Нефтенасыщенности в необсаженных скважинах

 

Методы КС и ПС. Коэффициент текущей нефтенасыщенности К_HT обводненных продуктивных пластов находят по данным электрометрии скважин через параметр насыщения

,

где ρ_{НП об} – удельное электрическое сопротивление обводненного продуктивного пласта; ρ_{ВП об} – удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100%-ной насыщенности порового пространства смесью пластовой воды с нагнетаемой; вычисленное по соотношению ρ_{ВП об} = Р_п П_П ρ_см (здесь ρ_см ‑ удельное электрическое сопротивление смеси пластовой и нагнетаемой вод, находящейся в данный момент обводнения в поровом пространстве обводненного продуктивного пласта).

Основную сложность при таком способе оценки К_HT представляет определение ρ_см, которое находят двумя способами.

Способ Кузнецова-Леонтьева основан на нахождении величины ρ_см по данным метода ПС при условии отсутствия или незначительного влияния потенциалов фильтрации.

Способ определения ρ_см по М.Х. Хуснуллину основан на использовании методики В.Н. Дахнова, предназначенной для определения удельных электрических сопротивлений пластовых вод по двум кривым ΔU_ПС, зарегистрированным с глинистыми растворами, удельные сопротивления фильтратов которых ρ_ф1 и ρ_ф2 различаются не менее чем в 5 раз.

При выборе зависимостей параметра насыщения Р_н от К_НТ необходимо руководствоваться теми же соображениями, что и при расчете К_П. Кроме этого, при оценке К_HT и К_HО обводненных продуктивных коллекторов по зависимости Р_н = f (К_НТ) последнюю необходимо строить по текущей водонасыщенности для разных значений ρ_см. Можно оценить К_НТ также по зависимости Р_ω = f (К_НТ).

Относительные погрешности δ при оценке К_НТ слагаются из погрешностей определения исходных данных (ρ_см, ρ_{ВП об}, P_н).

Диэлектрический метод. Разработаны два способа определения К_HT по данным диэлектрического метода.

Первый способ предложен Ю.Л. Брылкиным. Для нахождения К_HT необходимо знать кроме самой величины диэлектрической проницаемости е_П, установленной по результатам интерпретации данных ДИМ или ВДМ, коэффициент открытой пористости К_П и минерализацию смеси пластовой и нагнетаемой вод. Для расчета величины К_HT используются формула с коэффициентами m, n, A, р, q (формула в теме 14), характеризующими определенную минерализацию воды, или соответствующая номограмма. Пористость пласта можно оценить по данным ГИС или по результатам анализов керна. Минерализация воды в обводненном пласте оценивается по данным метода ПС.

Второй способ определения К_HT по величине е_П разработан В.Н. Романовым. Он основан на расчете петрофизической модели с учетом экспериментальных исследований. Для нахождения К_HT построены номограммы и палетки, относительная погрешность оценки К_HT не превышает 15 %. Способ применим при наличии дополнительной геолого-геофизической информации о литологии, пористости, глинистости, сопротивлении вод в пласте и их температурах.

Относительная погрешность определения К_HT двумя рассмотренными способами по сравнению с К_HT, найденными традиционным путем по параметру насыщения, не превышает ± 15%.

Если через продуктивные пласты прошло воды не менее четырех объемов их порового пространства, то коэффициент текущей нефтенасыщенности равняется коэффициенту остаточной (К_НТ = К_НО).

Наиболее достоверные сведения о К_НО получают по результатам электрометрических исследований скважин, пробуренных в выработанных участках залежи, в которых вытеснение нефти происходит пластовой или нагнетаемой водой, по минерализации, близкой к пластовой. При определении К_НО пользуются зависимостями Р_н =ρ_{НТ об}/ρ_ВП =f(К_В), построенными для конкретных продуктивных отложений по текущим водонасыщенностям. Значение ρ_{НТ об} получают в результате интерпретации данных электрометрии, ρ_вп определяется расчетным путем (ρ_ВП=Р_пП_Пρ_в).

В случае вытеснения нефти пресной нагнетаемой водой К_НО определяют по данным КС и ПС или диэлектрического метода.

