12. Изменения петрофизических характеристик горных пород в процессе эксплуатации (разработки) залежей углеводородов

В процессе разработки петрофизические характеристики пород претерпевают значительные изменения и значительно отличаются от физических свойств, установленных для первоначального статического состояния продуктивных коллекторов.

Эти различия между статическими и динамическими состояниями обусловлены следующими причинами:

1. изменением соотношения нефти, газа и воды в поровом пространстве коллектора за счет появления свободной нагнетаемой воды;

2. непостоянством минерализации остаточной и свободной воды при нагнетании в пласт пресных вод;

3. изменением характера распределения остаточной воды в порах;

4. появлением новых физико-химических процессов, связанных с набуханием глинистых минералов и дополнительным формированием двойных электрических слоев на поверхностях раздела твердой и жидкой сред при нагнетании пресных вод;

5. изменение температуры пластов в процессе их эксплуатации и др.

Раздел петрофизики, описывающий изменение физических свойств в процессе разработки залежей углеводородов, целесообразно назвать динамической петрофизикой.

Динамическая петрофизика является теоретической основой для научной обоснованной интерпретации результатов геологических исследований скважин при контроле разработки месторождений нефти и газа.

Следует рассмотреть изменение основных физических характеристик пород:

• удельное электрическое сопротивление;

• диэлектрическую проницаемость;

• естественную электрохимическую активность;

• вызванную электрохимическую активность;

• естественную гамма-активность;

• нейтронные характеристики;

• акустические характеристики;

• термические характеристики.

Зная, как меняются эти характеристики в процессе разработки месторождений, можно решить многочисленные геологические задачи, применяя геофизические исследования скважин.

Контрольные вопросы

1. Меняются ли физические характеристики нефтяных пластов при их разработке?

2. Какие физические характеристики пластов подвергаются наиболее существенным изменениям в процессе разработки?

13. Изменение физических свойств. Удельное электрическое сопротивление

Величина удельного электрического сопротивления нефтеносного пласта ρ_НП определяется выражением

ρ_НП =П_ПР_ПР_Н ρ_В, (1)

где П_П, Р_П, Р_Н ‑ соответственно параметр поверхностной проводимости, относительное электрическое сопротивление пласта (параметр пористости) и коэффициент увеличения электрического сопротивления пласта (параметр насыщения); ρ_В ‑ электрическое удельное сопротивление пластовой воды при температуре пласта.

На основании уравнения (1) удельное электрическое сопротивление обводняющегося пласта

ρ_{П ОБ}=П'_ПР'_ПР'_НР'_t ρ_СМ, (2)

где П'_П, Р'_П, Р'_Н ‑ те же параметры, что и в уравнении (1), но при других минерализациях и температурах поровых вод; ρ_СМ ‑ удельное электрическое сопротивление смеси пластовой и нагнетаемой вод; Р'_t ‑ параметр, учитывающий изменение температуры пласта при движении нефти и нагнетаемой воды.

Изменение соотношения нефти и воды в пласте учитывается параметром Р'_Н. Чем больше вытесняется нефть из породы, тем меньше значение Р'_Н (для полностью промытой породы Р'_Н →1)

Изменение минерализации смеси остаточной и нагнетаемой воды и ее температуры в процессе обводнения определяется величиной удельного сопротивления смеси ρ_СМ вод пластовой и нагнетаемой.

В начальной стадии разработки залежи за счет движения нефти под действием давления нагнетания происходит удаление частиц рыхло связанной остаточной воды из пленки и переход ее в капельном состоянии в объем нефти. При этом вода, находящаяся в капельном состоянии (суспензия воды в нефти) К_{В кап}, практически не участвует в электропроводности породы. Следовательно, при расчете электрического сопротивления пласта количество воды в капельном состоянии должно быть вычтено из первоначального содержания остаточной воды, т.е. коэффициент текущей водонасыщенности для начальной стадии разработки пласта К_ВТ = К_ВО – К_{В кап} .

Изменение характера распределения остаточной воды в порах (переход из пленочного состояния в капельное в объеме нефти) приводит к существенному возрастанию электрического сопротивления пласта. Это создает видимость увеличения коэффициента нефтенасыщенности коллектора в период начальной стадии разработки. Однако в действительности коэффициент нефтенасыщенности остается прежним, каким он был до начала эксплуатации залежи, так как фиктивное увеличение К_Н произошло только за счет объема капельной остаточной "неэлектропроводной" воды.

Количество остаточной воды переходящей в капельное состояние может достигать 5-10 %, что приводит к увеличению удельного сопротивления пласта в несколько раз по сравнению с сопротивлением до начала разработки. Этот эффект наиболее заметен в залежах с слабоминерализованными водами.

Параметр П_П (П'_П) определяет физико-химическое взаимодействие пресной воды с минеральными частицами скелета. В случае большой глинистости пласта и существенного опреснения пластовой воды нагнетаемой меняется набухаемость глинистых частиц и формируются толстые пленки связанной воды с аномальными физическими свойствами, что создает дополнительную аномальную электропроводность породы.

