Full Text

Введение Территория Соликамской депрессии является одним из наиболее важных и перспективных участков роста нефтедобычи Пермского края. Высокие экономические перспективы территории определяет легкая нефть (µн < 3 мПа·с) при удовлетворительных фильтрационных характеристиках эксплуатационных объектов (около 100·10-3 мкм2). За последнее десятилетие здесь открыт ряд перспективных месторождений, находящихся пока на начальных стадиях эксплуатации, согласно экспертным оценкам, потенциал новых открытий также значителен [1, 2]. Основным объектом разработки в Соликамской депрессии являются залежи визейского возраста, в которых коллекторы представлены песчаниками и алевролитами. В связи с нахождением территории в Предуральском краевом прогибе породы вследствие их эпигенетического уплотнения имеют несколько пониженные емкостные свойства [3]. Пористость (Kп) коллекторов находится в диапазоне от 10 до 20 %, нефтенасыщенность (Kн) - от 0,50 до 0,92. В целом для коллекторов характерна высокая неоднородность по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС), что усложняет условия разработки. Согласно работе [4], для территории исследования успешность геолого-технических мероприятий (ГТМ) оценена в последние годы от 44 до 62 %. За 35-летний период разработки «старых» месторождений для данной территории накоплены значительная геолого-промысловая информация и опыт разработки, которые требуют сегодня переосмысления. Такой системный анализ в перспективе должен положительно сказаться на эффективности будущих ГТМ. Постановка проблемы оценки смачиваемости нефтенасыщенных коллекторов по данным электрометрии в условиях высокоомного геолого-геофизического разреза Характерной особенностью геофизического разреза визейских отложений являются аномально высокие удельные электрические сопротивления (УЭС) нефтенасыщенных пластов, которые могут значительно превышать 200 Ом∙м (в ряде случаев более 2000 Ом∙м). Данный феномен исключительно редок для терригенных пород. Обобщение геофизических исследований скважин (ГИС) различных территорий показывает, что величины УЭС для терригенных пластов нефтеносной части обычно находятся в пределах 5-20 Ом∙м и почти всегда ограничены 40-120 Ом∙м как для Пермского края [5], так и для других территорий [6-9]. Редким исключением является нефтегазоматеринская баженовская свита, для пород которой УЭС может достигать 3000 Ом∙м, что связывают с гидрофобностью отложений. Гидрофобизация пород, вероятно, связана с большой долей органического материала данных отложений, а также с их тонкослоистым строением (толщины пропластков составляют 0,4-0,6 м) [10]. Изучаемые в данной работе визейские пласты в Соликамской депрессии представлены преимущественно выдержанными пластами от 1 до 3 м мелкозернистых и среднемелкозернистых песчаников, с низким содержанием глинистости (Kгл) порядка 1-5. Необходимо отметить, что для карбонатных минералов характерна большая гидрофобность в сравнении с кварцем [11], поэтому в нефтеносном карбонатном разрезе обычно степень гидрофобизации коллекторов выше, чем в терригенном. Однако, согласно данным работы [12], для территории Соликамской депрессии, наоборот, терригенные коллекторы в среднем более гидрофобны (Мср = 0,22), чем карбонатные (Мср = 0,31), тогда как для всех остальных районов Пермского края отмечена противоположная стандартная ситуация. Примечательно, что в визейских отложениях на одних и тех же залежах Соликамской депрессии встречены как интервалы высокоомного, так и низкоомного разреза. По мнению автора, повышенные УЭС связаны с гидрофобизацией коллекторов, а низкоомный разрез - с преимущественно фильными породами. В настоящее время нефтегазовыми предприятиями повышенные УЭС не принимается во внимание, и проектные решения обосновываются без учета характера смачиваемости коллекторов. Между тем характеристики вытеснения для фильного и фобного коллекторов принципиально различны. В целом состояние поверхности горных пород влияет на процессы заводнения, капиллярную пропитку, формирование текущей нефтенасыщенности и распределение остаточных запасов [13]. С одной стороны, при организации закачки вода значительно легче будет мигрировать в гидрофильном пласте. На начальных этапах добычи до прорыва воды к добывающим скважинам характеристики нефтеизвлечения гидрофильных коллекторов превышают аналогичные характеристики гидрофобных. Однако на поздних этапах, после реализации заводнения, в крупных порах остаются целики