Диагностические признаки определения типа насыщения

Уточнение радиального
распределения УЭС в пластах:
• с низкой минерализацией пластовых вод
• со слабой нефтенасыщенностью
по результатам гидродинамического моделирования
Киндюк В.А. Сухорукова К.В.
Содержание доклада
1 Коллекторы одинакового сопротивления, но разного
флюидонасыщения.
• Нефтенасыщенные
• Водонасыщенные
2 Сопротивление водонасыщенного коллектора в зависимости
от минерализации воды
3 Особенности формирования промытой зоны для коллекторов
с разным нефтенасыщением на примере коллекторов
• Нефтенасыщенный
• Водонасыщенный
• Пласт неопределенного насыщения
2
Актуальность проблемы N1
По критическому значению сопротивления судят о
продуктивности коллектора. В связи с поиском новых
продуктивных коллекторов в эксплуатационных скважинах
оказывается сложно определить перспективность горизонта.
В условиях частого обводнения нередко при
гидродинамических испытаниях идет вода из пластов,
имеющих высокие сопротивления (около 10 Ом*м).
Следовательно, требуется более надежный признак
определения нефтенасыщенности коллектора. Таким
признаком может явиться форма радиального распределения
УЭС пласта.
3
Актуальность проблемы N2
Пласты высокого сопротивления (~6 Ом*м) при низкой
минерализации смеси пластовых и техногенных вод (20-4 г/л)
сложно ранжировать на предмет наличия подвижной нефти,
которую можно получить в притоке. Бывает, что перспективный
по значению УЭС пласт дает воду.
Предлагается вариант решения данной проблемы, с
использованием дополнительных данных (ГТИ, физ. свойства
фаз). Ограничения подхода связаны с достоверностью
геоэлектрической модели.
4
Диаграмма коллекторов с одинаковым сопротивлением
2
2
2
2
2
35 5,4
9
3
3
25,9
10,5
5
Результаты прямого фильтрационного моделирования
60
Гидродинамика K=15 So=63% m=0.218 Cf= 20 Кпр гл
к=0.0021 T=05
50
40
30
УЭС Ом*м
20
10
Расстояние от стенки скважины, м
0
0
60
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
Гидродинамика K=15 So=30% m=0.22 Cf=5.55 Кпр гл
к=0.0021 T=05
50
40
УЭС Ом*м
30
20
10184 Нефтенасыщен
T = 0.5 сут
dP=28 физ. атм.
Кгл. корки =0,0021 мД
Soil=63%
m=22%
K~15 мД
Cf= 20 гр/л
13264 Водонасыщен
T = 0.5 сут
dP=28 физ атм
Кгл корки =0,0021 мД
10
Расстояние от стенки скважины, м
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
Soil=30%
m=22%
K~15 мД
Cf= 5, 550 гр/л
6
2 Роль солености пластовой воды на форму
профиля УЭС водонасыщенного пласта
7
Профили УЭС для разных прослоев
40
Гидродинамика
Rpl=7.39
k=15мД Soil=37% m=0.264
Cf=7.3
45
УЭС,
Ом·м
40 Гидродинамика
45
45
50 40 4045Гидродинамика
Каротаж
Vikiz:
Скв №13264 pl-2664.3 №1
Гидродинамика
Rpl=8.04
k=15мД
Soil=35%
m=0.253
Cf=6.9
k=15мД
Soil=30%
m=0.221
Cf=6.3
Rpl=8.70
k=15мД
Soil=38%
m=0.246
Cf=6.5
45
45 Rpl=9.06
Гидродинамика
Rpl=6.42
k=15мД
Soil=20%
m=0.196
УЭС, Ом·м
Гидродинамика
Rpl=8.28
k=15мД
Soil=38%
m=0.264
Cf=6.8
Гидродинамика
Rpl=6.68
k=15мД
Soil=32%
m=0.238
Cf=7.65
Гидродинамика
Rpl=7.00
k=15мД
Soil=32%
m=0.249
Cf=7.5
Гидродинамика
Rpl=9.65
k=15мД
Soil=38%
m=0.244
Cf=6
УЭС, Ом·м
40
Каротаж
Vikiz:
Скв
№13264 pl-2665.01 №2
Гидродинамика
Rpl=7.76
k=15мД
Soil=35%
m=0.253
