» ГЛАВНАЯ > К содержанию номера
» Все публикации автора
Журнал научных публикаций
«Наука через призму времени»

Июль, 2018 / Международный научный журнал
«Наука через призму времени» №7 (16) 2018
Автор: Коносавский Павел Константинович, к.г.-м.н., доцент
Рубрика: Науки о земле
Название статьи: Зависимость проницаемости нефтенасыщенных коллекторов от их физических свойств (на примере месторождений южной части сургутского и нижневартовского сводов)
Дата публикации: 23.06.2018
УДК
622.276; 556.33
ЗАВИСИМОСТЬ
ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ ОТ ИХ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮЖНОЙ
ЧАСТИ СУРГУТСКОГО И НИЖНЕВАРТОВСКОГО СВОДОВ)
Иванов
В.Л.
аспирант
Коносавский П.К.
доцент, к.г.-м.н.
Институт Наук о Земле
Санкт-Петербургский
государственный университет, г.Санкт-Петербург
Аннотация. В статье рассматриваются
зависимости абсолютной проницаемости коллекторов от их петрофизических
характеристик. Анализ основан на фактических данных лабораторного испытания
кернов пород продуктивных пластов Васюганского
нефтегазоносного комплекса (нефтяных месторождений южной части
Сургутского и Вартовского сводов Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции). Анализируются зависимости проницаемости от
эффективной, динамической и общей пористости, остаточной насыщенности по воде и
нефти и т.д. Показан характер связи проницаемости с различными петрофизическими
параметрами коллекторов месторождений.
Ключевые слова: нефтяной
коллектор, абсолютная проницаемость, фазовая насыщенность, петрофизические
параметрами коллекторов.
Юрские
отложения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна в настоящее время
являются весьма актуальным объектом комплексных детальных исследований [1]. Анализ
зависимости абсолютной проницаемости коллекторов от их петрофизических
характеристик основан на фактических данных лабораторного испытания кернов
пород продуктивных пластов Васюганского
нефтегазоносного комплекса по 3-ем группам месторождений [2, 3].
I группа
месторождений расположена в восточной части Нижневартовского свода.
Продуктивный пласт ЮВ1 сложен породами
васюганской свиты, в районе исследования практически не отличаются от
одноимённых осадков Среднего Приобья. Свита делится
на нижнюю (глинистую) и верхнюю (песчано-глинистую) части. Нижняя подсвита сложена тёмно-серыми аргиллитами, иногда
буроватыми, слюдистыми. Верхняя часть разреза сложена, в основном, песчаниками.
Аргиллиты и алевролиты имеют подчинённое значение. Мощность свиты изменяется от
II группа
месторождений находится в районе русла р. Обь и приурочена к Нижневартовскому
своду. Отложения юрской системы, несогласно залегающие на доюрском
основании, представлены тремя отделами. Нижний и средний
отделы сложены континентальными отложениями горелой и тюменской свиты, общая
толщина которой составляет около 150-
III группа месторождений
расположена в южной части Сургутского свода. Геологический разрез представлен терригенными отложениями
мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, несогласно залегающими на
размытой поверхности доюрского складчатого фундамента. Непосредственно на
породах доюрского основания со стратиграфическим и угловым несогласием залегают
отложения юрской системы, представленные нижним, средним и верхним отделами. Литологически свита представлена
переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, реже темно-серые,
мелкозернистые, часто алевритистые, аркозовые составляют продуктивный горизонт ЮВ1.
Анализ
зависимостей абсолютной проницаемости от физических свойств коллекторов по
каждой из трех групп месторождений, а также по всем группам месторождений
совместно, представлен на рис. 1-4.
На
основании представленных данных можно сделать следующие выводы:
·
Наилучшая взаимосвязь
наблюдается на графиках зависимости абсолютной проницаемости от общей,
динамической и эффективной пористости. При рассмотрении зависимости абсолютной
проницаемости от общей пористости, а также от эффективнойпористости
наблюдается резкий рост абсолютной проницаемости при достижении значения
пористости 15%. Данная закономерность обусловлена тем, что с увеличением
пористости, в породе увеличивается количество крупных пор, ввиду чего
абсолютная проницаемость возрастает в десятки раз. Данная закономерность также
отчетливо проявляется на всех графиках зависимостей абсолютной проницаемости от
динамической пористости: наблюдается резкий скачек
абсолютной проницаемости в районе значения 9% динамической пористости.
·
На всех графиках
зависимости абсолютной проницаемости от остаточной водонасыщенности наблюдается
экспоненциальное падение абсолютной проницаемости с ростом остаточной
водонасыщенности. Это обусловлено тем, что при высоких значениях остаточной
водонасыщенности большое количество воды находится в мелких порах и не
принимает участия в процессе фильтрации.
·
При рассмотрении
зависимости абсолютной проницаемости от остаточной нефтенасыщенности, было
отмечено, что есть некий параметр, относящийся к свойствам породы и влияющий
как на абсолютную проницаемость, так и на остаточную нефтенасыщенность.
Предположительно, это связано со структурой порового пространства, а именно с
эффективной пористостью. И чем больше разница между общей пористостью и
эффективной пористостью, тем больше будет остаточная нефтенасыщенность.
Таким образом, установлены взаимосвязи абсолютной
проницаемости с рядом физических характеристик пород, что позволяет в первом
приближении оценивать абсолютную проницаемость по этим характеристикам. Чаще
всего отклонения от общего тренда/зависимости наблюдались по II группе месторождений. Для объяснения этого факта необходимы
дальнейшие исследования.
1-я группа месторождений
2-я группа месторождений
3-я группа месторождений
Рис.1.
Зависимость абсолютной проницаемости от остаточной нефтенасыщенности
по группам месторождений.
1-я группа месторождений
2-я группа месторождений
3-я группа месторождений
Рис.2.
Зависимость абсолютной проницаемости от остаточной водонасыщенности
по группам месторождений.
1-я группа месторождений
2-я группа месторождений
3-я группа месторождений
по 3-м группам месторождений
Рис.3.
Зависимость абсолютной проницаемости от эффективной пористости по группам
месторождений.
1-я группа месторождений
2-я группа месторождений
3-я группа месторождений
по 3-м группам месторождений
Рис.4.
Зависимость абсолютной проницаемости от динамической пористости по группам
месторождений.
Список литературы:
- Геологическое строение и нефтегазоносность нижней – средней юры Западно-Сибирской провинции / Ф.Г. Гурари, В.П. Девятов, В.И. Демин и др. – Новосибирск: наука, 2005. – 156 с.
- Белозеров В.Б. Палеогеографические особенности формирования нефтеносных пластов васюганской свиты Западной Сибири. – Томск: Известия ТПУ, 2007. – Т. 311. №1 – С. 67 – 72.
- Белозеров В.Б. Седиментационные модели верхнеюрских резервуаров горизонта Ю1 Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции как основа для оптимизации систем их разведки и разработки: Автореферат дис. д-ра г.-м.н. – Новосибирск, 2008. – 20 с.
Комментарии: