-геофизической и геолого-промысловой информации, неоднородной по качеству и масштабу, к тому же неравномерно распределенной по площади и разрезу [1]. Точность 3D ГМ позволяет заметно повысить привлечение косвенной и априорной информации различных видов.

Как указано выше, эффективное управление разработкой месторождений нефти и газа основано на адекватных моделях залежей, причем в сильной степени на модели насыщения. Расчет нефтегазонасыщенности пород в ячейках 3D ГМ является наиболее сложной задачей геологического моделирования.

Целью данной работы является создание трехмерной модели нефтенасыщения залежи продуктивного пласта ЮВ11 месторождения «А» с использованием алгоритма на основе функции Леверетта [2, 3]. 3D-модель литологии, коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности созданы Я.О. Антипиным.

Месторождение «А» относится к Вартовскому району Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Пласт ЮВ11 сложен песчано-глинисто-алевритовыми породами с тонкими пропластками угля. Остатки микрофауны в этих отложениях свидетельствуют о мелководно-морских условиях осадконакопления. Коллекторами пласта ЮВ11 являются песчаники серые, с бурым оттенком, мелкозернистые, среднезернистые, алевритистые. Структура пород псаммитовая и алевро-псаммитовая, текстура микрокосослоистая, волнисто-слоистая, реже горизонтально-слоистая, обусловленная соответствующими изменениями гранулометрии, распределением сидерита, слюды, пирита, лейкоксена, растительных остатков и др. Непроницаемые прослои сложены плотными песчаниками и алевролитами глинистыми или карбонатными, а также аргиллитами.

22-29_r2.pngПо литологическому составу породы-коллекторы относятся к типу терригенных (полимиктовых). Полимиктовые породы-коллекторы как изучаемого месторождения, так и практически всех месторождений ЗС характеризуются высокой неоднородностью и слабой согласованностью фильтрационно-
емкостных свойств. Высокая глинистость и низкая проницаемость полимиктовых пород-коллекторов предопределяют сложность строения углеводородной залежи и ее переходной зоны как по разрезу, так и по латерали [2, 3]. Немаловажным является то, что терригенные породы-коллекторы залежей изучаемого месторождений являются гидрофильными. Это значит, что вся поверхность минерального скелета гидрофильной породы покрыта пленкой воды. А нефть, в свою очередь, занимает межзерновые поры и каверны размером более 1 мкм.

Все скважины, вскрывшие изучаемый пласт в контуре нефтеносности, дали притоки безводной нефти. Наиболее глубокое залегание нефти отмечено в скв. 452-Р. При испытаниях в ее колонне получен фонтанирующий приток безводной нефти. Положение ВНК залежи пласта ЮВ11 принято на абсолютной отметке –2844,4 м по скважине 452-Р. Покрышкой пласта ЮВ11 являются тонкодисперсные глины георгиевской свиты и битуминозные аргиллиты баженовской свиты, которые прослеживаются на площади всего Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ). Фонд скважин составляет 216 ед. В целом по залежи сетка скважин достаточно плотная, за исключением северо-западной части, разбуренной несколькими разведочными скважинами.22-29_r3.png

Для месторождений ЗС НГБ характерна тесная статистическая зависимость коэффициента нефтенасыщения (kн) от высоты над уровнем водонефтяного контакта (Δh) и значений капиллярных сил в пористых средах [3]. Использование такой зависимости позволяет значимо повысить точность 3D-модели насыщения. Кроме того, по мнению Ю.Я. Большакова, геолог, не учитывающий в построении модели капиллярные силы, возникающие в природном нефтегазоносном резервуаре, непроизвольно отождествляет пласт-коллектор с водопроводной трубой, где законы течения жидкостей и газов совершенно иные [13].

При построении трехмерных геологических моделей для согласования геологических и гидродинамических расчетов нефтегазонасыщенность должна быть рассчитана не до уровня геологического ВНК, а до ЗЧВ (зеркало чистой воды) с постепенным уменьшением kн от kнгр до 0, где kнгр – граничное значение kн на ВНК. При создании таких моделей наиболее трудной является задача определения положения ЗЧВ, то есть оценки геометрии переходной водонефтяной зоны [3]. Для оценки величины и строения переходной зоны кроме геофизических методов иногда используют регрессионные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления, полученные на образцах керна [8].

