книги / Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности

При оценке ОНН необходимы точные данные об электрических, нейтронных и других свойствах пластовых вод. Смешение фильтрата с пластовой водой существенно ухудшает информативность геофизических оценок ОНН.

Значения ОНН, используемые для обоснования проектов повышения нефтеотдачи, должны быть достоверны и иметь высокую точность. Экономическая эффективность современных технологий повышения нефтеотдачи часто меняется в очень узком диапазоне значений ОНН, что определяет особо жесткие ограничения на точность оценок ОНН. Погрешность оценок не должна превышать ± 5% от объема остаточной

нефти. Такая точность не обеспечивается ни одним из существующих геофизических методов, что существенно снижает информативность геофизических оценок ОНН. Главными источниками погрешностей оценок ОНН геофизическими методами являются неконтролируемые лито­ логические изменения состава пород, их структуры, степени смачи­ ваемости, а также минерализации пластовых вод и их смесей с фильт­ ратом промывочной жидкости в околоскважинной зоне.

Функциональную зависимость значений ОНН, определяемых геофи­ зическими методами (ÆQH)» пРи отсутствии газовой фазы можно пред­ ставить в виде

компонентный состав скелета; XlCK - физические свойства компонентов

скелета; ^ в-ф - физические свойства компонентов смеси вода-фильтрат; Сн - компонентный состав нефти; 2\н - физические свойства компонентов нефти; к - характеристики структуры порового пространства; GCKB -

параметры, характеризующие строение прискважинной зоны. Вид функции Ф; зависит от характеристик конкретных геофизических приборов и от их чувствительности к физическим свойствам отдельных компонентов и их изменению в околоскважинных зонах.

Если значения таких параметров, как Уш_ф, ZiH, а в некоторы х случаях

и С н, м огут бы ть с удовлетворительной точностью определены по результатам анализа проб воды и неф ти, то такие характеристики, как ССк» ^ Î C K и к, с достаточной точностью не определяю тся. П арам етры

G C K B > характеризующ ие строение околоскважинных зон и изменение в них

физических свойств, также определяются весьма приближенно.

Поскольку надежных независимых источников информации о величинах вышеуказанных параметров в настоящее время нет, единственный способ существенно повысить точность оценок ОНН геофизическими методами - это использовать такие геофизические технологии, которые не требовали бы знания параметров Сск»^ioo к и GCKB из набора (24), а опирались бы лишь на знание таких параметров, как Г}В_ф, Сн> ZÎH>т. Решение этой

задачи достигается за счет использования технологии оценки ОНН по системе каротаж-закачка-каротаж (КЗК).

Суть этой технологии заключается в многократных исследованиях

обводненных пластов геофизическими методами с одновременным регулированием состояния околоскважинной зоны путем закачки в нее специальных реагентов-индикаторов (меченой воды, нефти и т.д.). Используя интерпретационные модели управления типа (24), связываю­ щие значения ОНН с геофизическими характеристиками и со свойствами компонентов пласта, и проводя регулирование последних, получают систему уравнений, решение которой позволяет исключить из рассмот­ рения неконтролируемые физические свойства, связанные с литологией коллектора, структурой порового пространства, смачиваемостью и др. (см. соотношение (24)).

Условия проведения геофизических исследований при оценке ОНН по технологии КЗК

Технология КЗК предусматривает проведение геофизических иссле­ дований в специальной базовой скважине, в качестве которой могут использоваться как оценочные (обсаженные или необсаженные скважины), так и эксплуатационные скважины. Также необходимы исследования по определению состояния ствола скважины или колонны (определение диаметра скважины и толщины глинистой корки, оценка заколонных перетоков) и изоляция исследуемых интервалов от соседних.

Наиболее жесткие требования к условиям проведения геофизических исследований по технологии КЗК предъявляются при использовании нейтронных методов в обсаженных перфорированных скважинах.

