Разработка методов исследования пород-коллекторов с целью повышения продуктивности скважин :

Краткое описание

Содержание
ОГЛАВЛЕНИЕ

стр.

ВВЕДЕНИЕ__________________________________' 5

РАЗДЕЛ 1; АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ СОВРЕМЕННЫХ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ

КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ... 42

1.1.. Физико-литологическая характеристика коллекторов... 42

1.2 Исследование вопросов фильтрации нефтей месторождений

Западной Сибири... ^

1.3 Основные методики исследования петрофизических свойств... «

РАЗДЕЛ 2. ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ... 2&

2.1 Моделирование остаточной водонасыщенности в образцах керна... 29

2.2 Исследование влияния проникновения фильтрата бурового раствора на нефтяной основе в образцы керна с учетом их нефтегазонасыщенности...

2.3 Определение нефтегазонасыщенности образцов керна,отобранного в скважинах, пробуренных на глинистых растворах...

РАЗДЕЛ 3 ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ...

3.1 Экспериментальные лабораторные методы определения остаточной нефтенасыщенности... 65

3.2 Определение остаточной нефтенасыщенности в условиях высоких эффективных давлений... ~^3

3.3 Исследование возможности определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти на образцах... керна с естественной водонасыщенностью... о 1

3.4 Определение остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных горных пород...

3

3.5 Исследование остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов в зонах недонасыщения...;...

3.6 Экспериментальное определение коэффициента увеличения сопротивления в процессе вытеснения нефти водой... "«

3.7 Анализ влияния фактора смачиваемости на величину остаточной нефтенасыщенности...

РАЗДЕЛ 4. ПЕТРОФИЗИЧЕКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗООТДАЧИ...

4.1 Анализ причин ухудшения фильтрационных характеристик пород-коллекторов...

4.2 Анализ эффективности применения химических реагентов для увеличения фильтрационной характеристики прискважинной зоны...

A3 Определение степени взаимодействия кислотных составов с

образцами горных пород и основными составляющими промывочных жидкостей, снижающих фильтрационную характеристику пород-коллекторов...

4.4 Экспериментальные исследования проницаемости горных пород после взаимодействия с кислотными составами...

4.5 Анализ распределения нерастворимых осадков в поровом пространстве пород-коллекторов...

4.6 Выделение в разрезе скважин интервалов для солянокислотной обработки по данным петрофизических исследований керна...:...

4.7 Геолого-физические и петрофизические критерии применения кислотных обработок... **"

4.8 Основные результаты работ по физико-химическому воздействию на месторождениях севера Западной Сибири...

РАЗДЕЛ 5. ПЕТРОФИЗИЧЕКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ИЗУЧЕНИЮ ,. .-^ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ РАСКЛИНИВАЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ

ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА...

5.1 Гидроразрыв пласта и факторы, определяющие целесообразность его применения...

If

5.2 Методы гидравлического разрыва пласта...

5.3 Закрепление трещин при гидроразрыве пласта...

5.4 Оценка прочностной характеристики расклинивающих материалов...

5.5 Определение пористости расклинивающего материала для заполнения трещин...

5.6 Проводимость трещин и определение проницаемости расклинивающих материалов...

5.7 Оценка влияния проникновения жидкости гидроразрыва в трещины

на проницаемость породы-коллектора... 457

РАЗДЕЛ 6. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ¦0 ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ, ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ...1... Ш

6.1 Выделение объектов эксплуатации в разрезах скважин... 461

6.2 Геолого-технические факторы, влияющие на производительность скважин...-

ЗАКЛЮЧЕНИЕ...

ЛИТЕРАТУРА...

Введение

ВВЕДЕНИЕ

.*' ¦ .

Актуальность работы

Эффективная разработка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири возможна лишь в условиях применения передовых методов и технологий повышения нефтегазоотдачи продуктивных горизонтов.

Важным звеном в комплексе этих работ являются петрофизические исследования, большая часть определений которых используется при подсчете запасов нефтяных и газовых месторождений, составлении проектов разработки, а также при разработке новых методов повышения нефтегазоотдачи пластов. Одной из важных характеристик пород-коллекторов является нефтегазонасыщенность в на-^ чальный период разработки месторождений и остаточная нефтенасыщенность в процессе разработки.

