Май 14
Уважаемые коллеги!
Подскажите, пожалуйста, являются ли для одной и той же породы предельная газонасыщенность и предельная нефтенасыщенность - одинаковыми. Слышал, что не обязательно, хочу разобраться.
Иначе говоря, если имеем ГНК на значительном удалении от ВНК, выше переходной зоны, то будет ли остаточная водонасыщенность выше ГНК и ниже ГНК - одинаковой (в предположении однородности коллекторских свойств).
Опубликовано
30 мая 2014
Активность
27
ответов
7082
просмотра
11
участников
2
Рейтинг
Остаточную воду определяют по капилярометрии. То есть образец насыщен полностью водой, затем либо на мембране, либо центрифуге вытесняется подвижная вода. Получаем остаточную воду. Пространство замещается воздухом, это так сказать SWL выше ГНК. Что бы получить SWL в ниже ГНК, необходимо замещать, по идее, нефтью, но такие эксперименты не проводят. Так что придется приравнять их =))
С точки зрения лабораторных исследований - да, "придётся приравнять". Но есть ведь и другой источник информации, ГИС. Нет ли "тенденции" получать в общем случае более высокое насыщение для газонасыщенной части, чем для нефтяного интервала (при условно одинаковых ФЕСах)?
Вопрос обусловлен как раз тем, что я такое мнение слышал несколько лет назад от хорошего геофизика-интерпретатора и хочу проверить, разделяет ли его кто-нибудь.
Для газовых залежей с большим столбом иногда наблюдается осушение на кресте. Этот феномен хорошо документирован для ПХГ или на месторождениях где есть gas re-cycle. Такие вещи на керне не определяются. В остальных случаях связанная вода для нефти и газа должна быть очень похожа. Другой вопрос что часть месторождения может быть в переходной зоне тогда на практике будет замечен скачок Sw при переходе в газовую шапку. Еще один фактор может быть изменение смачиваемости в нефтяной зоне. Таким образом можно представить что газовая зона остаются гидрофильной, а нефтяная становится гидрофобной таким образом Sw нефятной зоны будет меньше. Я о таких случаях не слышал, но почему бы нет.
Такое вообще физично? Насколько знаю гео модели проверяют таким образом чтобы скачков таких не было хотя могу ошибаться.
Теория теорией, но на известных мне месторождениях - в газовой шапке SW ниже только в случае низкопроницаемых коллекторов. При более-менее приличной проницаемости, разницы нет
Большое всем спасибо за ответы.
Cоц опрос окончен?
я так понимаю всё определяешься мощностью нефтяного прослоя.
Уважаемые коллеги, как говорится, учите матчасть!
Если все параметры (за исключением насыщения) одинаковые, то Кво будет зависеть только от капиллярных сил.
А капиллярные силы, в соответсвие со ВСЕМ известной формулой, зависят в том числе и от соотношения плотности флюидов. Коль скоро плотности флюидов над ГНК и под ГНК разные, то и Кво, конечно же, должно быть разным.
Это возможно только в том случае, когда плотность газа и нефти в пластовых условиях равны.
А если это зона предельного насыщения? Кв будет равно Кво как оно и определено по капилляркам. Но вопрос как раз в том можно ли опуститься ниже лабораторного Кво ?
Чтобы продолжить дискуссию, нужно сначала разобраться, о каких именно «капиллярках» идет речь, ртутных или водных?
Не знаю, какие имел ввиду ТС, но мне интересны водные. Также с удовольствем бы выслушал ваше мнение и о ртутных.
Для того чтобы быть уверенным, что мы с Вами говорим об одном и том же, давайте сперва определимся с терминологией.
Строго говоря Кво, определяемое по водным капилляркам, является неснижаемой водонасыщенностью (не путать с остаточно!). Однако далеко не всегда водные капиллярки «выходят» на асимптоту даже при скорости вращения центрифуги, эквивалентной 20 атм. Когда капиллярки не выходят на асимптоту, это означает, что неснижаемая водонасыщенность не определена и остаточная водонасыщенность будет определяться капиллярными силами, действующими в пластовых условиях. То есть в общем случае у одного и того же образца, располагающегося на разных высотах относительно уровня свободной воды, остаточная водонасыщенность будет разной.
Все правильно?
Да, всё верно. Хотя я считаю, что экстраполировать капиллярки, завышая при этом запасы, нужно очень осторожно, без убедительных доказательств я бы не стал такого делать.
Это я про водянные. И все же в чем будет их отличие от ртутных?
До ртутных мы еще доберемся. Давайте сперва с водными разберемся.
Когда водные капиллярки не выходят на асимптоту, то Кво находится путем интерполяции, а не экстраполяции. То есть Кво будет больше минимального значения, полученного при центрифугировании. Кстати, в этом случае запасы будут уменьшаться, а не наоборот.
Коль скоро все понятно, тогда продолжим.
В зависимости от параметров среды текущая водонасыщенность в пластовых условиях может быть выше неснижаемой водонасыщенности, определенной по данным керна. Однако эта вода не будет подвижной в пластовых условиях и в «западной школе» ее называют остаточной.
В данном случае неснижаемая водонасыщенность состоит преимущественно из глинисто связанной воды, а остаточная водонасыщенность складывается из глинисто и капиллярно связанной воды.
То есть неснижаемая водонасыщенность, определяемая по данным керна, не всегда равна остаточной водонасыщенности, о которой идет речь в данном топике.
Теперь нужно разобраться с понятием предельной зоны УВ насыщения. Нижняя граница этой зоны соответствует поверхности, выше которой нет подвижной воды, то есть когда в пласте имеется только связанная вода.