В скважину опускают насосно-компрессорные трубы с воронкой ниже подошвы исследуемого пласта. Устье скважины снабжают оборудованием, позволяющим проводить исследования в процессе закачки жидкости (фонтанная арматура, лубрикатор). Закачку водных растворов контраст­ ной солености и геофизические исследования производят в следующей последовательности.

1. Непрерывно замеряют геофизический параметр (аналоговая и циф­

ровая регистрация с низкой скоростью записи (~ 150 м/ч), шагом кванто­ вания по глубине * 0,4 м, начальной задержкой для ИНК 400 мкс, шириной “окна” 100 мкс). Замеры ИНГМ проводят в интервале глубин, охватывающем исследуемый пласт, а также неперфорированные пласты, залегающие выше и ниже исследуемого пласта. Исследуются также и неперфорированные пласты для контроля за наличием заколонных пере­ токов.

2. Устанавливают глубинный прибор против исследуемого пласта в

заранее выбранной точке со средними коллекторскими свойствами; измеряют геофизический параметр, например, точечный замер тпл и рас­ считывают его значения графическим и аналитическим методами.

3. Закачивают пресную воду в исследуемый пласт, предварительно заменив жидкость в стволе скважины на закачиваемую пресную воду путем прямой или обратной промывки. Затем при давлении на устье 8-9 МПа проводят закачку пресной воды в пласт. После закачки каждого водовоза (6-9 м3) измеряют против выбранной точки пласта гео­

физический параметр. Закачку пресной воды продолжают до получения двух-трех значений параметра, которые в пределах ошибок измерений (2-

3% относительных) не изменяются в процессе дальнейшей закачки воды в пласт. Затем замеряют геофизический параметр в точечном или непре­ рывном режиме.

Режим точечных измерений: шаг квантования 0,5 м по толщине пласта,

атакже в пластах вмещающих глин ниже и выше пласта в пределах 1-1,5 м; начальная задержка 800 мкс, ширина “окна” - 100 мкс с ин­ тегральным набором счета в первом “окне” не менее 3000 имп. После точечных измерений ИНГМ производят запись кривой ГМ в аналоговой форме для точной привязки точечных измерений ИНГМ по глубине и аномалиям ГМ за счет наведенной активности в колоннах. Замер ИНГМ при непрерывном движении прибора в цифровой форме. Режим записи: скорость 150 м/ч, шаг квантования по глубине 0,4 м, начальная задержка 800 мкс, ширина “окна” 100 мкс, интервал записи по глубине согласно пункту 1.

4.Закачивают в пласт соленую воду с известной плотностью; уста­ навливают генератор нейтронов против той же точки пласта; измеряют Тпл в точке, в которой проводился контроль за требуемым объемом

закачиваемой пресной воды. Измеряют тпл и рассчитывают его значение. Заменяют пресную воду в стволе скважины соленой путем прямой или обратной промывки. Закачку осуществляют согласно пункту 3. Проводят точечные и непрерывные замеры ИНГМ, ГМ в такой же после­ довательности, что и после закачки пресной воды, с той лишь разницей, что начальную задержку устанавливают равной 400 мкс при точечном и непрерывных режимах записи ИНГМ.

Опытным путем установлено, что для обеспечения требуемой полноты вытеснения объем закачиваемой воды должен составлять: для добывающих скважин 2-3 м3 на 1 м толщины пласта, в нагнетательных скважинах - 6-10 м3/м и более.

Полученные с помощью метода каротаж-закачка-каротаж оценки остаточной нефтенасыщенности хорошо коррелируются с оценками, полу­ ченными на керне с сохранением давления и принимаемыми за эталонные (см. гл. 3). Погрешность оценки остаточных углеводородов по этому методу составляет менее 5%. Однако указанная точность базируется на определенных допущениях о свойствах исследуемой среды и характере физико-химических процессов.