22-29_r4.pngПереходная водонефтяная зона (ПВНЗ) – это ограниченная водонефтяным контактом часть объема нефтеносного пласта с водонасыщенностью, изменяющейся снизу вверх от 100% у ЗЧВ до остаточной неснижаемой водонасыщенности на верхней границе зоны с чисто нефтяной частью разреза. Толщина переходной водонефтяной зоны для месторождений ЗС колеблется от десятков сантиметров в хорошо проницаемых коллекторах до десятков метров в низкопроницаемых неоднородных пластах. Так как свойства пород-коллекторов меняются по площади и высоте залежи, в области водонефтяного контакта формируется сложная по строению переходная зона с переменной нефтеводонасыщенностью по высоте залежи и разной подвижностью воды и нефти – от подвижности только водной фазы в зоне под ЗЧВ до подвижности только нефти в верхней части залежи [5].

В настоящее время, когда в нефтяной промышленности Российской Федерации наблюдается падение добычи нефти на старых месторождениях, а в эксплуатацию вводятся новые месторождения нефти и газа с меньшими запасами, но более сложные по строению, необходимость учета запасов и структуры нефти в зонах с двухфазным насыщением и их разработка становятся актуальными задачами [6].

Как известно, kн=1–kв. На характер водонасыщенности и нефтенасыщенности большое влияние также оказывает строение порового пространства породы. Изменение водонасыщенности по пласту неравномерно: на одном и том же уровне водонасыщенность меньше в высокопроницаемых и больше – в низкопроницаемых породах. То есть имеет место зависимость изменения водонасыщенности от высоты над ЗЧВ и от параметра

\sqrt{\frac{K_\text{пр}}{K_\text{п}}}.

Эта закономерность используется при расчете функции Леверетта [7]. J-функция Леверетта позволяет учесть значения капиллярного давления по пробам образцов гидрофильных пород-коллекторов с различными значениями пористости и проницаемости:

J=\frac{3,183\cdot P_c\cdot\sqrt{\frac{K_\text{пр}}{K_\text{п}}}}{\gamma\cdot\cos\theta},                                    (1)

 

где J – функция Леверетта; Pc – капиллярное давление, 105 Па; kпр – коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2; kп – коэффициент пористости, д. ед.;  γ  – поверхностное натяжение углеводороды/пластовая вода, кг.м22;  θ – угол смачиваемости, град.

Методику использования зависимости изменения водонасыщенности от высоты над ЗЧВ и kпр в алгоритмах построения 3D ГМ с помощью функции Леверетта предложила А.Ф. Гималтдинова. В основе метода оценки изменения водонасыщенности нефтяного пласта лежит классическая теория равновесия между гравитационными и капиллярными силами. Капиллярное давление – это сила, которая препятствует давлению вытеснения, контролирует процесс фильтрации углеводородов в пористой среде и положение контактов флюидов; является функцией радиуса поровых каналов:

P_c=2\gamma\cdot\cos\theta/rt,                              (2)

где γ – поверхностное натяжение, мДж/м2; rt – радиус порового канала, м; θ – угол смачиваемости, град. Из уравнения (2) следует, что капиллярное давление возрастает при уменьшении диаметра поровых каналов, увеличении поверхностного натяжения и уменьшении угла смачиваемости [8]. С другой стороны, капиллярное давление зависит от высоты над ЗЧВ, и эта зависимость имеет вид:

P_c=(\rho_\text{в}-\rho_\text{н})\cdot 0,098 \cdot \Delta h,                  (3)

где ρв – плотность пластовой воды, кг/м3;  ρн – плотность нефти, кг/м3; 0.098 – градиент давления пресной воды; Δh – высота над ЗЧВ, м [9].

Исходными данными для расчета насыщенности пород по описанной методике являются данные капиллярометрических исследований керна. Принцип исследований основан на вытеснении жидкости из поровых каналов горных пород избыточным давлением и заключается в повторении нескольких циклов с последовательным увеличением давления в камере капилляриметра и измерении остаточной водонасыщенности образца [10].22-29_r5.png

J-функция для пласта ЮВ11 месторождения «А», построенная по данным 189 измерений 16 проб керна в 8 скважинах, приведена на рисунке 1.