невытесненной нефти. В преимущественно гидрофобном пласте, согласно теоретическим представлениям, нефть прилипает к поверхности пор, что повышает шансы непрерывной фильтрации к добывающей скважине. В результате вытесняемая нефть остается на поверхности пор и в мелких поровых каналах, что препятствует проникновению воды в крупные поры за счет капиллярных сил [14]. Разработка визейских коллекторов в Соликамской депрессии идет с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт, в том числе с применением нестационарных методов закачки, эффективность которых ввиду высокой неоднородности коллекторов признается высокой [15]. При этом для некоторых участков залежей характерно резкое снижение приемистости в первый месяц работы после проведения ГТМ, что связано в работе [5] с вероятной гидрофобизацией разреза. В целом проблема оконтуривания объемов коллекторов гидрофобного типа, несомненно, является для территории исследования актуальной. В перспективе информация о типе смачиваемости коллектора может иметь практическое применение при планировании ГТМ как на добывающем, так и нагнетательном фонде скважин. Методы оценки смачиваемости поверхности горных пород по данным исследований керна Смачиваемость указывает на предрасположенность твердого материала смачиваться определенной жидкостью при условии присутствия данного флюида. Показатель смачиваемости не является заведомо известной характеристикой породы, а зависит от типа смачивающей жидкости и структурно-энергетического формирования нефтяной залежи. Распределение гидрофобных и гидрофильных участков, их число и чередование зависят от природы породообразующих минералов, структуры порового пространства, физико-химических свойств насыщающих жидкостей и содержания в нем остаточной воды [16]. Известно, что породообразующие минералы преимущественно хорошо смачиваются водой, поэтому до миграции в них нефти горные породы гидрофильны. Вследствие длительного во времени контакта нефти на поверхности породообразующих минералов происходит процесс селективной адсорбции активных компонентов нефти. Чтобы компоненты нефти смогли вызвать изменение смачиваемости, нефтяная фаза должна вытеснить рассол с поверхности. Физически процесс гидрофобизации заключается в разрыве (расклинивании) тонкой пленки остаточной реликтовой воды в порах. На характер и величину расклинивающего давления влияет состав нефти, а также водородный показатель рН и состав рассола [17]. В естественных условиях микроструктурная смачиваемость весьма неоднородна на уровне отдельных пор и капилляров. При этом некоторые поверхности контактируют с нефтью, и водная пленка на них может быть нестабильной. В результате интервалы низкопроницаемых пород могут оставаться гидрофильными, тогда как соседние пласты лучше смачиваются нефтью. Даже в единичном образце керна может наблюдаться смешанная смачиваемость с проявлением разных типов поверхности. При смешанном характере смачиваемости крупные поры с большей вероятностью гидрофобны, а мелкие, окружающие точки контактов зерен породы - гидрофильны [18]. Гидрофобные и гидрофильные типы коллекторов отличаются характером распределения фаз воды и нефти в поровом объеме пород и динамикой процесса вытеснения нефти. В условиях интенсивного заводнения пластов нарушается исходное равновесное состояние пластовой системы и смачиваемость пород может изменяться, что делает особо важной достоверную оценку смачиваемости именно для залежей, разрабатываемых с системой поддержания пластового давления. Известно достаточно много методов и патентов определения физико-химических свойств поверхности (метод Амотта, адсорбционные методы, метод центрифугирования, кривых капиллярного давления, изометрической сушки). Описание основных методик рассмотрено в работах [19, 20]. В Пермском крае наибольшее распространение приобрел метод капиллярного давления и центрифугирования [21]. Сущность метода состоит во взаимозависимости вытесняемых объемов углеводородной и водной фаз за счет проявления капиллярных сил и гидродинамического давления. Количественной оценкой является параметр смачиваемости М, ранжирующий породы по линейной шкале от абсолютно гидрофобных (М = 0) до гидрофильных (М = 1). Показатель М указывает на предпочтение породы смачиваться водой и керосином. В ряде работ сделаны попытки сопоставить результаты оценки смачиваемости различными методами. Так, сравнение показателя М с коэффициентом гидрофобизации θн, полученным методом изотермической