Определение данных параметров затруднено геологическими причинами, связанными с условиями формирования залежей нефти и газа, изменением фильт-рационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов как по площади, так и по разрезу, а также литолого-минералогическим составом пород.

В связи с этим возникают значительные трудности по определению нефтега-зонасыщенности пород методами геофизических исследований скважин (ГИС) и лабораторными методами.

Комплекс петрофизических исследований не может дать полную информа-& цию о характере насыщенности породы-коллектора в начальный период разработки и в период падающей добычи.

Отсутствуют методики петрофизических исследований по оценке физико-химических методов увеличения нефтегазоотдачи, а также остаются неисследованными процессы изменения фильтрационно-емкостных свойств расклинивающих материалов при нахождении их в трещине, образующейся в результате гидроразрыва пласта (ГРП).

В связи с этим на данном этапе развития петрофизических исследований следует разработать новые методические подходы к проведению этих исследований, изучить закономерности изменения нефтегазонасыщенности пород-М коллекторов на всех этапах разработки нефтяных и газовых месторождений.

В настоящее время по месторождениям Западной Сибири накоплен большой фактический материал о начальной и остаточной нефтегазонасыщенности пород-

коллекторов, но остается малоизученным целый ряд проблем, связанных с изуче-^' нием нефтегазонасыщенности керна, отобранного в скважинах, пробуренных с

применением растворов на нефтяной основе (РНО) и специальных глинистых растворах. Отсутствует экспериментальная и методическая база проведения петрофи-зических исследований по решению вопросов, связанных с увеличением нефтегазоотдачи физико-химическими методами, и определениями физических свойств расклинивающих материалов для гидроразрыва пласта в пластовых условиях. Существующие методики и стандарты по данным вопросам пока не соответствуют современным требованиям к проведению петрофизических исследований.

Перечисленные проблемы определяют актуальность работы по теме диссертации.

#

Цель работы

Цель работы состоит в повышении эффективности петрофизических исследований при подсчете запасов и в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, создании новых методов исследований для определения начальной и остаточной нефтегазонасыщенности, увеличении нефтегазоотдачи и добычи-углеводородов.

Основные задачи исследований

^ 1. Разработка петрофизических методов определения нефтегазонасыщенно-

сти на образцах керна в лабораторных условиях и исследование влияния проникновения фильтратов буровых растворов на нефтяной основе (РНО) и глинистых растворов на нефтегазонасыщенность образцов керна.

2. Разработка и создание петрофизических методов определения остаточной нефтенасыщенности на образцах керна, установление петрофизических зависимостей влияния фактора смачиваемости на величину остаточной нефтенасыщенности.

3. Разработка физико-химических методов и технологий для увеличения нефтегазоотдачи.

4. Разработка и внедрение петрофизических методик и устройств для неспела дования физических свойств расклинивающих материалов для гидроразрыва пласта в термобарических условиях залежей.

7

5. Разработка методики определения производительности скважин по данным петрофизических, геофизических и гидродинамических исследований.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось на основе систематизации, обобщения и анализа научно-технической информации путем детального изучения геолого-промысловых и экспериментальных исследований процессов, связанных с отбором керна в скважинах, пробуренных с использованием РНО, а также процессов вытеснения нефти водой и увеличения нефтегазоотдачи физико-химическими методами.

Проводилось теоретическое и экспериментальное обоснование применения петрофизических методов исследований при определении начальной и остаточной нефтенасыщенности, для разработки новых технологий увеличения нефтегазоотдачи и прогнозирования производительности скважин с учетом ГИС. Большой объем экспериментальных и промысловых исследований, выполненных по теме диссертации, обработан с использованием современных методов математической статистики и компьютерных технологий.

Научная новизна

1. Разработана методика определения начального нефтегазонасыщения образцов керна, отобранного в скважинах, пробуренных на РНО в зонах предельного нефтегазонасыщения месторождений Западной Сибири, создающая возможность устанавливать начальную нефтегазонасыщенность пород-коллектров.

2. Разработаны способы весового и ретортного (для образцов малого размера) определений содержания нефти в образцах керна и способ определения остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных горных пород.