Cf=7.1
35
45
Гидродинамика
Rpl=10.40
k=15мД
Soil=36%
m=0.230
Cf=5.5
40
Каротаж
Vikiz: Скв
№13264 pl-2668.5 №9
40
40
Cf=7.8
35 3540Каротаж
35 Каротаж
Каротаж
Vikiz:
Скв№13264
№13264
pl-2667.51
№7
Vikiz:
Скв
№13264
pl-2666.0
№4
Vikiz:
Скв
pl-2666.49
№5
40
Каротаж
Vikiz:
Скв
№13264 pl-2665.5 №3
40
40
Каротаж
Vikiz:
Скв
№13264
pl-2666.98
№6
Каротаж
Vikiz:
Скв
№13264
pl-2669_49
№11
Гидродинамика
Rpl=12.2
k=15мД
Soil=38%
m=0.252
Cf=4.6
Каротаж
Vikiz:
Скв
№13264
pl-2668.99
№10
Vikiz:30Скв №13264
pl-2665.5
40 Каротаж
Каротаж
Vikiz:№2
Скв№3
№13264 pl-2668.01 №8
Каротаж Vikiz: Скв №13264 pl-2666.0 №4
35
Каротаж
Vikiz:
Скв №13264
pl-2665.01
35
35
35
30 30 30
35
35
35
Каротаж Vikiz: Скв №13264 pl-2666.49 №5
Каротаж
Vikiz: Скв №13264 pl-2664.3 №1
35
30
30
25 30 3030
Каротаж Vikiz: Скв №13264 pl-2666.98 №6
25
25
25
30
30
30
20
Каротаж Vikiz: Скв №13264 pl-2667.51 №7
25
25
20 25 2525
Каротаж Vikiz: Скв №13264 pl-2668.01 №8
25
25
25 20 20 20
Каротаж Vikiz: Скв №13264 pl-2668.5 №9
20
20
2020
20
20 15 15 15 15 УЭС,
20
20
Ом·м
15
15
1515
15
15
10
УЭС, Ом·м 10
15
15
Ом·м
УЭС, Ом·м
10УЭС,
10
10 УЭС, Ом·м
УЭС,
Ом·м
УЭС,
Ом·м
10 УЭС, Ом·м
10
10
10
10
10
10
5 10
5 5 УЭС,
5УЭС,
5
Ом·м 5 5
Ом·м
5 5
РасстояниеРасстояние
от стенки скважины,
м
5
отстенки
стенки
скважины,
5
5
Расстояние
Расстояние
от
Расстояние
стенки
скважины,
ототстенки
стенки
Расстояние
м
скважины,
скважины,
от
м
м
мм
Расстояние
от
стенки
скважины,
м
Расстояние
от
стенки
скважины,
мскважины,
0
Расстояние
от
стенки
скважины,
м
0
0 0 0Расстояние
0от0стенкиот
0 0
Расстояние
стенки
скважины,
м
скважины,
м
0
0
0,2
0,45
0,8
1
1,2
0
0
0
0,6
0,8
1 0,6
1,2
0 0,2
00,4
00,2 0,20,2
0,200,4
00,4
0,4
0,40,2
0,2
0,6
0,6
0,60,8
0,6
0,4
0,40,8
0,8
0,8 10,8
0,6
0,6 1 1,210,8
0,81,2
1,2
1,2 1,21 1 Расстояние
1,21,2 от стенки скважины, м
00,20
0,4
0,6
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0,2
0,4
0,6 1,2
0,8
1
1,2
0
0 0,2
0,2 0,4
0,4 0,6
0,6 0,8
0,8 1
10 1,2
1,2
Rpl=12.2 k=15мД Soil=38% m=0.252 Cf=4.6
УЭС, Ом·м
Rpl=10.40 k=15мД Soil=36% m=0.230 Cf=5.5
40
Rpl=9.65 k=15мД Soil=38% m=0.244 Cf=6
Rpl=9.06 k=15мД Soil=30% m=0.221 Cf=6.3
Rpl=8.70 k=15мД Soil=38% m=0.246 Cf=6.5
Rpl=8.28 k=15мД Soil=38% m=0.264 Cf=6.8
Rpl=8.04 k=15мД Soil=35% m=0.253 Cf=6.9
20
Rpl=7.76 k=15мД Soil=35% m=0.253 Cf=7.1
Rpl=7.39 k=15мД Soil=37% m=0.264 Cf=7.3
Rpl=7.00 k=15мД Soil=32% m=0.249 Cf=7.5
Rpl=6.68 k=15мД Soil=32% m=0.238 Cf=7.65
Rpl=6.42 k=15мД Soil=20% m=0.196 Cf=7.8
10
45
5
0
0,2
0,4
0,6
Расстояние от стенки скважины, м
0,8
1
1,2
8
3 Особенности зоны с разным насыщением
18 5
18
4м
9
Нефтенасыщенный- да
30
25
20
15
10
5
гидро: K=8 So05 m=0.363 Soil=76.5% kg=0.005 t=0.5-725_cf=08 dc2
Vikiz-725-2975
0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
35
30
175 Нефтенасыщенный
T = 0.5 сут
dP=28 физ атм
Кгл корки =0,0015 мД
Soil=76%
m= 17%
K= 6 мД
Cf= 30 гр/л
25
20
15
10
5
гидро: K=6 So=05 m=0.174 Soil=76% kg=0.0015 t=0.5-725_cf=30 dc10
Vikiz-725-2975
0
10
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
Вод. насыщенный коллектор из скв. №784
2
2
2
2
2
4м
11
Неясной насыщенности коллектор из скв. №769
2
2
2
2
2
4,5м
12
Водонасыщенный.