сушки, показало неполное соответствие, но в целом высокую коррелированность методов [22]. Вместе с тем сопоставление результатов оценки М с методикой Амотта позволило в работе [23] сделать вывод о большей информативности последней для образцов, обладающих избирательной смачиваемостью. В целом анализ результатов работы [23] показывает завышение гидрофобности оценки М в сравнении с методикой Амотта. Проблемой оценки смачиваемости в большинстве стандартных методик является то, что смачиваемость в них определяется уже на экстрагированном керне с измененными в результате действия растворителей углеводородов физико-химическими свойствами. При этом экстракция может изменить свойства поверхности горных пород, преимущественно в сторону их гидрофилизации [23, 24]. В результате этого нарушаются реальные пластовые характеристики. Метод ядерно-магнитного резонанса не имеет подобных недостатков [25-27], однако его использование при каротаже в Пермском крае не нашло широкого применения. Обобщая информацию по данным лабораторной оценки смачиваемости, заметим, что все методы являются косвенными, а их количественные оценки часто основаны на различных физических процессах. Выгодно от них отличается метод рентгеновской томографии керна, который позволяет визуализировать структуру порового пространства горных пород и вмещающих флюидов. Возможности данного метода оценки структурного пространства горных пород изложены в работах [28-30]. Характерные томограммы для гидрофобных и гидрофильных коллекторов представлены на рис. 1. а б Рис. 1. Томограммы поперечного и продольного разрезов насыщенных образцов гидрофобного (а) и гидрофильного (б) коллекторов визейских отложений Соликамской депрессии Для гидрофобных образцов (см. рис. 1, а) вследствие их низкой смачиваемости характерно меньшее проникновение раствора NaI в недонасыщеную центральную часть образца (темно-серое пятно). Весь гидрофильный образец характеризуется полной равномерной пропиткой (см. рис. 1, б) [31]. Таким образом, рентгеновская томография позволяет визуализировать в образцах керна участки с гидрофобной поверхностью. С учетом этого в данной работе оценки смачиваемости образцов во многом базируются на результатах томографии керна. Оценка смачиваемости горных пород по данным электрических методов каротажа В работе [31] для территории исследования установлены закономерности влияния смачиваемости поверхности на электрическую проводимость визейских коллекторов по данным исследований как керна, так и скважин. Рассмотрим теоретические представления о влиянии характеристик смачиваемости на показания УЭС. Как известно, УЭС горных пород не зависит от их минерального состава, так как породообразующие элементы (кварц, полевой шпат и др.) соответствуют первоклассным изоляторам (ρп от 1010 до 1015 Ом∙м) [32]. Сопротивление воды (ρв) в зависимости от концентрации, минерализации солей и температуры находится обычно в диапазоне от 0,01 до 1 Ом∙м, что на много порядков меньше сопротивления минерального скелета [33]. В нефтенасыщенной породе нефть, замещая объем порового пространства, повышает УЭС. Соответственно, проводимость нефтенасыщенных коллекторов определяется объемом и структурой порового пространства, занятого водной фазой. В гидрофобном пласте непрерывность водной фазы может быть нарушена, что ведет к увеличению УЭС. Согласно теоретическим представлениям, УЭС неглинистых коллекторов определяются пористостью, водонасыщенностью, извилистостью токопроводящих каналов, структурным коэффициентом и смачиваемостью пород. Формулу определения УЭС породы можно представить в следующем виде: ρп = ρв ∙ Т ∙ Kп-m ∙ Kв-n, (1) где ρв - сопротивление пластовой воды, Ом·м; Т - извилистость токопроводящих каналов; Kп - коэффициент пористости, доли ед.; Kв - коэффициент водонасыщенности, доли ед.; m - структурный коэффициент; n - показатель смачиваемости. В работе [34] на основе анализа метода чувствительных входных данных [35] сделаны выводы, что для гидрофильных песчаных коллекторов на величины УЭС наибольшее влияние оказывают коэффициент m, водонасыщенность и пористость [34]. Выполним расчеты возможных значений УЭС на примере пласта Бб Шершневского месторождения для коллекторов с минимальными ФЕС; при средних значениях ФЕС (в соответствии с государственным балансом); с максимальными ФЕС. Фактические величины ФЕС, а также ƍв = 0,045 Ом∙м брались из проектного документа [36]. Извилистость токопроводящих каналов для нефтенасыщенных