3. Разработаны методики определения остаточной нефтенасыщенности гидрофобных, образцов керна и коэффициента увеличения сопротивления от водона-сыщенности в процессе вытеснения нефти водой.

4. Впервые разработаны методики петрофизического обеспечения физико-химических методов для разработки технологий увеличения нефтегазоотдачи.

8

5. Разработаны методики исследования физических свойств расклинивающих материалов для закрепления трещин при гидравлическом разрыве пласта, с учетом термобарических условий залежей.

6. Разработана методика прогноза и оценки потенциального дебита по данным петрофизических, геофизических и гидродинамических исследований, обеспечивающая оптимизацию способов и технологий повышения продуктивности скважин.

Основные защищаемые положения

1. Методика определения начального нефтегазонасыщения образцов керна, отобранного в скважинах, пробуренных на РНО в зонах предельного нефтегазонасыщения месторождений Западной Сибири, создающая возможность устанавливать начальную нефтегазонасыщенность пород-коллекторов.

2. Методика определения остаточной нефтенасыщенности, обеспечивающая применение новых технологических решений:

- способы весового и ретортного (для образцов малого размера) определения остаточной нефтенасыщенности;

- способ определения остаточной нефтенасыщенности на образцах керна с естественной водонасыщенностью;

- способ определения остаточной нефтенасыщенности слабосцементиро-ванных горных пород;

- способ определения остаточной нефтенасыщенности гидрофобных образцов керна.

3. Оптимизация технологий физико-химического и физического увеличения нефтегазоотдачи на основе петрофизических и геофизических исследований.

4. Методика оценки потенциального дебита и оптимизация технологий повышения продуктивности скважин по данным петрофизических, геофизических и гидродинамических исследований.

Практическая значимость исследований

1. По данным лабораторных исследований керна можно установить влияние проникновения фильтрата РНО на остаточную водонасыщенность пород в зонах

предельного нефтенасыщепия и определить потерю воды в образцах керна при его отборе в зонах недонасыщения.

2. При вытеснении нефти из образцов керна в лабораторных условиях можно определить остаточную нефтенасыщенность и коэффициенты вытеснения нефти в различных зонах насыщения пород-коллекторов с близкими ФЕС.

3. Новые технологические решения моделирования процесса вытеснения нефти водой из пород-коллекторов позволяют более полно учитывать пластовые условия.

4. Использование экспериментальных зависимостей коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности Ря — f\KB), полученных в процессе

вытеснения нефти водой, позволит достоверно установить остаточную нефтенасыщенность и характер смачиваемости породы-коллектора.

5. По данным экспериментальных работ на образцах керна можно разрабатывать новые химические составы и технологии для физико-химических методов повышения нефтегазоотдачи.

6. Разработанные новые методики исследования физических свойств расклинивающих материалов для гидравлического разрыва пласта позволяют оценить их пористость и проницаемость в пластовых условиях.

7. Использование методики определения потенциального дебита скважин по данным петрофизических, геофизических и гидродинамических исследований обеспечивает возможность прогнозировать производительность скважин.

Реализация работы в промышленности

Результаты диссертационных исследований использованы в отчетах по подсчету запасов нефти и газа по Уренгойскому, Ен-Яхинскому, Ямбургскому, Федоровскому, Варьеганскому, Суторминскому, Муравленковскому, Холмогорскому, Салымскому, Ягунскому, Нивагальскому, Талинскому, Новопурпейскому, Ершовому, Ван-Еганскому, Северо-Комсомольскому, Тевлинско-Русскинскому, Сугмут-скому, Приразломному и др. месторождениям Западной Сибири, прошедших апробацию в ГКЗ СССР, в центральной комиссии по запасам при Министерстве геологии СССР в период с 1976 г по 1991 г, в центральной комиссии по запасам при Минтопэнерго РФ с 1991 г по 1996 г, в работах по уточнению начальной нефтегазо-насыщенности пород-коллекторов Самотлорского, Варьеганского, Федоровского,

Салымского, Уренгойского, Ен-Яхинского, Ямбургского, Восточно-Сургутского, Повховского и др. месторождений.