При реализации этой технологии принимаются следующие пред­ положения: при закачке флюидов в прискважинную область свойства матрицы коллектора (/и, Ожэ Х|ск»к) остаются неизмененными. Считается, что значения ОНН также не меняются в процессе закачки (K0Hl= ^ OHN) за исключением технологий целенаправленного удаления

ОНН. Считается также, что изменения геометрии околоскважинной зоны не происходит или же оно носит стабильный характер, т.е. Сскв = const.

Предполагается, что среда однородна и обменные процессы в при­ скважинной части пласта происходят полностью. Невыполнение этих условий может привести к большим погрешностям в оценке остаточной нефтенасыщенности. Так, например, если коэффициент остаточной

нсфтснасыщснности определяется по данным импульсного нейтронного каротажа, то в случае неполного замещения пластовой воды фильтратом, абсолютная погрешность оценки будет равна доле невытесненной воды, т.е. (AKoii) = ЛСВН, где /ГВц - доля невытесненной пластовой воды в объе­

ме открытых пор. Оценка остаточной нефтенасыщенности, являющейся, по существу, суммой остаточной нефти и невытесненной пластовой воды, будет завышена.

Минерализация пластовой воды (или фильтрата бурового раствора) в тупиковых порах отличается от минерализации в проточных порах. Поэтому при наличии тупиковых пор (как техногенного, так и естест­ венного происхождения) абсолютная погрешность оценки коэффициента остаточного нефтенасыщения не только определяется долей невы­ тесненной воды, но и зависит от разности декрементов затухания фильтрата бурового раствора в тупиковых порах при первичной и вторичной закачке и может быть вычислена по формуле

(25)

где А,В1Д В2Д ф ! Д ф 2 - декременты затухания фильтрата бурового

раствора в проточных и тупиковых порах при первичной и вторичной закачке; Кф- коэффициент водонасыщенности тупиковых пор.

При оценке количества остаточных углеводородов по методу сопро­ тивлений с использованием модели Дахнова-Арчи абсолютная погреш­ ность в случае неполного удаления осаточной нефти может быть вычис­ лена по формуле:

где К 'он -доля нерастворенной остаточной нефти в объеме открытых

пор; pm. Рпг —сопротивление породы при первом и втором каротаже.

В случае неоднородного пласта ошибка при определении коэффициента остаточной нефтенасыщенности существенно зависит от доли глинистого цемента в породе, минерализации пластовой воды и может составить 8- 10% и более.

Технологии каротаж-закачка-каротаж разработаны для методов элек­ трометрии, диэлектрического ядерно-магнитного метода в необсаженных скважинах, для импульсного нейтронного метода, гамма- и кислородуглеродного каротажа - в обсаженных скважинах. При закачках исполь­ зуются воды различной минерализации, парамагнитные растворы, раство­ ры химических реагентов, хлорированная нефть и некоторые другие флюиды.

В отличие от обычных геофизических исследований состояние околоскважинных зон пласта определяется не только условиями вскрытия пла­ стов, но и специфическими условиями проведения технологий КЗК. При указанных допущениях, высокая точность оценок ОНИ по технологии КЗК может быть достигнута только при соблюдении жесткой системы

требований к технологии проведения отдельных операций, а именно: 1) интервал исследования должен быть однородным, в неоднородном

разрезе имеет место неполное вытеснение флюидов при закачке (влияние масштабных и структурных эффектов); 2) коллектор должен обладать

достаточной для закачки проницаемостью; 3) точность измерений должна быть высокой (необходимы повторные замеры и низкая скорость записи каротажной диаграммы); 4) интервал исследования должен быть пред­ ставительным для целей оценки остаточного нефтенасыщения; 5) не­ обходим надлежащий контроль за процессом закачки и свойствами закачиваемых жидкостей; 6) сообщаемость скважины с пластом должна

быть хорошей; 7) для оценки остаточного нефтенасыщения не могут быть использованы старые нагнетательные скважины из-за изменения физи­ ческих свойств в околоскважинной зоне; 8) скорость закачки не должна

превышать скорости фильтрации в пласте; 9) объем нагнетаемой жид­ кости должен обеспечить полный охват заводнением зоны исследования геофизическими методами; 10) качество вскрытия пластов должно быть хорошим; 11) необходимы дополнительные сведения о проницаемости и пористости исследуемых интервалов; 12) в интервалах исследования

должен отсутствовать подвижный газ.