пород варьируется в диапазоне от 1,4 до 2,4 единицы [37]. Структурный показатель m для среднесцементированных песчаников, согласно теоретическим и экспериментальным данным, изменяется от 1,5 до 2 [38]. Показатели Т и m принимались последовательно по мере усложнения структуры порового пространства: Т = 1,4 и m = 1,5; Т = 1,9 и m = 1,75; Т = 2,4 и m = 2. Наиболее неоднозначной представляется оценка показателя смачиваемости n, который является составной частью уравнения Арчи, связывающего коэффициент остаточной водонасыщенности Kов и УЭС: Pн = 1/(Kов)n, (2) где параметр насыщения Pн рассчитывается как отношение УЭС нефтенасыщенного и водонасыщенного пропластков Pн = rнп / rвп. Согласно классическим источникам, для гидрофильных коллекторов n составляет 1,3-2,0, для коллекторов с промежуточной смачиваемостью - от 2,5 до 5,0 и для гидрофобных коллекторов - более 5 [39, 40]. Однако известно, что гидрофобность пород в чистом виде может быть встречена исключительно в нефтегазоматеринских толщах. Так, в работе [17] для агидрофобных коллекторов рекомендуется принимать значения n > 2. С учетом этого, а также данных работы [41] при расчетах приняты следующие оценки показателя смачиваемости: для гидрофильных - n = 1,3, с переходной характеристикой смачиваемости - n = 2, для гидрофобных - n = 3. Результаты расчетов сведены в таблицу. Расчет УЭС горных пород в зависимости от емкостных и структурных характеристик порового пространства п ρп, Ом∙м Kп = 0,106; Kов = 0,494 Kп = 0,165; Kов = 0,104 Kп = 0,201; Kов = 0,076 Т = 1,4, m = 1,5 Т = 1,9, m = 1,75 Т = 2,4, m = 2 Т = 1,4, m = 1,5 Т = 1,9, m = 1,75 Т = 2,4, m = 2 Т = 1,4, m = 1,5 Т = 1,9, m = 1,75 Т = 2,4, m = 2 1,3 5 11 24 18 38 75 20 40 76 2 7 18 39 87 185 365 121 245 463 3 21 36 80 836 1779 3526 1593 3228 6090 Из таблицы видно, что именно показатель смачиваемости в наибольшей степени влияет на расчетные величины УЭС. Для гидрофильных пород, вне зависимости от ФЕС и структуры порового пространства, УЭС ограничены 80 Ом∙м. Для гидрофобных коллекторов с хорошими ФЕС во всех случаях оценки УЭС очень велики, при промежуточной смачиваемости на УЭС в большей степени начинает влиять структура порового пространства пород. Для коллекторов с низкими ФЕС УЭС не превышают 80 Ом∙м даже при высоких показателях смачиваемости (n = 3). Приведенные расчеты, конечно, не характеризуют все возможные реальные ситуации соотношений смачиваемости и УЭС, однако отображают общий тренд процесса. Изучение пространственного распространения коллекторов гидрофильного и гидрофобного типа Выше для визейских коллекторов Соликамской депрессии обосновано влияние смачиваемости горных пород на показания УЭС. Соответственно, о геометризации зон развития гидрофобных и гидрофильных коллекторов можно судить по зональности распределения аномально высоких УЭС нефтенасыщенных пород. Для рассмотренного в статье геофизического разреза наиболее достоверными при оценке УЭС представляются данные исследований методом бокового каротажа (БК). В высокоомном разрезе БК имеет преимущество перед обычными электрозондами, так как на его каротажных кривых даже маломощные пласты при неблагоприятных условиях (ρп/ρс) выделяются достаточно четко. Кондиционными для численной оценки УЭС принимались данные скважин, пробуренных на пресных (глинистых) буровых растворах (ƍс > 0,3 Ом∙м). Анализ распространения коллекторов различного типа смачиваемости выполним на примере визейских коллекторов Шершневского месторождения, разработка которых идет на трех эксплуатационных объектах тульского (пласт Тл), бобриковского (пласт Бб) и радаевского возраста (пласт Мл). Диапазоны изменения пористости пластов - от 10 до 20 %, нефтенасыщенности - от 51 до 93 %, глинистость низкая - менее 5 %. Пласты характеризуются различными геологическими условиями образования и ФЕС, ввиду чего анализ необходимо проводить для каждого пласта отдельно. Коллекторы пласта Тл (толщина 11-14 м) представлены в основном средне- и мелкозернистыми песчаниками. Песчаные пласты относительно изолированы от окружающих их глинисто-алевритовых отложений и часто являются литологически замкнутыми ловушками. Пористость тульских песчаников в среднем 15,6 %, проницаемость - 273·10-3 мкм2. Распределение проницаемости асимметричное, с максимумом в интервале 250-500·10-3 мкм2 [36]. Коллекторы бобриковского возраста (толщина 12-20 м) представлены в основной массе мелкозернистыми и среднемелкозернистыми алевритистыми песчаниками. В