Оценка промышленной нефтегазоносности пласта

 

Задача заключается в выделении в разрезе коллекторов, способных отдавать нефть или газ в промышленном количестве. Такая способность коллекторов определяется в первую очередь их нефтегазонасыщенностью и зависит от ряда причин: абсолютной проницаемости, относительной проницаемости для нефти, газа и воды, градиента давления, литологических и физико-химических свойств породы, нефти и др. В зависимости от проницаемости различных пластов, строения их порового пространства, глинистости и других факторов устанавливается различная связь между коэффициентом водонасыщенности k_в и промышленной нефтегазоносностью.

Критические значения коэффициента водонасыщенности k_{в. кр}, соответствующие максимальному содержанию пластовой воды, при котором из пласта все еще будут поступать свободные от воды нефть или газ, для данного пласта или типа пластов устанавливают, сопоставляя значения k_в с результатами опробования ранее пробуренных скважин. Если k_в<k_{в. кр}, пласт следует считать промышленно продуктивным, при k_в>k_{в. кр} пласт водоносный или решение является сомнительным, требующим опробования.

Для оценки промышленной нефтегазоносности пласта практический интерес представляет также минимальная величина («критическое значение») коэффициента увеличения сопротивления Р_н, когда пласт остается еще промышленно нефтегазоносным. Значение Р_{н. кр} для разных пластов определяется в соответствии с k_{в. кр}. Если Рп больше Р_{н. кр}, пласт следует считать нефтегазоносным, а если меньше — водоносным или сомнительным (требующим дальнейшего изучения).

Из фактических данных известно, что чем больше зернистость породы и чем меньше содержание глинистого материала в ней, тем при больших значениях Р_н пласт начинает отдавать нефть или газ. С ухудшением коллекторских свойств пласта (увеличением глинистости) возрастает содержание связанной воды в пласте (увеличиваются k_в и k_{в. кр}) и соответственно снижаются значения Р_н и Р_н.кр. Мелкозернистые коллекторы, содержащие большое количество глинистого материала, могут отдавать нефть или газ при Р_н=2 (майкопские песчаники Северного Кавказа). Для хорошо отсортированных пластов песчаника, например девонских отложений Башкирии и Татарии, промышленные притоки нефти можно получить при Р_н>12.

Известно также, что чем меньше Р_н.кр, тем менее благоприятны условия для определения нефтегазоносности по данным сопротивления пластов.

В некоторых районах для отдельных пластов или группы пластов, характеризующихся постоянством пористости, степени цементации, минерализации пластовой воды и других свойств, устанавливается тесная связь между промышленной нефтегазоносностью пластов и их удельным сопротивлением ρ_п. Для таких пластов определяют минимальное (критическое) удельное сопротивление пласта ρ_{п. кр}, при котором пласт промышленно нефтегазоносен. Оценка промышленной нефтегазоносности пласта в этих случаях в виде исключения возможна по ρ_п.

Погрешности определения пористости и нефтегазонасыщенности пород по удельному сопротивлению

 

Погрешности определения пористости. Эти погрешности связаны с точностью нахождения относительного сопротивления Р_пред. В благоприятных условиях для чистого песчаника ошибка оценки Р_пред не менее 10%. Погрешность возрастает в следующих случаях: 1) в районах, где минерализация пластовой воды значительно изменяется по площади (из-за неточности определения ρ_в); 2) в нефтегазоносных пластах вследствие неточной оценки коэффициентов водонасыщенности промытой зоны k_{в. пз} или зоны проникновения k_{в. зп}; 3) в глинистых коллекторах из-за влияния поверхностной проводимости (особенно при относительно пресных пластовых водах), затруднений в оценке характера размещения глинистых частиц в породе и в определении величины ρ_в; 4) в пластах с малым (до 1 Ом·м) удельным сопротивлением, вследствие чего возникают технические трудности при его измерении.

На точность определения пористости влияет погрешность вычисления коэффициента цементации (показатель степени пористости m), величина которой составляет не менее 0,1. В продуктивных, сравнительно чистых песчаных коллекторах с пористостью 20—30 % относительная погрешность оценки пористости по удельному сопротивлению достигает 15—20%. Для песчано-глинистых коллекторов эта погрешность заметно возрастает.

Погрешность определения нефтегазонасыщенности. Эта погрешность зависит главным образом от степени нефтегазонасыщенности коллектора. При высоких (k_нг>80 %) значениях нефтегазонасыщенности неглинистых песчаных коллекторов погрешность не превышает 10% даже в том случае, когда ошибка оценки коэффициента увеличения сопротивления P_н=30÷40%. С уменьшением нефтегазонасыщенности коллектора погрешность определения kllT возрастает и при k_нг<40 % (глинистые коллекторы) достигает 50% и более.

Затруднения в определении коэффициента нефтегазонасыщенности возникают в следующих случаях: 1) в неоднородных пластах, представленных часто чередующимися пропластками различного удельного сопротивления, при очень глубоком проникновении фильтрата глинистого раствора в пласт и если оценка удельного сопротивления пласта рп осложняется; 2) когда нет данных для достаточно точного определения величин рвгт; 3) при отсутствии тесной связи между степенью насыщения пор нефтью, газом или водой и коэффициентом увеличения сопротивления Р_н песчано-глинистого коллектора.

Системы уравнений, используемые для оценки k_п и k_в песчаных коллекторов со слоистой и рассеянной глинистостью, принимаются по данным экспериментальных исследований без теоретических доказательств. Поэтому k_п и k_в определяются с помощью этих методов приближенно; относительная погрешность может достигать 15 % и более.