В общем случае, когда остаточная вода больше неснижаемой водонасыщенности, то при переходе из нефти в газ будет происходить уменьшение остаточной водонасыщенности в соответсвие с капиллярными силами.
Когда остаточная вода равна неснижаемой водонасыщенности, то при переходе из нефти в газ изменеения остаточной водонасыщенности не будет.
А вот здесь можно поподробнее? Каким образом выжать дополнительную информацию из таких капиллярок? Потому что на практике чаще всего их либо действительно экстраполируют, либо вообще откидывают.
Многие люди, занимаясь подобной экстраполяцией, не совсем понимают смысл конечного результата.
По факту же получается, что посредством подобной экстраполяции получают якобы Кво при скорости вращения центрифуги, эквивалетной 20 атм и даже более. Что, в свою очередь, может в действительности соответствовать нескольким километрам над уровнем свободной воды в пластовых условиях. То есть той высоте над FWL, где физически отсутствует коллектор - это, конечно, частный случай, но бывает и такое.
На самом же деле, при такой экстраполяции получается нечто похожее на неснижаемую водонасыщенность, которая НЕ равна реальной остаточной водонасыщенности коллектора.
А для того, чтобы рассчитать реальную остаточную водонасыщенность в пластовых условиях необходимо воспользоваться капиллярной моделью водонасыщенности и применить для аппроксимации водонасыщенности наиболее подходящую формулу (на выбор Брокса-Кори, Леверетта, Лямбда, Томира).
По моему глубокому убеждению в этой операции (по интепретации данных ККД) нет ничего сложного. Но когда за этот расчет берутся геологи, то у них почему-то получается какая-то ерунда. Поэтому я призываю доверить анализ данных ККД тем петрофизикам, которые это умеют делать.
Касательно ртутных капиллярок.
Принципиальное отличие ртутных капиллярок от водных заключается в том, что первые практически никогда не выходят на асимптоту. А если и выходят, то это соответствует нулевой пористости.
То есть по ртутным капилляркам невозможно определить такой параметр как неснижаемая водонасыщенность. Зато, используя капиллярную модель насыщенности, можно определить остаточную водонасыщенность в пластовых условиях. Как показывает практика Кво, полученная по данным водных и ртутных капиллярок практически равны друг другу с погрешностью плюс минус 5%.
Еще одно отличие что ртутные капиллярки всегда на сухом экстрагированном керне, а для центрифуги или мембраны можно использовать разные флюиды и старение керна, таким образом снижая неопределенность в переводе лаб данных в пластовые условия. Еще ртутные капилярки хороши для порометрии и определения мультипористости (microporosity, vugs), тогда как центрифуга для этого не годится и может дать совсем плохие результаты для таких коллекторов.
"Не сжимаемая вода" это термин чисто петрофизический?
Т.е. если, условно говоря, в породе ничтожно малое кол-во глинистого материала, то "несжимая вода" стремится к 0?
AGA. неснижаемая, а не "не сжимаемая"
А вот про "неснижаемая" - вода в глинистом материале, а "остаточная" включая зажатую капилярными силами. Но ведь глины как бы не должны иметь "открытую" пористость, как вода в глинах может участвовать в эксперименте на центрифуге??? Мне это как-то не укладывается.
Ни чем не могу подтвердить свои рассуждения, но склонен думать, что "остаточная" водонасыщенность в газовой части должна быть иной (меньшей) нежели в нефтяной. Ведь при одинаковых коллекторах для случая менее вязкой, более лёгкой нефти, следует ожидать меньшего Кво - именно "остаточного" или назовём "капилярного".
И ещё раз, правильно ли понимать, что из результатов на центрифуге при Рс > 8-10 атм (кривая вышла на ассимптоту) следует говорить о "неснижаемой" водонасыщенности Swirr (связанной глинистыми материалами), а момент выхода на ассимптоту это уже Кво (и включает Swirr).
Вот я слепой. Спасибо, что подправили.
Все это похоже как школе учили, что скин состоит из многих составляющих. Так и остаточная вода состоит из "неснижаемой", "капилярной", "зажатой", "экранированной" и еще плюс 100500 находу придуманных видов не подвижной воды =)
Это легко представить, если знать, что после экстракции образцов происходит их сушка до постоянного веса при температуре 105 градусов Цельсия. Соответсвенно, в процессе сушки из образцов удаляется вся вода за исключением кристаллической. Перед регистрацией ККД по воде происходит пропитка и насыщение образцов водой. Часть воды заходит в большие поры, а другая часть в поры "глинистой" размерности. При центрифугировании вода в порах "глинистой" размерности является неподвижной.
Вообще говоря, Кво зависит не от вязкости, а от плотности. А еще точнее Кво зависит от разности между плотностями пластовой воды и УВ. Чем больше эта разница, тем меньше Кво.
Нет, неправильно.
Неснижаемая водонасыщенность является контсантой для данного образца. Остаточная водонасыщенность является функцией капиллярных сил, действующих в пластовых условиях. В частном случае неснижаемая водонасыщенность может быть равна остаточной водонасыщенности.
Нет, это не чисто петрофизический термин.
Правильнее говорить не о глинистом материале, а о порах "глинистой" размерности. Если таких пор нет, то неснижаемая водонасыщенность равна 0.
Конечно же, абсолютного нуля не бывает. И я лично никогда не встречал породы с нулевой неснижаемой водонасыщенностью.
Однако довелось иметь дело с терриигенными образцами, у которых при проницаемости более 10 Д Кво (как и неснижаемая водонасыщенность) по данным ККД составляет менее 1%.