Из перечня требований следует, что одновременное их выполнение в пластах с различными фильтрационно-емкостными свойствами практичес­ ки невозможно. Так, требование полноты охвата вытеснением и ограни­ ченности скорости закачки находятся в явном противоречии, поскольку для реальных неоднородных пластов с различной проницаемостью одина­ ковый охват может быть обеспечен лишь при различной скорости закачки.

Кроме того, полнота охвата закачкой определяется загрязнением прискважинной части пластов при их вскрытии бурением и перфорацией. Количественно эффект уменьшения проницаемости за счет вскрытия определяется параметром ОП, характеризующим отношение фактической проницаемости прискважинной зоны к истинной проницаемости пласта. Анализ значения этого параметра указывает на широкий диапазон изменения ОН. Для большинства нефтяных месторождений территории бывшего СССР параметр ОП меняется от 1 (идеальное вскрытие) до 30 и более вплоть до полной закупорки прискважинной зоны. Наиболее вероятные значения ОП - 1,5-1,75, что соответствует уменьшению истинной проницаемости прискважинной зоны в 1,5-1,75 раза. Эффект загрязнения прискважинной зоны приводит к резкому снижению полноты охвата пластов закачкой. На рис. 48 в качестве примера приведена зависимость коэффициента охвата закачкой по мощности от параметра ОП. Шифр кривых обозначает давление закачки. График построен по результатам скважинных экспериментов. Уменьшение проницаемости в околоскважинной зоне приводит к росту градиентов давления при фик­ сированной скорости закачки и, следовательно, к изменению условий обра­ зования ОНН в околоскважинной зоне.

Несмотря на очевидный выигрыш в точности оценки ОНН по тех­ нологии КЗК в настоящее время отсутствуют данные о промысловых экспериментах, удовлетворяющих всем требованиям к этой системе. В работе [24] описаны примеры неудачных попыток реализации технологии

Рис. 48. Зависимость коэффициента охвата заводнения от качества вскрытия пласта (параметр ОП) при различных значениях давления нагнетания (ДрЭф), кГ/см2: 20 (/), 30 (2), 40(5)

Рис. 49. Зависимость числа застойных зон от проницаемости по газу для терригенных (/) и карбонатных (2) пород (по Б.И. Тульбовичу)

КЗК по причинам неполного охвата закачкой, неполного вытеснения нефти, воды и фильтрата в околоскважинной зоне при реализации технологии КЗК. При реализации технологии КЗК для оценки ОНН в околоскважинной зоне возникают специфические процессы и явления, не характерные для обычного состояния околоскважинных зон. Особенности этих процессов ранее не изучались, что предопределило необходимость проведения специальных исследований.

Особенности околоскважинных зон при реализации технологии КЗК

В отличие от состояния околоскважинной зоны, формирующейся при сооружении скважины под воздействием целого ряда практически не регулируемых и трудно контролируемых факторов, Достояние около­ скважинной зоны пласта при реализации технологии КЗК эффективно регулируется с помощью закачки в околоскважинную зону флюидов со строго определенными свойствами.

Достигнуть желаемого состояния околоскважинной зоны можно, регу­ лируя скорость и объем закачки; закачивая специальные химические реагенты можно ускорять или замедлять массобменные процессы. Однако для оптимального применения технологии КЗК необходимо знать рас­ пределение закачиваемого реагента в околоскважинной зоне при раз­ личных геолого-промысловых и технологических условиях.