35
30
25
20
15
10
5
гидроK-0.074 So05 M0.145 kg0.003 t0.1-784_2611_cf08 dc10
Vikiz-784-2611
0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
784 Водонасыщенный, известно
T = 0.1 сут
dP=28 физ атм
Кгл корки =0,003 мД
Soil=5%
m=14,5%
K=0,074 мД
Cf= 8 гр/л
13
Водонасыщенный также.
25
20
15
10
5
гидроK-0.182 So05 M0.153 kg0.003 t0.1-759_2534_cf0 dc10
Vikiz-759-2534
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
759 Водонасыщенный, определили
T = 0.1 сут
dP=28 физ атм
Кгл корки =0,003 мД
Soil=5%
m=15.3,2%
K=0.182 мД
Cf= 8 гр/л
14
0.8
Выводы
• Вид радиального УЭС связан с характером насыщения пласта
• Для пресного раствора, величина сопротивления промытой зоны
определяется нефтенасыщением породы, в то время как
параметры окаймляющей зоны зависят от разности концентрации
солей в пластовой воде и фильтрате бурового раствора.
• Величина максимума промытой зоны говорит о количестве
подвижной нефти, а ее глубина распространения о режиме
бурения и подвижности нефти.
Пожелания
Для более надежного моделирования необходимо иметь данные бурения
такие как: забойное давление, характеристики работ проведенных после
бурения; физические свойства раствора и его фильтрата и вязкостные свойства
флюидов.
15
Используемые программы
• Для создание геоэлектрических моделей
использовался программный комплекс EMF Pro,
разработанный в ИНГГ СО РАН.
• Для решения обратной гидродинамической задачи
по геоэлектрической модели на основе ВИКИЗ+БКЗ
использовалась программа Identif. Прямое
гидродинамическое моделирование выполнялось в
программе zpr2d, обе программы написаны
Кашеваровым А. А., работавшем в ИГ СО РАН.
• Графики строились в программе Excel MS Office.
16
Благодарности
Хочу выразить благодарности коллегам ИНГГ без
которых эта работа не была бы выполнена: К. В.
Сухоруковой, В. Н. Глинских.
Моему научному руководителю И. Н. Ельцову, а
также Кашеварову А. А., в программах которого была
сделана данная интерпретация.
А также коллективу сотрудников "Сургнутнефтегаз"
за предоставленный материал, формулировку
проблемы, бесценный опыт и информационную
поддержку.
17
Спасибо за внимание.
18
Детализация пласта 725, Нефтенасыщенный
35
УЭС, м
30
25
20
15
10
Гидродинамика: K=6.8 So=72 m=0.27 cf=08 Kгл.к.=0.005 T=0.5
Каротаж: Vikiz Скв №175 pl 2975
Расстояние до стенки скважины, м
5
0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
175 Нефтенасыщенный
T = 0.5 сут
dP=28 физ атм
Кгл корки =0,005 мД
Soil=72%
m= 27%
K= 8 мД
Cf= 8 000 ppm
19
Палетка солености для одной Soil=20%
Соленость от Ro пласта
6
5
4
2664.34 _0.187 4.6
2665.01 _0.182 5.55
2665.50 _0.182 5.93
2666.00 _0.182 6.3
2666.49 _0.184 6.6
2666.98 _0.185 6.87
2667.51 _0.187 7.05
2668.01 _0.187 7.13
2668.50 _0.188 7.25
2668.99 _0.191 7.47
2669.49 _0.192 7.65
2670.01 _0.194 7.76
3
Соленость
2
40
1
y = -0,5523x + 11,338
0
20
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
10
5
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
20
1,2