Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Особенности оценки нефтегазонасыщенности месторождений Прикаспийской впадины

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Особенности оценки нефтегазонасыщенности месторождений Прикаспийской впадины"

РГБ ОД

ВС^гЙсАшСКИ^ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ (ВНИГЦИ)

На правах рукописи

НИКИШОВ ВЯЧЕСЛАВ ВАСИЛЬЕВИЧ

УДК 553.981/982 :§52.1:5§(470.4 + 574.1)

ОСОБЕННОСТИ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Специальность 04.00.17 - Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогнческих наук

Москва - 1994

Работа выполнена в Нижневолжском научно-исследовательско институте геологии и геофизики (НВНИИГГ) и Всероссийском научно исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ)

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

профессор, член-кор. АЕН Золотов А.1-(НТКФ "Геосервис").

Защита состоится "¿Н " 3 199^~г. в часов на зс

седании специализированного совета Д. 071.05.01 при Всероссийскс научно-исследовательском Геологическом нефтяном институте (ВНИГ1 по адресу: 105819, Москва, шоссе Энтузиастов, 36.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГНИ

профессор Петерсилье В.И.

кандидат геолого-минералогических наук Топорков В.г. (ВНИГИК, НПГП "ГЕРС").

Ведущее предприятие - ГП "Нижневолжскгеология".

Автореферат разослан

Ученый секретарь специализированного совета, кандидат геолс

го-минералогических наук

Т.Д.Иванова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность тены

Территория Прйкаспийской мегасинеклизы занимает огромную площадь - около 500 тыс. кв. км, значительная часть котдрой расположена в Российской Федерации. За последние 10-15 лет на этой территории открыты крупные и уникальные месторождения нефти, газа и конденсата, приуроченные к карбонатным отложениям палеозоя.

Важнейшей особенностью выявленных залежей нефти и газа является низкие значения остаточной водонасыщенности по результатам исследования керна, отобранного при бурении скважин на безводной промывочной жидкости (ПЖ). Полученные оценки остаточной водонасыщенности оказались намного ниже, чем в карбонатных коллекторах других нефтегазоносных районов с аналогичными коллекторскими свойствами, например на месторождениях Волгоуральской провинции. Пермского Приуралья и др. В связи с этим вопрос достоверности таких определений неоднократно становился предметом обсуждений и дискуссий при обосновании коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов месторождений Прикаспийской"впадины.

Среди причин, влияющих на насыценность кернов, отобранных на безводных ПЖ, называют возможные потери части остаточной воды при подъеме керна на поверхность за счет перепада давления, приводящего к эффекту разгазирования.

Существует технология, позволяющая предотвратить потери Ков путем герметизации керна на забое скважины с последующей транспортировкой в лабораторию. Однако, такая технология применяется "резвычайно редко из-за высокой стоимости применяемого оборудования .

Неоднократно предпринимавшиеся попытки оценки потерь Ков при подъеме керна путем моделирования процесса в лабораторных условиях нельзя признать полностью удовлетворительными. Все выполненные эксперименты носят, в основном, качественный характер, а количественные оценки недостаточно надежны ввиду отсутствия методики, позволяющей оценивать такие "потери именно для тех значений остаточной водонасыщенности, которые были получены прямым методом в керне, отобранном на безводной ПЖ.

Несмотря на то, что прямой метод определения Ков считается

наиболее достоверным, массовые определения остаточной водонасы-щенности базируются на косвенных методах. Из косвенных петрофизи-ческих методов определения Ков предпочтение отдается капилляри-метрическому методу, так как он позволяет получить не только значение остаточной водонасыщенности Ков, но и исследовать изменение водонасыщенности продуктивного пласта по высоте залежи.

При исследовании пород-коллекторов месторождений Прикаспийской впадины следует учитывать значительный этаж нефтегазоносности залежей и, как следствие, высокие капиллярные давления, реализуемые в этих условиях. Измерение остаточной водонасыщенности при высоких капиллярных давлениях поэтому предъявляет особые требования к конструкции камер капилляриметров и свойствам (давление прорыва) применяемых полупроницаемых мембран.

Практически малоизученным является вопрос динамики водонасыщенности при высоких капиллярных давлениях, т.е. возможность получения завершенных кривых, особенно в образцах с низкими коллек-торскими свойствами.

Для успешного определения Кв по данным ГИС необходимо адекватное петрофизическое обеспечение, позволяющее реализовать переход от измеренного геофизического параметра к геологическому (в данном случае коэффициенту водонасыщенности). Обычно эта задача решается с помощью двумерных петрофизических зависимостей типа "керн-керн". В абсолютном большинстве случаев используются данные электрического и электромагнитного каротажа, количественная интерпретация которых предусматривает применение зависимостей коэффициента увеличения сопротивления (параметра насыщения) от водонасыщенности Рн=Г(Кв).

При построении этой зависимости,задачей лабораторного моделирования является создание в образце определенных соотношений воды и газа гри градиентах давлений, отвечающих, в том числе, условиям формирования изучаемой залежи нефти и газа. Характер зависимости в области низких Кв в карбонатных коллекторах изучен недостаточно. Полученная в области высоких Кв, она экстраполировалась в область низких значений водонасыщенности. При этом, при формальном подходе значения Кв по данным ГИС получались нереально низкими. а иногда и отрицательными (например, в скважинах месторождения Карачаганак) .

При построении зависимостей Рн=1(Кв) при низких Кв часто отмечается изменение характера связи, следствием чего является на-

личие на ней перегиба. Некоторыми исследователями водонасыщен-ность, отвечающая этой точке, интерпретируется как остаточная во-донасыщенность Ков. Представляется, что этот вопрос треоует дополнительного изучения из-за неоднозначности оценок при моделировании текущей водонасыщенности разными методами.

В связи с вышеизложенным проблема совершенствования методики оценки нефтегазонасыщенноети пород-коллекторов нефти и газа Прикаспийской впадины, залегающих на больших глубинах и характеризующихся большим этажом нефтегазоносности, является актуальной задачей, требующей решения.

Основным объектом исследований явились подсолевые карбонатные отложения палеояоя нефтегазовых месторождений Прикаспийской впадины {Астраханское, Карачаганакское, Тепловско-Токаревское, Алибекмола). Автором выполнено более 100 экспериментов по моделированию процесса подъема керна на поверхность, изучено около 50 образцов в капилляриметрах высокого давления, выполнены сотни экспериментов с целью исследования зависимости Рн^(Кв). Выполнены определения остаточной водонасыщенности прямым методом в базовых скважинах, пробуренных на безводных ПЖ (более 1000 определений). По перечисленным месторождениям проанализированы значительный объем геолого-геофизических материалов (описание керна, данные литолого-петрографичесхих исследований, диаграммы ГИС, данные испытаний и опробований и т.п.).

Цель работы

Основной целью исследования является совершенствование пет-рофизических методов оценки нефтегаэонасыщенности месторождений Прикаспийской впадины, залегающих на больших глубинах и характеризующихся большим этажом нефтегазоносности.

Основные задачи исследований

1. Разработка методических приемов, направленных на повышение точности оценки потерь остаточной воды при подъеме керна на поверхность.

2. Исследование возможности прогнозирования потерь остаточной воды при подъеме керна в карбонатных коллекторах, залегающих на различных глубинах.

3. Экспериментальное исследование зависимости "капиллярное давление-водонасыщенность" при высоких капиллярных давлениях.

4. Изучение зависимости Рн = 1(Кв) в области низких значений водонасыщенности.

Научная новизна

1. Усовершенствована методика определения потерь остаточной воды при лабораторном моделировании .процесса подъема керна на поверхность за счет приведения моделируемых в опыте значений Кв к величине Кв по данным прямого метода.

2. Разработана методика и предложены эмпирические уравнения, позволяющие прогнозировать потери остаточной воды за счет разга-зирования в коллекторах нефти и газа месторождений Прикаспийской впадины.

3. Показана необходимость реализации высоких капиллярных давлений при использовании капилляриметрического метода для определения остаточной водонасыщенности в залежах с большим этажом нефтегазоносности.

4. Установлена природа перегибов зависимости Рн = f^Kв) в области низких значений водонасыщенности, характерных для залежей, нефти и газа Прикаспия.

Основные защищаемые положения

.1. Методика лабораторных исследований, направленных на повышение точности оценки потерь остаточной воды при подъеме керна на поверхность путем выполнения серии опытов при различной начальной водонасыщенности образцов и специальной программы обработки результатов.

2. Результаты обобщения экспериментальных данных для прогнозирования потерь остаточной воды за счет разгазирования на объектах Прикаспия с глубиной залегания 3-6 кн.

3. Неправомочность использования в качестве значения остаточной водонасыщенности величины Кв, отвечающей точке перегиоа на зависимости коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности Рн = Г(Кв). .

4.:Геологические результаты, полученные при внедрении разработанных методик и результатов экспериментов на объектах разведки

крупных и уникальных месторождений Прикаспия - Карачаганаксхое, Тепловско-Токаревское и Алибекмолинское.

Практическая значимость работы

Результаты выполненных исследований использованы при подсчете запасов Карачаганакского месторождения (запасы защищены в ГКЗ в 1988 г.)< Тепловско-Токаревского месторождения ( 1991 г.)» месторождения Алибехмола ( 1994 г., в ЦКЗ Казахстана).

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на следующих научных конференциях и совещаниях: 4-я Всесоюзная конференция "Коллекторы нефти и га'за на больших глубинах" (Москва, 1987 г.), 6-е Всесоюзное совещание "Повышение достоверности определения параметров сложных коллекторов и флюидоупоров" (Львов, 1987 г.). Всесоюзное совещание "Ускорение научно-технического прогресса в лабораторных работах на нефть и газ" (Тюмень, 1991 г.).

Публикации

По теме диссертации опублиховано 7 научных статей, результаты исследований изложены в 7 научно-технических отчетах.

Объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, содержит 110 страниц текста, в том числе 25 таблиц, 37 рисунков. Библиография включает 51 наименование.

В процессе работы над диссертацией автор пользовался советами и консультациями научного руководителя доктора геолого-минералогических наук, профессора В.И.Петерсилье, кандидатов технических и геолого-минералогических наук Г.Х.Шермана, А.В.Слукина и С.Н.Финкельштейна, которым автор приносит искреннюю'благодарность. Автор также благодарит за помощь в выполнении экспериментальных исследований сотрудников отдела ГИС НВ НИИГГ и лаборатории исследования керна КГРЭ ПГО"Нижневолжскгеология".

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во ^ведении показана актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, основные защищаемые положения и научные результаты, сформулированы научная новизна и практическая значимость работы.

В первой • главе выполнен сравнительный анализ геологического строения, литолого-петрографических, петрофизических и геохимических характеристик продуктивных отложений палеозоя Прикаспийской впадины.

На современном уровне изученности Прикаспийского региона по результатам комплексных геофизических исследований и данным бурения глубоких скважин установлена промышленная нефтегаэоносност'ь пермско-каменноугольных, преимущественно карбонатных отложений. Выявленные нефтегазоносные комплексы связаны с крупными, тектоническими элементами (бортовые уступы, своды, валы и др.).

Зоны нефтегазонакопления приурочены к одноименным месторождениям и условно объединены в восемь зон. Основной особенностью выявленных зон является широкий стратиграфический диапазон продуктивности разрезов, которые характеризуются значительной поли-фациальностью и полиморфностыо. Мощные толщи карбонатных пород приурочены к мелководным карбонатным фациям. Наиболее распространенным типом пород-коллекторов являются органогенные известняки, менее распространены биохемогенные разности. Преобладают коллекторы порового типа. Для многих месторождений характерна трещино-ватость и кавернозность.

Несмотря на широкий диапазон изменения фильтрац1<онно-емкост-ных свойств, средние показатели пористости и проницаемости невысоки (Кп= 6-14%, Кпр < 1 мД). Изучение углеводородного, состава пластовых флюидов выявило большое разнообразие как состава газовых и жидких компонентов, так и особенностей их фазового состояния. Северные, западные и юго-западные районы характеризуются га-■зоносностью, восточные и вгЬ-восточные - преимущественно нефтеносные. Отличительной особенностью Пластовы» фаюидальных систем месторождений Прикаспийской впадины является преобладание газо-конденсатонефтяных месторождений. С точки зрения оценки коэффициентов нефтегазонасьиценности по результатам геологоразведочных ра-

бот отличительной особенностью являются аномально большие высоты залежей, достигающие километра и более (месторождение Карачага-нак).

Во второй главе приведены результаты исследований по совершенствованию прямого метода оценки остаточной водонасыщенности продуктивных нефтегазовых пластов.

Впервые исследованию количественного соотношения нефти 'и воды в нефтяных залежах была посвявена работа Н.Т.Линдтропа и Р.М.Николаева, опубликованная в 1929 году. В ней было показано, что в нефтяном пласте помимо нефти содержится некоторое количество погребенной воды, которое необходимо учитывать.

В последующие годы изучением этой проблемы занимались П.Д.Джонс, С.А. Закс, Ф.И.Котяхов, К.Г.Оркин, А.А.Ханин и др. В более поздние годы совершействованию методов определения остаточной водонасыщенности были прсвящены работы А.Г.Ковалева, Л.И.Орлова, В.И.Петерсилье, Н.А_.Лих, В.А.Потапова, Б.И.Тульбовича, С.И.Шишигина и других исследователей.

Для определения остаточной водонасыщенности наиболее достоверным является прямой экстракционно-дистилляционный метод, применяемый при исследовании керна, отобранного из скважин, пробуренных на безводных или нефильтрующихся ПЖ.

Недостатком прямого способа является возможность потери части остаточной воды при подъеме керна на поверхность. Причиной потерь Ков могут являться многие факторы: выпадение солей в пустотном пространстве пород, вытеснение части остаточной воды расширяющимся газом при подьеме..керна на поверхность, изменение структурных характеристик пород, некачественная герметизация керна и др.

Выполненный автором анализ факторов, искажающих первоначальное содержание остаточной водонасыщенности, показывает, что наиболее существенные потери Ков связаны с процессом разгазирования керна при его подъеме.

По мнению некоторых авторов, например В.Ф.Козяра, к прямым оценкам Ков относятся результаты экстракциокно-дистилляционного способа в керне, отобранном с применением технологии, сохраняющей пластовое давление в кернопривмном инструменте (i.I.Mullane ,1942 г., R.L.Sparks, 1982 г.и др.)- Такой способ, очевидно, наиболее

верный, "так как позволяет полностью избежать потерь остаточной воды , однако он применяется чрезвычайно редко из-за высокой стоимости и сложности применяемой технологии.

