Глава XIII

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕГАЗОВОДОНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

Выделение нефтегазонасыщенных коллекторов в разрезе скважины производится в основном методом сопротивления. О степени насыщения пор пласта нефтью, газом, водой судят по результатам сравнения удельного сопротивления породы ρ_п с его значением ρ_вп при 100%-ной водонасыщенности (Р_н — коэффициент увеличения сопротивления пласта) [см. (1.50)].

§ 43. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности

 

§ 43. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности

Достоверность определения k_нг в сильной степени зависит от структуры и текстуры пор, наличия и характера распределения в коллекторе глинистого материала, минерализации пластовой воды и др.

ЧИСТЫЕ НЕГЛИНИСТЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ С МЕЖЗЕРНОВОЙ ПОРИСТОСТЬЮ

Если располагать данными об удельном сопротивлении ρ_п продуктивного чистого песчаного пласта и ρ_вп при его 100%-ном водонасыщении пластовой водой, то согласно (1.49) и (1.50)

Соответственно коэффициент насыщения фильтратом в промытой зоне нефтегазоносного пласта

Отношение k_в/k_{в. пз} используют для оценки нефтенасыщенности коллектора и содержания в нем подвижных углеводородов. Например, если k_в/k_{в. пз}≈1, то при проникновении фильтрата ПЖ в пласт вытеснения углеводородов не происходит даже в том случае, когда они в пласте имеются. Если k_в/k_{в. пз}<0,7, то в пласте имеются подвижные углеводороды.

При совместном решении уравнений (1.18) и (XIII.5) получим зависимость Е_ПС от отношений ρ_пл/ρ_п и k_{в. пз}/k_в:

Зависимости (XIII.6) и (XIII.5) легли в основу построения палетки (рис. 155). При этом было сделано допущение, что для некоторой средней остаточной нефтегазонасыщенности и не очень глубоком проникновении фильтрата глинистого раствора в пласт применима эмпирическая зависимость

Следовательно, выражение (XIII.5) может быть записано в виде

Палетка а на рис. 155 представляет графическое решение уравнения (XIII.8). Для приближенной оценки k_в в этом случае достаточно определить ρ_пз и ρ_п по кривым удельного сопротивления и отношение ρ_ф/ρ_в или значение Е_ПС по кривой ПС (см. гл. I).

При бурении скважин на минерализованной ПЖ измерение сопротивлений в ряде случаев проводят зондами БК и БМК. При этом допускается упрощенная интерпретация: при очень малой амплитуде ΔU_пс можно считать, что ρ_ф=ρ_в. Пренебрегая влиянием глинистой корки, без существенной погрешности приравнивают удельные сопротивления ρ_{к БК} и ρ_{к БМК} соответственно к удельным сопротивлениям пласта ρ_п и зоны проникновения ρ_зп. Согласно формуле (XIII.8)

Рассмотренные способы оценки k_в известны в литературе как методы отношений и используются при отсутствии данных о пористости.

В тех случаях, когда пористость коллектора установлена одним из геофизических методов, k_в определяют путем совместного решения уравнений (1.30) и (1.50). При этом получим уравнение

Для неглинистых гранулярных песчаников приняты следующие значения: n=2, m=2, а=1. В этом случае

При оперативной интерпретации для разделения разреза, представленного чистыми породами с межзерновой пористостью, на продуктивные и непродуктивные пласты часто пользуются экспресс-методами. Результаты применения одного из них представлены тремя кривыми пористости (рис. 156), которые определены по АК (k_пАК) или НГК (k_пНГК) и по кривым кажущегося удельного сопротивления, зарегистрированным зондами БК (k_пБК) и БМК (k_пБМК). Согласно (I.32) и (XIII.12)

Если считать, что ρ_БК≈ρ_п, ρ_БМК≈ρ_пз, то k_пБК≈k_пk_в и k_пБМК≈k_пk_в.пз. Произведения характеризуют объемы водонасыщенной пористости соответственно неизмененной части пласта и промытой зоны. Расхождение между k_пБМК и k_пБК, соответствующее разности k_пk_в.пз— k_пk_в, отражает долю содержания подвижных углеводородов по отношению к суммарной пористости породы (k_пАК или k_пНГК). Оценку наличия в пласте подвижной нефти, как это показано на рис. 156, производят приближенно.

Использование высокоминерализованной ПЖ при бурении скважины, когда ρ_ф≈ρ_в, наиболее благоприятно для применения данного метода. Обработка результатов реализуется обычно на ЭВМ.