Параметр Р'_t учитывает изменение температуры пласта в процессе разработки месторождения. При движении нефти в пористой среде до прихода фронта нагнетаемых вод наблюдается разогревание пласта за счет дроссельного эффекта (эффект Джоуля ‑ Томсона) и Р'_t > 1; при движении нагнетаемой воды за счет конвекции возникает обычно охлаждение пласта Р'_t < 1. Учесть температурное влияние на удельное сопротивление проводящего флюида сложно. Поэтому при расчетах полагаем Р'_t≈1, тем самым допуская некоторую ошибку в определении ρ_{П ОБ}

Выражения (1)и (2) с учетом известных эмпирических соотношений Р_П = а_П и Р_Н = а_Н приводятся к виду

ρ_НП= П_П а_П а_Н ρ_В (3)

ρ_{П ОБ}= П'_П а'_П а'_Н ρ_СМ, (4)

где К_П ‑ коэффициент пористости: m, m', n, n' – показатели степени цементации и гидрофильности породы; а_П, а'_П, а_Н, а'_Н ‑ эмпирические коэффициенты.

Обычно а_Н ≈ а'_Н →1. Показатели степени m, m', n, n' и коэффициенты а_Н , а'_П зависят от минерализации воды, насыщающей поры, и пористости (глинистости). Поэтому они определяют величину электрического удельного сопротивления пласта при его обводнении пресными водами, т.е. представление величин ρ_НП и ρ_{П ОБ} с помощью формул (3) и (4) дает основание полагать П_п = П'_П = 1.

Величину ρ_СМ в уравнении (4) в начальной стадии выработки пласта можно принять равной сопротивлению ρ_В остаточной воды до разработки залежи, в дальнейшем ρ_СМ снижается (появление осолоненного фронта воды), а при подходе фронта нагнетаемой пресной воды и последующем обводнении ρ_СМ→ ρ_{В НАГН}.

С учетом сказанного из уравнении (3) и (4) получаем

ρ_{П ОБ} / ρ_НП = а'_П ρ_СМ / а_П ^' ρ_В, (5)

где К_ВТ = К_ВО – К_{В кап} в начальной стадии вытеснения нефти из пласта; при дальнейшем обводнении К_ВТ представляет сумму остаточной воды и нагнетаемой, вошедшей в его поровое пространство.

Рис. 7. Изменение удельного электрического сопротивления ρ_{П ОБ}

нефтеносного пласта в процессе вытеснения нефти водой

В случае вытеснения нефти из пластов минерализованной водой, сходной с пластовой (ρ_СМ = ρ_В), выражение (5) примет вид

ρ_{П ОБ} / ρ_НП = (К_ВО / К_ВТ)ⁿ. (6)

По формулам (5) и (6), с учетом экспериментальных (керновых и скважинных) данных, рассчитаны графики зависимости ρ_{П ОБ} / ρ_НП = ƒ(К_ВТ), характеризующие процесс вытеснения нефти как пластовой, так и пресной водой. На (рис. 7) пунктиром показаны значения ρ_СМ при наличия оторочки осолоненной пластовой воды, стрелками ‑ изменение удельного электрического сопротивления пласта при переходе части остаточной воды в капельное состояние; вытеснение нефти водой: 1 ‑ пластовой, 2 ‑ пресной; 3 ‑ зависимость ρ_СМ= ƒ (К_ВТ); I-IV – стадии разработки пласта. На основании характера изменения сопротивления породы по кривым ρ_{П ОБ} / ρ_НП = ƒ(К_ВТ) можно выделить следующие стадии изменения нефтенасыщенности в процессе разработки:

I ‑ начальная стадия, когда электрическое удельное сопротивление пласта резко возрастает за счет перехода части остаточной воды в объем нефти в капельном состоянии, создается ложное представление об увеличении коэффициента нефтенасыщенности, а в действительности К_НТ = К_Н (кривые 1, 2);

II ‑ стадия прохождения осолоненного фронта остаточной воды, когда отмечается резкое снижение удельного электрического сопротивления и уменьшение коэффициента нефтенасыщенности;

III ‑ стадия подхода вод переднего нагнетаемого фронта, когда происходит снижение ρ_{П ОБ} в основном за счет изменения соотношения нефти и воды в объеме пор;

IV - V ‑ стадии обводнения, когда ρ_{П ОБ} изменяется не только за счет уменьшения количества нефти, но и за счет смешения остаточной и нагнетаемой воды; в случае нагнетания пластовой воды ρ_{П ОБ} плавно снижается, а в случае нагнетания пресной воды сопротивление смеси возрастает (кривая 3), и этот фактор оказывает решающее влияние на увеличение ρ_{П ОБ};

VI ‑ стадия интенсивной промывки пласта нагнетаемой водой: при пресной нагнетаемой воде ρ_{П ОБ} значительно растет и может превышать ρ_НП, при пластовой нагнетаемой воде ρ_{П ОБ} стремится к сопротивлению водоносного пласта, коэффициент нефтенасыщенности стремится к остаточному значению.

Кривые ρ_{П ОБ} / ρ_НП = ƒ(К_ВТ) в совокупности с данными метода потенциалов собственной поляризации можно в дальнейшем использовать для прогноза стадии выработки пласта, степени их обводнения и типа получаемого флюида, особенно в случае нагнетания пресных вод.

Контрольные вопросы

1. От каких факторов зависит изменение удельного сопротивления пластов в процессе разработки?

2. Можно ли по данным изменения электросопротивления пластов определять параметры выработки?