Выполненные экспериментальные исследования по моделированию процесса подъема керна на поверхность похазали наличие потерь остаточной воды в керне ( H.T.Kennedy,1954 г., В.И. Петерсилье , 1985, 1986 г.г., Е.С. Умное., 1985,1988 г.г.). Эти потери в карбонатных коллекторах составили от единиц до десятков абсолютных процентов в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик пород; в терригенных коллекторах потери оказались значительно меньше - 1,7 - 7,2* по данным Н.Т. Kennedy, 1954 г. до полного отсутствия потерь по данным В.В.Паникаровского, 1986 г.

Несмотря на важность выполненных исследований -по оценке по- . терь Ков и практическую значимость полученных результатов, они не позволяют надежно количественно оценить потери Ков из-за несовершенства применяемой методики, предусматривающей выполнение экспериментов при фиксированном, выбранном в значительной мере случайно, значении начальной водонасыщенности образца.

С целью повышения точности метода оценки потерь Ков экспериментальным моделированием процесса подъема керна на поверхность автором предложен способ, для реализации которого требуются данные о прямых определениях Ков в керне скважин, пробуренных на безводной ПЖ, и результаты экспериментов по моделированию этого процесса на образцах керна.

На кавдом образце определяются потери воды при разных значениях начальной (моделируемой) водонасыщенности Кв,мод. Для нахождения остаточной водонасыщенности о учетом потерь в билогарифми-ческом масштабе строится график зависимости

Кв,мод? f(Кв,пр/Кв,п)

где Кв,мод - моделируемая в образце до опыта величина вЪдо-насыщенности, Кв.пр- значение водонасыщенности по данным прямого метода, Кв,п- значение водонасыщенности образца после опыта.

Наноси абсцисс откладывается отношение Кв,отн= Кв,пр/Кв,n, а на оси ординат - Кв-,мод. Значение Кв,мод , соответствующее условию Кв,отй = 1, очевидно ¡является истинным значением'остаточной , водонасыщенности Ков, - исправленным за разгазирование. Вычитая из найденного, таким образом, значения остаточной водонасыщенности

значение Кв,пр, получаем величину потерь остаточной воды .

В работе приведены примеры графической интерпретации нахождения потерь описанным способом для образцов Астраханского и Карачаганакского месторождений. Использование описанного способа определения потерь Кв при подьеме керна на поверхность позволяет повысить точность оценки Ков прямым методом за счет введения более обоснованных поправок.

Ввиду сложности аппаратуры и длительности экпериментов по оценке потерь воды при подъеме керна были выполнены исследования по возможности прогнозирования таких потерь путем анализа полученных автором экспериментальных данных. Такой прогноз может быть полезен при геологоразведочных работах на однотипных месторождениях на поисково-оценочном этапе. В основу Жетодики прогнозирования положены две закономерности, установленные при анализе и обобщении полученных экспериментальных данных.

1. В преобладающем поровом типе коллектора величина относительных потерь воды для конкретного образца при.неизменных условиях проведения опыта не зависит от моделируемой в образце водона-сыщенности в области Кв.мод меньше 40-50%.

2. Между величиной относительных потерь и фильтрационно-ем-костными свойствами образцов пород (Кп, Кпр и др.) исследованных месторождений установлена связь, характер которой определяется типом коллектора и величиной пластового давления, моделируемого в эксперименте.

При анализе полученных связей Кв,отн = f(Kn,$np) для пород Астраханского, Карачаганакского и Тепловско-Токаревского месторождений установлено, что более высокие коэффициенты корреляции ' при меньшем стандартном отклонении получены в зависимостях Кв,отн с пористостью; связь между Кв,отн и Кпр прослеживается только для образцов Астраханского месторождения, что объясняется более простым строением пустотного пространства пород этого месторождения при узком диапазоне изменения радиусов пор.

Установлено, что связи Кв.отн = f(Kn), полученные для пород-коллекторов Карачаганакского и Астраханского месторождений, (коэффициенты уравнений регрессии) близки при более высокой корреляции параметров для Астраханского месторождения. Это дает основание для построения обобщенной зависимости, которая для условия Рпл = 60 МПа (Н= 5 - 6 км) имеет вид:

Кв,ОГН = 52,8 - 2,80 КП, (Г= 0,78). (1)

Исследованные породы-коллекторы Астраханского и Карачага-накского Месторождений в области значений коллекторских свойств, где заметны потери остаточной воды (Кп < 10 - 12%), имеют много общих черт. Породы представлены известняками, доломитами и смешанными разностями ( доломитизация характерна для пород Карачага-накского месторождения). Преимущественно развиты органогенно-дет-ритовые, биоморфно-детритовые и биогермные разности. Осадконакоп-ление этих отложений происходило в условиях мелководного морского бассейна с активным гидродинамическим режимом. Характерными являются интенсивные постседиментационные преобразования, способствующие формированию вторичных пор и каверн.