Распределение закачиваемого компонента имеет очень сложный и комплексный характер. На него влияют: вид закачиваемых жидкостей,N течение и состояние вытесняющего агента в обводненных пластах с ОНН, строение обводнившихся пластов, технология закачки.

Физические свойства закачиваемых агентов, скелета породы, оста­ точной нефти, а также различных веществ-примесей, такие, как вязкость пластовой и закачиваемой воды, проницаемость пласта и околоскважинной зоны, растворимость отдельных компонентов, определяют распределение концентрации закачиваемых реагентов при реализации технологии КЗК.

Остановимся теперь на математической модели метода каротаж-за- качка-каротаж.

Мы видим, что тупиковые поры являются одним из основных факторов, контролирующих процесс фильтрации и массообменные про­ цессы. Количество застойных зон естественного происхождения связано с такими характеристиками пласта, как пористость, глинистость, изви­ листость, литологический состав, и другими структурными особенностями среды. Количество застойных зон, образующихся в результате вытес­ нения нефти водой, зависит в первую очередь от смачиваемости, фазовой проницаемости, нефтенасыщенности, коэффициента вытеснения нефти, поверхностных свойств вмещающих пород. На рис. 49 представлена зависимость количества застойных зон КЗАСГ от логарифма проницаемости Кпрф по газу, для терригенных и карбонатных пород.

Эта зависимость линейна и с ростом фазовой проницаемости количество техногенных застойных зон падает [41]. Результаты моделирования, полученные Н.А. Семеновой на сеточных моделях механизма образования техногенных тупиковых пор (см. гл 5), показали, что существует зависи­ мость относительного объема тупиковых пор (КПт) от относительного объема неподвижной нефти (Кпн) (см. рис. 38). Зависимость аппроксими­ руется линейной функцией, угловой коэффициент которой зависит от сма­ чиваемости породы. Прямая с максимальным углом наклона соот­ ветствует гидрофобной породе (cosG < 0), прямая с минимальным углом

наклона - гидрофильной породе (cos0 > 0). Прямые, характеризующие породу с гетерогенной смачиваемостью, лежат между ними. Естественно, что двумерная связь не отражает истинной ситуации в пласте. Количество застойных зон является многомерной функцией взаимозависимых параметров. Тем не менее, такие двумерные зависимости могут быть использованы при моделировании индикаторных методов с целью полу­ чения качественных оценок остаточной нефтенасыщенности.

Система уравнений, описывающая технологию метода каротаж-за- качка-каротаж, в случае неоднородного пласта в цилиндрических коор­ динатах имеет вид:

где СьС(2 - минерализации закачиваемого ратвора при первом и втором

каротаже, соответственно; t* - момент времени, при котором происходит смена раствора; КПт - общая тупиковая пористость, равная сумме техногенной (f(KnH)) и естественной (КПы) тупиковых пористостей, т.е. ^пт = Д*пн) + гДб Д^пн) - линейная функция неподвижной нефти в объеме открытых пор. Все остальные обозначения такие же, как в разделе “Структура и свойства..." данной главы. Скорость закачки V мы, как обычно, принимаем равной qocKt/2nrH = fi/r, тогда эффективный коэффициент диффузии D* можно записать в виде:

D* =DM+ XVn =DM + XQn/rn.

Для построения конечно-разностного аналога системы уравнения (27) воспользуемся монотонной схемой, имеющей второй порядок аппрокси­ мации [34]. Откажемся от дивергентной формы первого уравнения и, пе­ реходя к безразмерным переменным, приведем оператор, стоящий в левой части,к виду:

Тогда применение выбранной нами аппроксимации приводит к следую­ щим алгебраическим уравнениям:

1 г - К т ъС > ,-К Гпу 2аС>.,

Дх + + ^ гл ^пглŸ (28)

< т = СЛ + Ату, ]/ [1+ -у,Ат

с $ = ^ |+ Дту2^ пглС/+,]/[!+ у 2аДт],

где а = (ÔMX? - i Q " ( n - \ ) - Q X ? ) / X f * ;р = (Ô* - 0,5/»|a|)/ h \

h - шаг по

координате; Ат - шаг по времени.