Разработаны и внедрены в производство методики исследования влияния проникновения фильтратов буровых растворов на водной и углеводородной основах на фильтрацонно-емкостные свойства и нефтегазонасыщенность пород в тюменской Центральной лаборатории, в институте ТюменНИИгипрогаз. Разработаны, внедрены в производство на предприятиях ОАО "Газпром" руководящие документы, направленные на совершенствование системы вскрытия продуктивных пластов и технологий для интенсификации притока, повышения нефтегазоотдачи продуктивных пластов: РД-00158758-195-97; РД-00158758-232-2002; совершенствование технологии капитального ремонта скважин на Ямбургском, Уренгойском месторождениях:

РД-00158758-199-98; РД-0015 875 8-218-2001; РД-0015 875 8-219-2001;

РД-00158758-212-2000; РД-00158758-220-2001; РД-00168758-234-2002;

РД-00158758-237-2003; НД-00158758-247-2003; НД-00158758-248-2003;

НД-00158758-250-2003; НД-04803457-276-2004.

Апробация работы

Основные положения диссертации, результаты научных исследований и внедрений докладывались и обсуждались на областной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Актуальные вопросы геологии нефти и газа Западно-Сибирского бассейна" (Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1985), на областной научно-практической конференции "Развитие геофизических исследований на нефть и газ в Западной Сибири" (Тюмень, 1985), на научном семинаре "Термодинамика процессов нефтедобычи" (Тюмень, 1985), на научном семинаре "Проблемы вскрытия, освоения, исследования и интенсификации притоков коллекторов нефти и газа Западной Сибири, залегающих на больших глубинах" (Тюмень, 1988), на научно-практическом семинаре "Основные проблемы нефтегазоносное™ Западной Сибири, современные методы обработки геолого-геофизической информации" (Тюмень, 1989), на геологическом совещании "Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны" (Тюмень, 1999), на региональном геолого-техническом совещании "Интенсификация притоков углеводородов из поисково-разведочных скважин" (Тюмень, 2001), на геологическом

совещании "Испытание (заканчивание) скважин на территории деятельности организаций ОАО "Газпром" (Новый Уренгой, 2002).

Полученные результаты обсуждались на совещаниях и семинарах в Главтю-меньгеологии, институтах ЗапСибНИГНИ, СибНИИНП, ЗапсибНИИгеофизика, ТюменНИИгипрогаз, а также на секциях Ученого Совета институтов ВНИИгеофи-зика, ВНИИГИК, ЗапсибНИИгеофизика, ТюменНИИгипрогаз.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 52 печатные работы, в том числе одна

монография, четыре научно-технических обзора, 34 статьи, 13 патентов РФ. В ре-

(0

комендованный ВАК РФ список изданий вошли 38 опубликованных работ: М;: Недра - 10; М.:ИРЦ 'Тагором" - 12; М.: ВНИИОЭНГ - 2; М.: ФИПС - 13; Тюмень,. ТюмГНГУ-1. ;

Личный вклад

В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные" лично автором или при его непосредственном участии в Главтюменьгеологии, ОАО "Тюменьгеология", ООО "ТюменНИИгипрогаз", начиная с 1976 г. Основные результаты работы использовались для подсчета запасов нефти и газа месторождений Западной Сибири и создания новых технологий повышения нефтегазоотдачи.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести разделов и заключения, текст изложен на 215 страницах, иллюстрирован 49 рисунками, 31 таблицей, список использованной литературы состоит из 197 наименований.

Автор выражает признательность и благодарность д.т.н., профессору Полякову Е.А., д.г-м.н. Клещенко И.И., д.г-м.н., профессору Каналину В.Г., д.т.н., профессору Блюменцеву A.M., д.г-м.н., профессору Лебедеву B.C., д.т.н., профессору * Хозяинову М.С., д.г-м.н. Ягафарову А.К., к.т.н. Григорьеву А.В., к.г-м.н. Таужнян-

скому Г.В., к.г-м.н. Сивирину В.Я. за консультации и помощь при выполнении работы.