При моделируемом пластовом давлении Рпл = 30 МПа (Н=2,5 -3,0 км) относительные потери Ков значительно ниже. Уравнение регрессии в этом случае имеет вид:

КВ ОТН.— 28,8 - 1,779 КП, (Г = 0,65). (2)

Выявленные зависимости (1- 2), связывающие величины относительных потерь с пористостью образцов пород, послужили основой для прогнозирования потерь остаточной воды на объектах, где пробурены скважины на безводной или нефильтрующейся ПЖ, но эксперименты по моделированию не проводились.. После несложных преобразований уравнений (1-2) получаем эмпирические зависимости, связывающие потери остаточной воды с пористостью и остаточной водона-сыщенностыо по прямым определениям для двух пластовых давлений -60 МПв и 30 МПа

Кв= (52,8 - 2,80 Кп) Кв.пр./ 100 - (52,8 - 2,80 Кп) (3),

Кв= (28,8 - 1,779 Кп) Кв,пр./100 - (28,8 -1,779 Кп) (4).

По приведенным соотношениям построены номограммы, позволяющие прогнозировать потери остаточной воды в карбонатных коллекторах Прикаспийской впадины.

В третьей главе рассматриваются вопросы оценки нефтегазона-сыщенности продуктивных пластов-коллекторов косвенными методами.

Из-за значительной стоимости отбора керна с применением безводной промывочной жидкости, и, тем более, с использованием технологии герметизации керна на забое скважины, оценка нёфтегазонасыщеннос-ти осуществляется косвенными методами на керне или по данным ГИС.

Наиболее достоверным косвенным петрофизическим методом определения остаточной водонасыщенности является капилляриметричес-кий. Несмотря на большое количество опубликованных работ по методике определения Ков этим методом, некоторые принципиальные моменты моделирования остаточной водонасыщенности для залежей с большим этажем нефтегазоносности остаются нерешенными.

• Необходимо подчеркнуть, что обязательным условием надежной оценки Ков капилляриметрическим способом, реализуемом методами полупроницаемой мембраны, центрифугирования или ртутной поромет-рии является необходимость получения неснижаемой водонасыщенности, т.е. водонасыщенности, не изменяющейся при повышении капиллярного давления Рк.

Для большинства пород-коллекторов неснижаемая водонасыщен-ность в системе "газ-вода" достигается при Рк=0,7-1,0 МПа, что соответствует, исходя из уравнения Лапласа, размерам поровых каналов около 0,2 мк, в которых, как считается, движение жидкости практически отсутствует. В случае недостижения неснижаемой водонасыщенности оценка Ков практически невозможна. Для залежей под-солевых отложений Прикаспия, коллекторы которых характеризуются пониженными ФЕС, остаточная водонасыщенность достигается при существенно более высоких Рк, моделирование которых в лабораторных условиях затруднено. Необходимость реализации в лаборатбрных экспериментах высоких Рк определяется, кроме того, и большими этажами нефтегазоносности месторождений Прикаспия.

Действительно, опыта капилляриметрических исследований при Рк выше 1 МПа практически нет, за исключением достаточно редких экспериментов с применением высокооборотных суперцентрифуг.Капил-ляриметрические исследования образцов керна Карачаганакского, Астраханского и некоторых других месторождений Прикаспийской впадины, выполненные во ВНИГНИ (В.И.Петерсилье, Ю.Я.Белов) и НВ НИ-ИГГ (Г.Х.Шерман) при максимальных капиллярных давлениях 1 МПа, во многих случаях дают хорошую сопоставимость с прямым методом, особенно для образцов с наилучшими коллекторскими свойствами.

В результате анализа данных ГИС и прямых определений Ков в керне, отобранном на безводной ПЖ, автором установлена закономер-

ность изменения водонасыщенности продуктивных пластов месторождений Прикаспийской впадины, заключающаяся в плавном уменьшении водонасыщенности от 40-50% на уровне контактов "вода-продукт" до 5-15% в зоне предельного насыщения на удалении от контактов в от 50-100 м на Астраханском и до 300-500 м на Карачаганакском месторождениях. На Карачаганакском месторождении, имеющем этаж нефте-газоносности до 1500 м, закономерное уменьшение водонасыщенности связано с пластами, обладающими пористостью не выше 6-9%. Для пластов с большей пористостью водонасыщенносгь по вертикали практически не меняется. Нельзя не отметить, что изменение Кв на месторождение объясняется не только капиллярными силами,но и сложными процессами, сопровождающимися поглощением воды при вторичных преобразованиях пород в условиях высоких давлений и температур.

В связи с тем, что доля коллекторов с пористостью ниже 6-9% на месторождениях Прикаспия весьма существенна, ?ту особенность следует учитывать при использовании косвенных методов определения Ков, основанных на измерении капиллярного давления.

С целью реализации высоких г капиллярных давлений при непосредственном участии автора были разработаны и испытаны камеры воздушных капилляриметров, в которых создавалось максимальное капиллярное давление до 1,6 МПа. Это достигнуто благодаря применению специальных ультрафильтров, накладываемых поверх керамических мембран, а также тщательно отработанной конструкции камер капилляриметров .

Выполненные автором капилляриметрические измерения при капиллярном давлении до 1.6 МПа и прямые исследования керна, отобранного в скважинах на безводной ПЖ, показало следующее.

Возможности оценки Ков на Карачаганакском месторождении (скв. 26) капилляриметрическим методом ограничены- максимальным капиллярным давлением, реализуемым в лабораторных экспериментах. Для образцов с наиболее благоприятной структурой пустотного пространства с наилучшими коллекторскими характеристиками (Кп > 9 - 10%, Кпр > 1 мд), возможно достижение неснижаемой водонасыщенности (Ков = 2 - 10%), соответствующей данным прямого метода в газовой части залежи высотой 1000 м и более. Ясно, что наиболее близки данные капилляриметрии и прямого метода в нефтяной части залежи, высота которой не превышает 200 м.

Для образцов месторождения Алибекмола (скв. 17) сопоставимость Ков прямым и капилляриметрическим методом также достигнута

в образцах с наилучшими коллекторскими свойствами (Кп > 10%, Кпр > 0,'з мд). Для образцов с меньшими пористостыо-и проницаемостью Ков, определенные капилляриметрией, выше прямых. Причиной является недостижение в экспериментах капиллярных давлений, реализуемых в залежи, высота которой достигает 500 м (нижняя карбонатная тол-ia КТ-2).

Для исследованных образцов Астраханского месторождения (скв. 45) близость Ков по данным капилляриметрии и прямого метода получена при капиллярном давлении Рк = 1,1- 1,3 МПа.

В целом характерной особенностью пород-коллекторов Прикаспия является отсутствие достижения неснижаемой водонасыщенности в образцах с Кп менее 6-9% и газопроницаемостью, как правило, менее 0,3-0,4 мд даже при достижении высоких капиллярных давлений до 1,6 МПа.

Основные выводы по результатам выполненных исследований следующие .

1. Применение высоких капиллярных давлений (до 1,6 МПа) значительно повышает достоверность определений остаточной водонасыщенности продуктивных гщастов залежей с этажом нефтегазоноснос-ти, достигающем сотни метров.

2. Сопоставление данных капилляриметрического и прямого не- • тодов определения Ков показало, что близкие значения были получены на месторождениях, где в экспериментах удалось достигнуть капиллярных давлений, не меньше реально существующих в залежи. На большем удалении от уровня контакта "продукт-вода" возможно достижение Ков по капилляриметрии, близких к прямым, только для пород-коллекторов с высокими коллекторскими свойствами.

Оценка нефтегазонасыщенности по сопротивлению при каротаже в скважине осуществляется с использованием зависимости Рн = f(Кв).

Существующие петрофизическйе модели описывают зависимость Рн = .- f(KB) как нелинейную функцию (В.Н.Дахнов 1955, 1975 г.г., Е.И.Леонтьев 1974.г., Q-V.Keller i953 г., Г.X.Шерман, 1985,1987 г.г., Ф.Н. Зосимов,.1989 г.). Для месторождений Прикаспия при построении зависимостей Рн-f(Кв) при низких Кв часто отмечается изменение характера связи, следствием чего является наличие на ней перегиба.

среди причин, приводящих к искривлению зависимости в области низких Кв (увеличение показателя степени-- п), называют повышение извилистости токопроводящих путей с нарастающей возможностью их

разрыва. Для глинистых пород причиной, приводящей к нарушению линейности зависимости Рн = f(Кб).является также аномальная электропроводность связанной воды (Е.И.Леонтьев ,Ф.Н.Зосимов 1989 г.).

Следует заметить, что зависимость Рн =f(Кв) применительно к чистым (кеглинистым) карбонатным породам мало исследована, т.к. .считается, что она достаточно хорошо описывается уравнением Арчи. Другой причиной слабой изученности является трудность моделирования низких значений водонасыденности традиционными методами (ка-пилляримегрия, цетрифугирование),

Автором было экспериментально исследовано влияние различных спосббов получения зависимости Рн = f(Кв) в области низких значений Кв. При этом сравнивались результаты методов капилляриметрии,• центрифугирования и капиллярной вытяжки. С целью ускорения эксперимента при использовании способа капиллярной вытяжки начальные точки зависимости Рн = f(KB) получали центрифугированием с последующим переходом на капиллярную вытяжку (такой способ использовался Г.Х.Шерманом при изучении пород-коллекторов Карачаганакско-' го и Астраханского месторождений).

Было установлено наличие точки (перегиба) , причем смещение этой точки и самой зависимости в области низких Кв происходит в сторону больших значений водонасыщенности в следующей последовательности - капилляриметрия, центрифугирование с последующей капиллярной вытяжкой, капиллярная вытяжка.

Непременным условием получения характерного "излома" зависимости Рн = f(Кв) при использовании капилляриметрического метода является достижение высоких капиллярных давлений (не ниже 0,7 -1,3 МПа в системе"газ - вода").