Принятое в подсчете запасов граничное значение коэффициента водонасыщенности (kв) в залежи пласта ЮВ11, соответствующее ВНК, равно kв=0,70 д.ед. Тогда значение J-функции, вычисленное по полученной зависимости J=0,118kв-0,931, равно J=0,17 [2]. На следующем этапе проанализирована изменчивость kп по латерали в нижнем слое ячеек над ВНК. Значения коэффициента пористости в пределах указанного слоя ячеек изучаемого пласта изменяется от kп=13,1 до kп=23,5%, то есть изменчивость kп значима. Это указывает на то, что ВНК не является горизонтальной плоскостью, а значит, и толщина ПВНЗ не постоянна. Учет этого факта в модели насыщения повысит ее точность. По зависимости kпр(kп), принятой в подсчете запасов месторождения «А», находится диапазон изменения значений проницаемости в нижнем слое ячеек над ВНК: от kпр=0,58*10-3 до kпр=595,59*10-3 мкм2.

Используя формулу (1) для расчета значений Pc по известным значениям J-функции и фильтрационно-емкостных свойств (проницаемость и пористость), определяются пределы изменения капиллярного давления от Pc=0,01*105 до Pc=0,22*105 Па. Как известно, значение капиллярного давления зависит и от высоты над уровнем ЗЧВ. Согласно формуле (3), расстояние от уровня ВНК до ЗЧВ для данного диапазона Pc и фиксированных значений плотности пластовой воды и нефти изменяется от 0,8 до 16 м (выражаем Δh из формулы 3). Расчет и построение поверхности ЗЧВ как нижней границы переходной зоны основан на том, что на поверхности ЗЧВ Pc=0 [4].

22-29_r6.pngТаким образом, капиллярные давления позволяют, используя значения плотностей нефти и воды, определять, на какой высоте от уровня ЗЧВ встречается рассчитанное давление Pc. Эти величины позволяют оценить расстояние между уровнем ВНК и ЗЧВ для залежи, то есть толщину переходной водонефтяной зоны (рис. 2).

Карта толщин ПВНЗ (hпз) имеет сложное геометрическое строение, она существенно неоднородна. Укажем также, что она характеризуется повышенными значениями вблизи зон отсутствия коллекторов, то есть в зонах с пониженными значениями kп (рис. 3).

Как видно из сопоставления карт на рисунках 2 и 3, в зонах с высокими значениями kп нефтенасыщенных коллекторов толщина ПВНЗ наименьшая, а в зонах с низкими значениями kп – соответственно, наибольшая. Полученные результаты хорошо согласуются с капиллярно-гравитационной концепцией нефтегазонакопления [13].

Алгоритм построения модели насыщения с учетом геометрии переходной зоны имеет такой вид:

  1. по экспериментальным данным капиллярометрических исследований керна находится регрессионная зависимость J = f();
  2. используется карта ВНК (по данным принятого проекта разработки или отчета по подсчету запасов);
  3. из найденной зависимости J=f() вычисляется значение J-функции, соответствующее проектному уровню ВНК. Выражается Pc из формулы (1), и по полученной зависимости рассчитывается капиллярное давление Pc в переходной зоне от ЗЧВ до ВНК, то есть строится куб параметра Pc переходной зоны. Для этого используются кубы коэффициентов Кп и Кпр;
  4. на основе выражения Δh из формулы (3) и куба параметра Pc переходной зоны рассчитывается расстояние от проектного ВНК до ЗЧВ;
  5. строится карта ЗЧВ, куб параметра Δh и карта толщин переходной зоны;
  6. с использованием отметки поверхности ЗЧВ рассчитывается куб Pc от ЗЧВ до верхней границы залежи, то есть строится куб параметра Pc всей системы «нефть – вода»;
  7. по значениям капиллярного давления Pc в системе «нефть – вода» и фильтрационно-емкостным свойствам породы рассчитывается куб значений параметра J-фунции по формуле (1);
  8. по зависимости J=f() (рис. 1) рассчитывается значение куба Квтр (куб водонасыщенности трендовый);
  9. по данным РИГИС в скважинах с учетом тренда Квтр методом кригинга интерполируется куб Кв, затем находится куб Кн по формуле Кн=1–Кв [9].

Куб нефтенасыщенности Кн залежи пласта ЮВ11 построен по описанной методике с использованием одномерного тренда – зависимости J-функции Леверетта, оцененной по данным капиллярометрических исследований. Такая методика построения Кн позволяет учесть зависимость нефтенасыщенности от строения порового пространства породы, значений Pc и высоты над ЗЧВ.