РАЗДЕЛ 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ СОВРЕМЕННЫХ

* ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ

КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ

Вопросам геологического строения, литологии, стратиграфии, нефтегазо-носности Западно-Сибирской низменности посвящены специальные работы многих исследователей [ 45, 46, 123, 138,144,171,172, 178 ].

1.1. Физико-литологическая характеристика коллекторов

В строении Западно-Сибирской платформы выделяются три структурных этажа - фундамент, промежуточный и платформенные этажи.

Породы палеозойского фундамента представлены метаморфизированными разностями магматического и осадочного происхождения - граниты, гранодиориты, известняки и др. Глубина залегания фундамента изменяется от 3000 м в центральной части и до.10000 м на севере.

К промежуточному структурному этажу относятся породы пермотриасового возраста, заполняющие впадины фундамента. Толщина этих отложений достигает от 10 до 60 м. Платформенный этаж представлен осадочными породами: песчани-

• ками, алевролитами, аргиллитами, глинами юрского, мелового, палеогеннового, неогенового и четвертичного возраста. Толщина данных отложений изменяется от 3000 м в Среднем Приобье до 10000 м на севере.

Промышленная нефтегазоносность установлена в породах всех вышеперечисленных структурных этажей, но наиболее крупные залежи выявлены в мезокай-нозойских отложениях платформенного чехла.

В мезокайнозойском разрезе выделяются четыре нефтегазоносные толщи: апт-альб-сеноманские отложения - пласты ПК; готерив-барремские отложения -пласты группы А, валанжин-готеривские отложения - пласты группы Б, юрские от-ч ложения - пласты Ю, ЮК, М (рис. 1.1.).

13

——_ ¦ , ¦ I

Г//////ЛГ 2

Рис. 1.1. Распределение продуктивных пластов в меловых и юрских отложениях Среднеобской нефтегазоносной области (по И.И.Нестерову и др.):

1- глины; 2- алевролиты; 3- пески и песчаники;

4- нефтегазонасыщенность: 5 - битуминозные аргиллиты.

/4.

Песчано-алевролитовые породы нефтегазоносных горизонтов Западной Си- бири сложены преимущественно мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Детальный анализ коллекторских свойств по всему разрезу мезозоя Западной Сибири, проведенный СИ. Шишигиным (1977), позволил разработать оценочные классификационные шкалы, основанные на зависимости между абсолютной проницаемостью, параллельной слоистостью и обеим категориями пористости-открытой и эффективной [ 178 ].

По данным приведенной классификации изменения абсолютной проницаемости пород мезозоя для разностей с глинистым или глинисто-карбонатным це- ментом, где карбонатных компонентов 25 % от всего цемента составляют:

1. -среднезернистые песчаники - 0,02-5 мкм2;

2. -мелкозернистые песчаники - 0,0004-3 мкм2;

3. -алевролиты - 0,00001-0,1 мкм2.

Значения открытой и эффективной.пористости.могутизменяться в широком^ диапазоне и при близкой проницаемости они в значительной мере зависят от глубины залегания и генезиса пород.

По соотношению минеральных частей пород Т.И. Гуровой выделено пять основных групп песчано-алевролитовых пород: мономинеральные - 90-100 % кварца, до 10 % полевых шпатов и обломков эффузивов; биминеральные - более 90 % кварца и полевых шпатов; полимиктовые - 25-90 % обломков пород [45, 123 ]..

Мономинеральные песчаники и алевролиты широко распространены в.Крас-ноленинском и Шаимском районах, а полимиктовые слагают большинство продуктивных горизонтов Широтного Приобья.

Породы-коллекторы продуктивных горизонтов месторождений Крайнего Севера в отличие от песчано-алевролитовых пород Широтного Приобья-содержат большое количество полевых шпатов от 25 до 48%, кварца от 40 до 65%, слюды 10%, обломков пород от 5 до 10%, и по количеству полевых шпатов и обломков пород входят в ряд аркозовых [45,73,102, 172 ].

if

Основным цементирующим материалом песчаников и алевролитов является глинистый материал, представленный каолинитом, хлоритом, гидрослюдои и сме-шаннослойными - гидрослюда - монтмориллонит.

Содержание каолинита в большинстве песчано-алевролитовых пород изменяется от 3 до 11%.