Экспериментально установлено влияние минерализации воды на зависимость Рн-= f(KB) в области низких Кв при использовании способа капиллярной вытяжки. При насыщении образцов растворами соаей разной минерализации от 0.15N до 3N участки зависимостей при /Кв ниже точки "излома" смещается в сторону больших значений Кв с ростом минерализации воды. Установлено, что причиной установленной закономерности является прогрессирующее испарение воды, "суммарные потери которой составляют 13.1 - 36,6* (аналитические исследования по испарению выполнены Г.И.Тимофеевым). Достижение предельных концентраций солей в воде будет достигаться раньше при более высокой исходной концентрации раствора. Важно отметить, что при использовании капилляриметрического метода создания перемен-

ных Кв в образце влияние минерализации воды на зависимость Рн -ПКв) установлено не было.

Таким образом установлено, что на характер зависимости Рн=ПКв) влияют как способ изменения Кв, так и минерализация воды. Достоверные результаты могут быть получены при использовании только капиллярйметрического метода; метод капиллярной вытяжки для построения зависимости Рн=£(Кв) может использоваться только в области высоких Кв (для месторождений Прикаспия до Кв=15-203£).

Изучение минерализации поровых вод, извлеченных из образцов, отобранных на безводной ПЖ (месторождение Алибекмола, скв. 17) показало, что минерализация поровой воды ниже пластовой; эта минерализация снйжается по мере извлечения воды из образца. В связи с этим диссертантом представляется правдоподобным объяснение искривления ("излом") зависимости Рн = Г(Кв) изменением минерализации прочносвязанной воды по сравнению со свободной.

Точка перегиба зависимости Рн = {(Кв) некоторыми исследователями интерпретируется как величина остаточной водонасыщенности продуктивного пласта (Г.Х.Шерман 1985, 1987 г.г.). Анализ Кв точки "излома" показал, что для месторождений Прикаспия наиболее близкие к прямым значения Ков получены при насыщении образцов раствором солей 1,5 N минерализации при использовании способа центрифугирование с последующей капиллярной вытяжкой. Эта сходимость наблюдается только в области высокой пористости пород (Кп > 8 - 10%). В области более низкой пористости значения Ков по "излому " обычно занижены.

Выявленная существенная зависимость Кв точки "излома" от минерализации раствора при использовании капиллярной вытяжки, а также лабораторного способа получения самой зависимости не позволяет рекомендовать этот метод для определения остаточной водонасыщенности продуктивных пластов.

Таким образом, выполненные исследования зависимости Рн = Г(Кв) позволили получить следующие результаты.

1. Характерной особенностью зависимостей Рн = I(Кв) для пород месторождений Прикаспийской впадины является наличие перегиба.

2. Выявлено влияние лабораторных способов создания переменных Кв в образце на характер зависимости в области низких Кв.

3'. Установлено влияние минерализации воды на зависимость- в области низких Кв при использовании способа капиллярной вытяжки.

При увеличении минерализации воды зависимость смещается в сторону больших значений водонасыщенности. Влияние минерализации на зависимость Рн = 1:(Кв) при использовании капилляриметрического метода установлено не былр.

4. Надежные зависимости могут быть.получены при использовании капилляриметрического метода; метод капиллярной вытяжки для построения зависимости Рн=Г(Кв) может использоваться только в области высоких Кв (для месторождений Прикаспия до Кв=15-20%).

В четвертой главе приведены результаты опытно-промышленного опробования разработанных методических приемов и экспериментальных исследований на примере Карачаганакского месторождения, Теп-ловско-Токаревской группы месторождений, месторождения Алибекмо-ла.

Использование разработанного способа определения потерь остаточной воды по результатам экспериментов по моделированию подъема керна на поверхность позволило определить потери воды на месторождениях Карачаганакском, Тепловско-Токаревском, Алибекмола.

Полученные значения потерь остаточной воды составилй на Карачаганакском и Эападно-Тепловском месторождениях от 6 - 10% до 1% в области Кп = 3 - 10%. Наибольшие потери Ков выявлены на месторождении Алибекмола, где они составили 28 -3% в той же области изменения пористости.

Эти данные были использованы для введения поправок в значения Ков по результатам прямых определений ;в кернах, отобранных в скважинах на безводных ПЖ. Исправленные за разгазирование зависимости Ков = ^Кп) использованы в качестве эталонных для подтверждения достоверности определения коэффициента нефтегазонасыщеннос-ти при подсчете запасов этих месторождений; результаты были апробированы при рассмотрении запасов этих месторождений в ГКЭ.

На месторождении Алибекмола впервые . была получена зависимость Рн = Г(Кв), характеризующаяся наличием "излома" в области низких значений водонасыщенности с использованием капилляриметрического метода моделирования переменных значений водонасыщенности в образцах. В результате уравнение регрессии в области. Рн < 30 имеет коэффициенты А=1, »1,47 , х=0,98. В области >30 уравнение имеет коэффициенты А=0,03, п=3,35. Такое существенное уточнение зависимости вместе с результатами оценки остаточной водонасыщенности по данным прямого и капилляриметрического методов поз-

.вешили обосновать величину нефтенасьпценности на уровне 80-90%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненные автором петрофизические исследования пород-коллекторов залежей нефти и газа в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины позволили получить следующие основные результаты.