Н.М. Свихнушиным предложен способ оценки К_HO по данным микрозондирования. Суть этого способа состоит в том, что вычисляется параметр насыщения

где ρ_{К НП}, ρ_{К ВП} – показания микропотенциал-зонда в нефтеносной и водоносной частях пласта, с последующим определением К_HO по зависимостям Р_П = f (К_ВТ) при учете минерализации фильтрата промывочной жидкости.

Поскольку радиус исследования микропотенциал-зонда составляет 5-7 см, то данный способ оценки К_HO эффективен при и приводит к большим погрешностям в случае неодинаковой толщины глинистой корки против нефтеносной и водоносной частей пласта или при h_ГК > 1,5 – 2 см.

При использовании данных экранированных микрозондов k_HO определяют по параметру Р_Н = ρ_{ПП НП} ρ_ВП Р_П П_П, где ρ_{ПП НП} – показания экранированного потенциал-микрозонда в нефтеносной части пласта, ρ_ВП – удельное электрическое сопротивление смеси фильтрата промывочной жидкости и не вытесненной пластовой воды, Р_П – относительное сопротивление пласта, П_П – параметр поверхностной проводимости.

Интересен способ оценки К_HO по комплексу исследований методами электрометрии прискважинной зоны продуктивного пласта, содержащей остаточную нефть, и после ее удаления из зоны поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Исследования осуществляется в следующем порядке:

1) проводят первый замер удельного электрического сопротивления ρ_{зп но} при остаточной нефтенасыщенности в зоне проникновения;

2) закачивают водные растворы ПАВ с минерализацией, близкой к минерализации пластовой воды, в результате чего происходит полное оттеснение нефти из прискважинной зоны пласта под воздействием зоны химического заводнения;

3) продолжают закачивания пластовой воды, что приводит к удалению ПАВ и восстановлению водонасыщения этой зоны (К_В≈100%);

4) проводят второй замер удельного электрического сопротивления зоны проникновения ρ_зп уже при 100% ее водонасыщения.

В этом случае К_НО оценивается по формуле К_НО=1-(ρ_{зп но}/ ρ_зп)^1/n,

где n ‑ показатель степени в эмпирической связи вида Р_н= К_В^-n.

В данном способе рекомендуется использовать для нахождения удельных сопротивлений прискважинной зоны методы электрометрии с большим радиусом исследования; при этом гарантируется точность оценки К_НО ±3%.

Разрабатывается количественная оценка остаточной нефтенасыщенности промытой зоны пласта по результатам гидродинамических исследований, которая основана на связи относительной фазовой проницаемости с величинами К_В К_НПП этой зоны. Относительная фазовая проницаемость по воде К_В рассчитывается по формуле

К_В= К_{ПР эф в}/К_{П рабс},

где К_{ПР эф в} ‑ коэффициент эффективной проницаемости пласта, определяемой по данным опробователя пластов на кабеле; К_{ПР абс} ‑ коэффициент проницаемости по керну, отобранному из интервала опробования пластоиспытателя.

Полученной величиной коэффициент нефтенасыщенности промытой зоны пласта К_Нпп оценивается коэффициент остаточной нефтенасыщенности К_НО.

 

Рис. 30. Зависимость комплексного параметра L = К_ПРК_Н/К_П от коэффициента остаточной нефтенасыщенности (по М.Л. Сургучеву)

 

По способу Сургучева величину К_НО находят с помощью комплексного параметра , характеризующего динамическую неоднородность пласта по эмпирической связи (рис. 30). Ценность способа заключается в том, что все параметры, входящие в выражение для вычисления L, можно получить по данным промысловой геофизики. Более грубая оценка К_НО при благоприятных условиях может быть произведена через проницаемость, т.е. .

Существует способ оценки К_НО, основанный на комплексной интерпретации данных ГИС (например, комплексирование методов индукционного, экранированного микрозонда и акустического).

Также К_НО можно оценить по результатам лабораторных исследований образцов керна. Однако такое определение не всегда достоверно, так как в слабопродуктивных породах отбираемые керны промываются недостаточно, а поэтому получаемая величина К_НО является завышенной. Наибольший интерес представляет изучение К_НО кернов, отобранных из промытых нагнетаемой водой пластов при бурении на нефильтрующемся растворе или при самоизливе скважины.

 

Контрольные вопросы

1. Какие методы используются для определения К_HT и К_НО в необсаженной скважине?

2. Можно ли определить К_НО по данным микрозондирования?