Лекція № 4 визначення коефіцієнтів нафтогазонасиченості методами промислової геофізики

Одним із основних підрахункових параметрів запасів нафти і газу є коефіцієнт нафтогазонасиченості. Достовірність його визначення обумовлює точність підрахунку запасів нафти і газу, дозволяє правильно спрогнозувати коефіцієнт нафтогазовилучення в стадії розробки родовищ.

Із геофізичних методів, для визначення коефіцієнта нафтогазонасичення використовують електричні методи, нейтронні методи та ядерно-фізичні. За даними електричних методів коефіцієнт нафтогазонасичення визначається за величиною параметру насичення, який розраховується за емпіричною формулою:

, (4.1)

де Р_н — параметр насичення, _нп, _вп — відповідно, електричний питомий опір породи, що вивчається, та питомий електричний опір повністю 100% насиченого пластовою водою пласта. Питомі опори породи визначають за відомими формулами та встановленими петрофізичними залежностями, а також оперативно за результатами геофізичних досліджень свердловин.

Якщо питомий електричний опір породи не може бути визначений з необхідним степенем точності, то для розрахунку параметру насичення використовують формули:

, (4.2)

П_п — поверхнева провідність;

П_пп – провідність повністю промитої зони;

Р_нпп – параметр насиченості повністю промитої зони;

_пп — питомий опір повністю промитої зони;

_в — питомий опір пластової води;

_вФ — питомий опір фільтрату;

Р_п — параметр пористості;

К_в — коефіцієнт водонасичення.

Для відомого значення _пп неглинистих або слабоглинистих колекторів при глинистих розчинах достатньо високої мінералізації, _вп визначається за формулою:

, (4.3)

При умові достатньо повної промивки колектора фільтратом глинистого розчину, параметр насичення розраховується за формулою (4.2).

У чистих колекторах, де має місце добре промита зона, проникнення фільтрату глинистого розчину при _ф і _в1 Омм, П_пп1 можна допустити, що _нз2. В цьому випадку:

, (4.4)

У випадку більш високих опорів фільтрату, приблизно прийнявши Р_н,ппП_пп=1 для порід-колекторів, насичених високо мінералізованою водою, параметр насиченості буде розраховуватися за співвідношенням:

, (4.5)

За розрахованою номограмою залежності параметра насиченості для різних значень коефіцієнта водонасичення, нафтонасичення та газонасичення, можна знайти значення цих коефіцієнтів у карбонатних, піщаноглинистих, та піщанистих колекторах. Визначення коефіцієнта нафтонасичення значно затрудняється у гідрофобних колекторах. Обумовлено це тим, що показник змочуваності для такого типу колектора суттєво залежить від ступеня гідрофобності. Коефіцієнт водонасичення гідрофобних колекторів розраховується за емпіричним зв’язком:

, (4.6)

Найбільш точний спосіб знаходження показника n для конкретної літології та гідрофобності літотипу базується на розрахунку:

, (4.7)

У формулі (4.7) використовуються параметри, які визначені у лабораторії на представницькій колекції кернового матеріалу.

Якісно гідрофобність колектора встановлюють за даними петрофізичних лабораторних досліджень. У випадку, коли відомий коефіцієнт пористості (Кп) породи-колектора, коефіцієнт нафтонасиченості можна вирахувати за допомогою параметра вологості — . Величина параметра вологості Р_w дає можливість найти об’ємну вологість, використовуючи вище приведену залежність параметра насиченості від коефіцієнта водонасичення. Коефіцієнт нафтонасичення у цьому випадку буде рівний: . Для геологічних розрізів, де породи, що їх виповнюють відрізняються один від одного незначною зміною пористості, використовується залежність:

, (4.8)

, (4.9)

, (4.10)

Узагальнюючи вищесказане, можна зробити висновок, що визначення коефіцієнта нафтогазонасичення міжзернового колектора здійснюється наступним чином:

1. Для даного типу колектора вибирається залежність:

Р_н=f(К_в).

2. Визначається пористість породи-колектора, знаходиться його питомий електричний опір.

3. За даними про пористість, для конкретного літотипу розраховується параметр пористості (Рп).

4. Лабораторним шляхом визначається питомий опір пластової води, відібраної при випробуваннях законтурних свердловин (_в).

5. Розраховується питомий опір породи-колектора при 100% водонасиченні – _вп=Р_п_в.

6. Розраховується параметр насичення і за його значенням визначається коефіцієнт водонасиченості (Кв).

Коефіцієнт нафтогазонасиченості визначається за формулою: К_нг=1-К_в.

У продуктивних колекторах, до складу яких входить шарувата глинистість, значення Рн і Кв не відповідають істині. Зв’язано це з тим, що питомий опір породи-колектора в дійсності є поздовжнім опором _ який рівний:

, (4.11)

_ – поздовжній питомий опір;

_висок і _низьк – відповідно питомі опори шарів, які мають різний електричний опір;

 – відношення потужностей шарів низького і високого опору у пачці породи

, (4.12)

Для тонкошаруватих геологічних розрізів уявний електричний опір пачки різко відрізняється від уявного опору окремих пластів і прошарків. У цьому випадку рівняння:

(4.13)

має три невідомих , _гл і _нп. У даному випадку необхідно знайти опір глин, по сусідніх пластах, чистих глин, незалежно, за результатами комплексних досліджень знайти . Знаючи обидва параметри, дальший шлях розрахунку коефіцієнта нафтогазонасичення такий, як і для моноліктових однорідних пластів. Існує ще спосіб розрахунку коефіцієнта нафтогазонасичення за результатами вимірювання його в законтурній частині покладу, а також визначень на керновому матеріалі. Однак, враховуючи те, що такі виміри отримані не у безпосередніх пластах, їх часто використовують для отримання середнього значення _нп для пластів у законтурних свердловинах.