Глинистый цемент со значительным количеством каолинита распространен в большинстве нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири [ 45, 73, 103, 172 ].

Хлоритовому цементу свойственно пленочное распределение, когда цемент равномерно покрывает зерна. Его содержание колеблется от 0,5 до 6 %.

Характерной особенностью цементов коллекторов месторождений Западной Сибири является присутствие в них смешаннослойных монтмориллонитовых образований значительно ухудшающих коллекторские свойства пород и обладающих высокими поверхностно-активными свойствами.

Карбонатный цемент в коллекторах обычно связан с низкопроницаемыми породами и имеет подчиненное значение для основных, продуктивных горизонтов, где его содержание-не.превышает, первые, единицы процентов. Важную роль в формировании емкостных свойств песчаников и алевролитов играют основные слагающие породы компоненты. Наиболее подвержены вторичным преобразованиям полевые шпаты, обломки эффузивных пород, слюды, менее подвержены кварц, обломки интрузивных пород. При заполнении порового пространства углеводородами процессы вторичного преобразования пород прекращаются. Поэтому степень изменения обломков пород, полевых шпатов может быть различна в контуре и за контуром нефтеносности [133 ].

В результате химического разрушения минералов и вторичного минералооб-разования усложняется структура порового пространства, меняются поверхностно-активные свойства пород, а в связи с этим ухудшаются коллекторские свойства. Перечисленные выше-факторы находят своё выражение в широкой изменчивости объёма остаточной воды как по разрезу месторождений, так и по отдельным пла- стам в целом.

Остаточная водонасыщенность пород-коллекторов месторождений Западной Сибири, определённая прямыми и косвенными методами, изучалась В.Н. Корчем-

1b

киным, НА. Пих, Г.В. Таужнянским, СИ. Шишиганым и др. для различных по стратиграфическому возрасту отложений [ 40,49-51, 69-73, 79, 84,91,154, 176 ].

По данным прямых определений водонасыщенности керна, отобранного на безводных растворах, были установлены зависимости количества остаточной водонасыщенности от газопроницаемости для отдельных нефтегазоносных районов Западной Сибири .Наиболее обширный фактический материал был проанализирован по пластам группы А и Б Среднего Приобья, в которых при близкой проницаемости наибольшие значения остаточной водонасыщенности наблюдаются в пластах А, а наименьшие - в пластах Б, что объясняется различной степенью уплотнения и сильной глинистостью пластов А (рис. 1.2; 1.3)

Таким образом, в большинстве случаев литолого-физическая характеристика оказывается достаточно информативной для оценки качества коллекторов и их насыщенности.

1.2. Исследование вопросов фильтрации нефтей месторождений

Западной Сибири-

Многочисленными экспериментальными исследованиями установлено, что значительную роль в формировании остаточной нефти оказывают процессы фильт- рации нефтей через породы [ 7, 31, 51, 69, 88, 89, 92,103, 104, 163 ].

Первые исследования фильтрации нефтей через пески проводили И.М. Куса-ков, П.А. Ребиндер, К.Е. Зинченко, объяснившие снижение скорости фильтрации нефти образованием коллоидизированных слоев на поверхности пор, соизмеримых с радиусом пор, однако исследованиями В.М. Березина было доказано, что нефти месторождений Башкирии во многих случаях фильтруются через образцы без снижения их скорости, то есть без снижения проницаемости [ 7, 8, 54 ]. _"—"Вопросы влияния минералогического состава пористых сред-на~изменение^ физико-химических свойств нефтей освещены в работах А.Г. Милепшной, М.К. Калинко, Г.Г. Сафонова [31, 60 ], в которых установлено, что при перемещении нефти через различные типы песчано-алевролитовых пород наблюдается сорбция из неё наиболее полярных смолисто-асфальтеновых компонентов. Наибольшая

Ков, %

90 80 70 60 50 40

30 20 10

•

• • -¦

•

•

•

¦ _ ¦ '• X

•

»

1,0

10

100

1000 Кпр, 10"3мкм

Рис. 1.2. Зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости для пластов группы А месторождений Среднего Приобья (по данным Главтюменгеологии) KOB = -17,861gKnp+78,6

Список литературы