1. Разработан способ оценки потерь.остаточной воды в образцах керна скважин, пробуренных на безводных ПЖ, для реализации которого используются данные прямых определений остаточной водонасыщенности и результаты экспериментального моделирования процесса подъема керна на поверхность на образцах.

2. Создана методика и получены эмпирические уравнения, позволяющие прогнозировать потери остаточной воды в карбонатных породах-коллекторах, залегающих на разных,глубинах.

3. Исследована возможность моделирования остаточной водонасыщенности в карбонатных коллекторах нефти и газа с использовани-

. ем капилляриметров, реализующих давление вытеснения до 1.6 МПа. В результате установлена необходимость реализации высоких капиллярных давлений для оценки остаточной водонасыщенности продуктивных пластов с большим этажом нефтегазоносности.

4. Показано, что достоверная оценка остаточной водонасыщенности по данным капилляриметрического метода, сопоставимая с результатами прямых определений и ГИС, возможна для пород-коллекторов с повышенными фильтрационно-емкостными характеристиками.

5. Установлено, что зависимость Рн=Г(Кв) имеет точку перегиба и описывается двумя уравнениями. Надежные зависимости могут быть получены при использовании капилляриметрического метода; метод капиллярной вытяжки для построения зависимости Рн=1(Кв) может использоваться только в области высоких Кв (до Кв=15-20%).

6. Минерализация поровых вод, извлеченных из образцов, отобранных на безводной ПЖ (Алибекмола, скв. 17)., ниже пластовой; эта минерализация снижается по мере извлечения воды из образца. Установленная закономерность можеч служить объяснением искривления ("излома") зависимости Рн=Г(Кв) за счет изменения минерализации прочносвязанной воды по сравнению со свободной (капиллярно-связанной) -

7. Водо'насыщенность точки перегиба индивидуальных (для одного образца) зависимостей Рн=Г(Кв), интерпретируемая как величина

остаточной водонасыщеиности, относительно хорошо сопоставляется с данными прямого метода только для образцов с высокими значениями пористости (Кп>8-10%) при насыщении образцов раствором NaCL с минерализацией 1.5 N; в области более низкой пористости значения Ков по "излому" обычно занижены. |

8.■Разработанные автором методические приемы и результаты экспериментальных исследований были использованы в процессе геологоразведочных работ на месторождениях Карачаганак, Алибекмола, Белокаменное и Тепловско-Токаревской группе месторождений, что позволило существенно повысить достоверность и уточнить принятые величины коэффициента нефтегазонасыщенности.

Основные положения диссертации изложены в следующих работах.

1. К вопросу определения остаточной водонасыщеиности карбонатных пород-коллекторов Астраханского месторождения методом центрифугирования / Нефтегазовая геология и геофизика. М. ВНИ-ИОЭНГ. 1984, N 9. с.8-9( совместно с Умновым Е.С., Петерсилье В. И. )

2. Экспериментальное исследование остаточной водонасыщеиности низкопроницаемых карбонатных пород-коллекторов при моделировании процесса подъема керна на поверхность. /Тезисы докладов 4 Всесоюзной конференции "Коллекторы нефти и газа на больших глубинах" . Москва.МИНГ им.Губкина. 1987. с.208-210 (совместно с Умновым Е.С., Тихоновым В.А.)

3. Опыт определения коэффициента остаточной водонасыщеиности пород-коллекторов Астраханского гаэоконденсатного месторождения //Геология нефти и газа. 1988.N 4. с.45-48 (совместно с Петерсилье В.И.,Умновым Е.С.)

4. Повышение достоверности определения коэффициента газонасыщенности пород-коллекторов Астраханского ГКМ по результатам исследования керна./Тезисы докладов 6 Всесоюзного совещания "Повышение достоверности определения параметров сложных коллекторов и флюидоупоров".Львов. УкрНИГРИ, 1988.с.149-152 (совместно с Ум-новым Е.С.)

5. Способ оценки потерь остаточной воды при подъеме керна на поверхность //Научн.-техн. достижения и передов, опыт в обл. геол. и разведки недр.Научн.техн. и информ. сб. ВИЭМС. М. -1990.-вып 11. с.14-18 (совместно с Умновым Е.С., Тихоновым В.А.)

6. Прогнозирование потерь остаточной воды в газонасыщенных коллекторах при подъеме керна на поверхность /Нефтегазовая геология и геофизика. М.ВНИИОЭНГ. 1991.N 10. с.16-21.

7. Петрофизические модели карбонатных коллекторов гаэонефтя-ных месторождений Прикаспийской впадины // Недра Поволжья и При-каспия. Саратов. НВНИИГГ. 1994.N 6. с.74-81 (совместно с Шерманок Г.Х. )