отложениях бобриковского горизонта выделены зоны увеличенных толщин коллекторов до 16 м. Расположение этих зон в плане свидетельствует о существовавших в это время речных потоков, что на современном плане отразилось в виде рукавообразных форм увеличенных толщин северо-западного направления. Пласт Бб имеет хорошие коллекторские свойства. Средние значения пористости и проницаемости равны 17,4 % и 401·10-3 мкм2. Распределение проницаемости асимметричное, с максимумом в интервале 250-500·10-3 мкм2 [36]. Породы радаевского возраста (толщина 3-14 м) несогласно залегают на турнейских отложениях, а в зонах размыва отсутствуют. Повышенные значения толщин тяготеют к склонам структуры облекания рифового массива и к пониженным ее участкам. Коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми, среднемелкозернистыми. Средние значения пористости и проницаемости по керну - 14,4 % и 206·10-3 мкм2. Распределение проницаемости асимметричное, с максимумом в интервале 100-250·10-3 мкм2 [36]. Таким образом, ФЕС эксплуатационных визейских объектов в значительной степени отличаются так же, как и характер распределения эффективных толщин. С учетом этого анализ распространения коллекторов с различными типами смачиваемости выполнялся раздельно для залежей пластов Тл, Бб, Мл. При этом для скважин каждого пласта рассчитана доля гидрофобизации коллектора (диапазон изменения от 0 до 1) как отношение толщин с гидрофобными свойствами поверхности к общей толщине нефтенасыщенных коллекторов. При расчетах учитывались пропластки с толщинами не менее 0,8 м, для которых определение УЭС считалось близким к истинным. Интервалы геологического разреза с УЭС > 200 Ом∙м принимались гидрофобными, с УЭС < 120 Ом∙м - гидрофильными, интервалы с промежуточными значениями УЭС (120-200 Ом∙м) исключались из расчетов толщин. Рис. 2. Схемы распространения доли гидрофобных коллекторов для залежей пластов Тл (а), Бб (б), Мл (в) Шершневского месторождения В результате построены схемы распространения доли гидрофобных коллекторов для залежей пластов Тл, Бб, Мл (см. рис. 2). При этом установлены существенные различия в распределении данного показателя, что подтверждает верность раздельного изучении смачиваемости визейских объектов. Из рис. 2, а видно, что гидрофобный тип коллектора распространен в южной, центральной и частично в северо-западной части залежи пласта Тл. Гидрофильный тип в целом примыкает к внешнему контуру нефтеносности на востоке, севере и западе залежи. При этом находящиеся близко к контуру питания единичные скважины (240, 231) также по УЭС отнесены к гидрофобному типу. Для пласта Бб гидрофобный тип коллектора приурочен к центральной части залежи, примыкает к внешнему контуру нефтеносности лишь в восточной ее части (см. рис. 2, б). Гидрофильный тип установлен на участках, расположенных вблизи контура питания. В целом для пластов Тл и Бб доли гидрофильных и гидрофобных интервалов можно считать сопоставимыми. По мере удаления от контура питания доля коллекторов преимущественно гидрофобного типа закономерно возрастает. Отличительной особенностью залежи пласта Мл является значительная доля зон замещения коллекторов плотными породами, что особенно выражено в ее западной части (см. рис. 2, в). Практически все районы, примыкающие к выклиниванию коллекторов, гидрофобны. Исключением является участок на юго-востоке залежи (район скважин 412, 416). Районы, близкие к внешнему контуру в юго-восточной части и фрагментарно на севере залежи (район скважин 238, 239), напротив, преимущественно гидрофильны. В целом для залежи пласта Мл, вероятно в связи с развитием зон замещения коллекторов, характерно преобладание гидрофобного типа коллектора (см. рис. 2, в). Схемы распространения преимущественно гидрофильных и гидрофобных коллекторов для визейских эксплуатационных объектов Соликамской депрессии могут быть использованы как при анализе добывных характеристик участков скважин, так и при организации эффективной закачки. Для разработки участков с различным характером смачиваемости пластов должны приниматься принципиально различные технологии, что должно учитываться при организации эффективных режимов работы залежей.

About the authors

Igor Yu. Kolychev

Author for correspondence.
Email: igorkolychev@gmail.com
29 Komsomolskiy av., Perm, Russian Federation, 614990

Senior Engineer

References

Statistics

Views

Abstract - 213

PDF (Russian) - 51

PDF (English) - 51

Refbacks

• There are currently no refbacks.