22-29_r7.pngСопоставление значений kн по данным ГИС и интерполированного куба Кн показало, что данный метод позволяет адекватно оценить насыщение коллекторов (рис. 4). Как значения kн по данным ГИС скважины 602, так и значения куба Кн плавно увеличиваются по направлению к зоне предельного нефтенасыщения, которая характеризуется максимальными значениями kн. Внутри этой зоны вверх по пласту происходит уменьшение содержания капиллярно-удерживаемой воды, поскольку гравитационные силы продолжают увеличиваться, и нефть заполняет поры все меньшего размера [5]. В итоге куб Кн, построенный по предложенной методике, адекватно описывает изменение нефтенасыщенности по всему объему залежи пласта ЮВ11.

Внешняя проверка непротиворечивости модели эксплуатационным данным проводилась путем анализа коэффициента обводненности нефти kобв по группе скважин (по которым имеются исчерпывающие эксплуатационные данные и данные ГИС) в зависимости от толщины переходной зоны (hпз). Для этого оценена регрессионная зависимость фактической обводненности продукции от толщины переходной водонефтяной зоны (рис. 5).

Из рисунка 5 видно, что зависимость kобв(hпз) линейная обратная и тесная. Это говорит о том, что чем больше расстояние от нижней границы интервала перфорации до ЗЧВ, тем меньше содержание воды в продукции скважины.

Для сравнения трехмерной геологической модели залежи пласта ЮВ11 месторождения «А», созданной автором, и предыдущей модели приведены карты нефтенасыщенности, полученные по соответствующим кубам Кн (рис. 6а и 6б).

22-29_r8.pngГраницы распространения пород-коллекторов в авторской модели пересмотрены с учетом новых данных по скважинам. Уточним, что интерполяция куба насыщения Кн в предыдущей модели залежи пласта ЮВ11 месторождения «А» проведена на основе только скважинных данных без привлечения какой-либо косвенной и априорной информации (рис. 6а). Такой метод интерполяции не позволяет адекватно отразить насыщение пород-коллекторов в межскважинном пространстве на малоразбуренных площадях как по разрезу, так и по латерали, а также в зонах, не охарактеризованных ГИС. Естественно, этот метод не позволяет оценить параметры ПВНЗ залежи. Отметим, что карты нефтенасыщенности предыдущей и авторской моделей значимо отличаются.

Для проверки точности моделей Кн сравним данные по новой и предыдущей моделям с дебитами эксплуатационных скважин в первый месяц работы (рис. 7а и 7б).

Зависимости qн(kн) говорят о более точной модели нефтенасыщения в авторской модели залежи пласта ЮВ11 месторождения «А».

Построенный по предложенной методике куб насыщения (рис. 6б) дает прогнозные значения насыщения на тех участках разреза залежи, где определение коэффициента насыщения затруднено по ряду причин (толщина пропластков < 2 м, брак ГИС и др.), а также в переходной зоне, где определение kн по общепринятым методикам затруднительно.

Изменение коэффициента насыщения в зависимости от Кпр коллекторов приведено на рисунках 8а и 8б.

Из анализа этих рисунков следует, что только в авторской модели имеется тренд Кнпр). Кроме того, в предыдущей модели отсутствуют значения kн<0,5 д. ед., что невозможно при наличии ПВНЗ. Эти результаты подтверждают большую точность авторской модели.

Выводы

Уточнена методика построения куба нефтенасыщения в терригенных гидрофильных коллекторах, состоящая из двух этапов. На первом этапе отстраивается модель геометрии переходной водонефтяной зоны. На втором – методом интерполяции с учетом переходной водонефтяной зоны и с привлечением в качестве косвенной информации капиллярного давления, фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и одномерного вертикального тренда J-функции Леверетта вычисляется куб нефтенасыщения.

Модель нефтенасыщения с учетом переходной водонефтяной зоны залежи пласта ЮВ11 месторождения «А», построенная по описанной методике, позволила построить поверхность зеркала чистой воды, обосновать толщину переходной водонефтяной зоны, адекватно отразить нефтенасыщение. Показано, что построенный по предложенной методике куб нефтенасыщения дает прогнозные значения коэффициента нефтенасыщенности на тех участках разреза залежи, где его определение затруднено по ряду причин (толщина пропластков < 2 м, отсутствие ГИС, низкая плотность сетки скважин и др.), а также в переходной зоне, где определение kн по общепринятым методикам затруднительно.

Модели нефтенасыщенности коллекторов, построенные с использованием зависимости коэффициента нефтенасыщенности от высоты залежи над уровнем зеркала чистой воды, а также с учетом воздействия капиллярных сил в пористых средах и созданных моделей переходных водонефтяных зон, более адекватны и более полно отвечают современным требованиям трехмерного геологического и гидродинамического моделирования [11].




← Назад к списку


im - научные статьи.