Нефтенасыщенности в обсаженных скважинах

 

При определении K_НТ и K_НО продуктивных пластов в обсаженных скважинах наиболее широко используются результаты импульсных нейтронных методов.

Методика определения разработана Ф.А. Алексеевым, Я.Н. Васиным и Д.М. Сребродольским. Она основана на использовании величины декремента затухания породы λ_{n п}, связанной с коллекторскими свойствами и нефтенасыщенностью пород:

 

, (1)

где , , , ‑ декременты затухания для скелета породы с нулевой глинистостью; воды, насыщающей пласт; нефти в пластовых условиях; глинистого материала.

Данные ИННМ позволяют оценить K_НТ и K_НО при соблюдении следующих условий: вытеснение нефти из пласта осуществляется водой минерализации 200-250 г/л при K_П = 10 - 15 % или С_в ≥ 100 - 150 г/л при K_П > 15 - 20 %. В неглинистых высокопористых коллекторах возможно оценивать K_Н и при минерализациях 30 - 100 г/л. K_НТ и K_НО рассчитываются по формуле

, (2)

где ‑ исправленная за глинистость величина декремента затухания породы-коллектора.

Величины λ_{n СК} и λ_{n ГЛ} рассчитывают по результатам химического анализа керна. В случае постоянного минерального состава скелета и цемента средние значения λ_{n СК} и λ_{n ГЛ} обеспечивают определение K_HT и K_HO с погрешностью до ±5 %.

Значения λ_{n В} и λ_{n Н} оцениваются по измерениям ИННМ в неглинистых опорных пластах с известными K_П, K_H и λ_{n СК} с использованием вышеприведенной формулы (1), а также расчетным путем по данным химических анализов воды и нефти.

К_ГЛ и К_П определяют по данным ГИС или керновых анализов.

При достаточно большом времени задержки (τ₃ > 0,7 - 1,2 мс) измеренные кажущиеся значения декремента затухания отличаются от истинной его величины λ_{n п} не более чем на 10-15 %. Коэффициенты К_HT и К_HO можно определять по формуле (2), заменяя в ней истинные значения декрементов затухания твердых компонентов и флюидов породы их кажущимися величинами - λ_{n КП}, λ_{n КТВ}, λ_{n КВ}, λ_{n КН}.

Рис. 31. Графический способ оценки нефтенасыщенности обводняющихся интервалов (по Я.Н. Васину).

Интервалы: 1 ‑ нефтенасыщенные, 2 ‑ частично обводненные, 3 ‑ водоносные и

выработанные. Шифр кривых ‑ К_H, %

П

 

Рис. 32. Зависимости параметра подвижности П_фл от коэффициента текущей нефтенасыщенности К_HT для Западно-Сургутского месторождения

(по Г.А. Закусило). Пласты:1 ‑ БС_2-3, 2 – БC₁

 

Значения λ_{n К ГЛ} и λ_{n К СК} можно оценить по данным минерального или химического анализов в случае малой глинистости пород (k_ГЛ < 10-15 %) и при k_n, превышающей эти значения; λ_{n К ГЛ} и λ_{n К СК} определяются по величине λ_nКП, измеренной против водоносных пластов с известными К_П и К_ГЛ. В этом случае .

При графическом способе определения К_HT и К_HO (рис. 31) используются опорные водоносные и нефтеносные пласты с известными величинами k_H и k_П. На плоскость λ_n = f(K_П) наносят точки для водоносных и нефтеносных неглинистых пластов и строят линии регрессии λ_{n К ВП} = f(K_П) и λ_{n К НП} = f(K_П). В случае глинистых пластов в λ_{n КП} вводится поправка за влияние К_ГЛ. Для построения семейства линий для К_H = 10, 20, 30, 100 % расстояния между граничными линиями делят на число частей, кратных шагу изменения К_H (рис. 31). Величина К_H = 100 % соответствует фиктивному коэффициенту нефтенасыщенности, получившейся за счет воды с эквивалентной минерализацией С_в < 5 г/л по NaCl.

При обводнении пласта пресными нагнетаемыми водами в пласт закачивается вода высокой минерализации с λ_{n ВМ}, а затем пресная вода с λ_{n В ПР} = λ_Н (по хлоросодержанию) и в обоих случаях по данным ИННМ устанавливаются декременты затухания пласта с минерализованной водой λ_{n ПM} и с пресной λ_nППР. Коэффициент К_HO рассчитывают по формуле (2), причем λ_{n СК}, λ_{n Г} и λ_{n В} находят из соотношений:

, (3)

 

λ_{n П} = λ_{n Н} и λ_{n В} = λ_{n ВМ}.

Г.А. Закусило разработана методика определения коэффициента текущей нефтенасыщенности по данным термометрии. В основу методики положена эмпирическая связь коэффициента k_HТ с параметром подвижности флюида П_фл (рис. 32), который равен

 

, (4)

где k_ПР ‑ проницаемость пласта; k_{ПР Н}, k_{ПР В} ‑ относительные фазовые проницаемости коллектора для нефти и воды соответственно; h ‑ работающая мощность пласта; μ ‑ вязкость жидкости в пластовых условиях; ‑ отношение вязкостей нефти μ_Н и воды μ_В в пластовых условиях; i =1, 2, 3... ‑ индекс исследования.

По данным кривой восстановления температуры (КВТ) находят параметр гидропроводности пласта:

,

где i_t ‑ тангенс угла наклона участка КВТ; e_t ‑ коэффициент Джоуля-Томсона для нефти исследуемого пласта; Q ‑ дебит скважины до ее остановки.

КВТ в разные стадии разработки месторождения регистрируются в кровле исследуемого перфорированного пласта. Зарегистрированный в работающей скважине продуктивный пласт выявляется по термограмме.

 

Контрольные вопросы

1. Как с помощью импульсных нейтронных методов определить К_HT и К_НО в обсаженных скважинах?

2. Как определить К_HT с помощью параметра П_фл?