С помощью этой модели исследовалось влияние различных параметров на формирование околоскважинной зоны. Характер вытеснения смешиающихся жидкостей определяется в первую очередь* эффективным коэф-

с/с°

Рис. 51. Профили распределения минерализации при различных значениях коэффициента гидродинамической дисперсии X: 0,03 (У); 0,3 (2); 0,6 (3); 6 (4)\ 60 (5)

фициентом диффузии D*. Эффективный коэффициент диффузии пред­

ставляет собой сумму коэффициентов молекулярной (DM) и конвективной (Dк = XVn) диффузий. От соотношения этих составляющих и зависит

характер распределения минерализации в околоскважинной зоне (рис. 50).

Величина коэффициента конвективной диффузии зависит от скорости потока и от параметра X, характеризующего структуру порового прост­ ранства. Величина коэффициента гидродинамичекой дисперсии X изме­

няется от сотых долей метров для глинистых пород до десятков метров в трещиноватых породах; в высокопроницаемых песчаных отложениях X меняется от 6 до 21 м. При малых значениях коэффициента X соот­ ношение между DMи DK определяется соотношением между DMи V. На

начальном этапе формирования зоны проникновения, когда скорости пос­ тупления фильтрата в пласт значительны, конвективный перенос преоб­ ладает над молекулярным (рис. 50, 1-3). Но по мере образования зоны

кольматации, роста и уплотнения глинистой корки скорость проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт падает и, начиная с некоторого момента, определяющей стадией становится молекулярная диффузия, начинается процесс расформирования зоны проникновения (рис. 50, 4-8). При значениях X > 1 вклад молекулярной диффузии в эффективный

коэффициент диффузии становится пренебрежимо малым, так как характерная величина коэффициента молекулярной диффузии имеет порядок DM« 10*9М2/с.

Размер зоны смешения фильтрат и пластовой воды пропорционален

л/Х . При X порядка нескольких метров, размер зоны смешения имеет по­

рядок размера зоны проникновения. В этом случае полностью промытая зона не образуется и изменения минерализации происходят во всей области, занятой фильтратом, в течение всего периода формирования зо­ ны проникновения. Иллюстрацией сказанному является рис. 51, на кото­ ром представлены графики распределения минерализации в околоскважинной зоне для разных значений X.

Распределение минерализации, представленные на рис. 50,51 получены в предположении однородности среды и отсутствии процессов сорбции. Массообменные процессы с глинистыми частицами и тупиковыми порами не только ослжняют динамику формирования зоны проникновения, но и влияют на скорость ее расформирования. Распределение минерализации характеризуется изменением кривизны. При высоких скоростях массобмена на стадии расформирования происходит возрастание концентрации реагента вблизи стенки скважины, формируется зона по­ вышенной концентрации, в связи с чем не наблюдается эффекта расфор­ мирования (рис. 52).

Наличие глинистого цемента, неоднородность объекта сказываются и на динамике изменения минерализации пластовой воды при смене про­ мывочной жидкости при технологии каротаж-закачка-каротаж. Рис. 53 иллюстрирует процесс вытеснения пластовой воды раствором контрастной солености в случае однородной (/) и заглинизированной породы (2) со сложным внутрипоровым строением при X = 0,03 и X = 0,6. Кривые а соответствуют формированию зоны проникновения. Кривые б описывают

состояние прискважинной зоны при смене раствора. Шифром кривых является безразмерное время. В высокопроницаемых песчаниках (X 2* 6) вклад молекулярной диффузии в массобменные процессы пре­

небрежимо мал, поэтому влияние тупиковых пор на динамику форми-