Нефтенасыщенность и способы ее определения

Нефтенасыщенность пласта hydrocarbon saturation of reservoir - Содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях или процентах от объема порового пространства (неполное насыщение нефтью всего порового пространства обусловлено наличием в нем т. н. остаточной, или связанной, воды и газа в свободном состоянии). Для подавляющего числа пород-коллекторов начальная нефтенасыщенность пласта (определяется до начала разработки месторождений) зависит от проницаемости геологической породы (чем меньше проницаемость, тем меньше нефтенасыщенность). На практике нефтенасыщенность пласта определяется по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин, а также на основе анализа керна. Результаты определения нефтенасыщенности используются для подсчета запасов и контроля за разработкой месторождения, а также при проведении различных мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта.

Определение текущей нефтенасыщенности

Технология определения текущей (остаточной) нефтенасыщенности и отбивки газожидкостных контактов по данным волнового акустического каротажа (ВАК). Технология предназначена для обсаженных и необсаженных скважин с низкой минерализацией пластовых (нагнетаемых) вод и опробована в более 300 скважинах различных нефтегазодобывающих районах РФ.

Сравнительные характеристики методов оценки текущей нефтенасыщенности (при низкой минерализации пластовых вод)

Критерий сравнения	Импульсный нейтронный-гамма-спектрометрический (С/О) каротаж	Волновой акустический каротаж (технология РГУ НГ им. Губкина)
1. Тип аппаратуры (зарубежной или отечественной)	MSI C/O (Western Atlas) GST (Schlumberger) АИМС (НТЦ Тверьгеофизика)	а) В плотных и карбонатных разрезах приборы АКВ, АКШ б) В слабоуплотненных терригенных АКВ, АВАК, АКАС
2. Физическая основа	Различие в отношениях содержания угдерода и кислорода в продуктивном и водоносном пласте	Различие упругих свойств продуктивного и водоносного пластов
3. Скорость регистрации	10-15 м/час	600 м/час
4. Глубина исследования	Около 10 см	50 - 70 см
5. Тип скважины	Обсаженная, неперфорированная	Скважина с открытым стволом, а также обсаженная скважина (неперфорированная или эксплуатационная)
6. Минерализация пластовых вод	Любая	Любая
7.Тип заполнения ствола скважины	Водой (однородный состав по стволу)	Любым флюидом (негазированным)
8. Влияние межпластовых перетоков	Существенно	Практически не влияют
9. Влияние литологии пласта	Влияют существенно: хим. состав породообразующих минералов (CaCO3,) а также битум, различные углистые включения, углещелочные воды, глинистость	Влияет изменение минералогического состава твердой фазы породы (песчаник, известняк, мергель и т.п.); битум и углистые включения практически не влияют.

2 вариант ответа:

Кн-характеризует долю объема порового пространства занятую нефтью, остальная часть пор занята либо, связанной водой, либо условно подвижной водой.

Кн=Vн/Vпор

Кв=1-Кн, Wв=КпКв

1)Определение по УЭС

Осущ на роснове зависимостей Рн=f(Кв)

Рн=ρнп/ρвп (во сколько раз сопротивл нефтенасыщ ГП ↑ сопр её при 100% заполнении водой).Аналитич выраж этой зависимости опред-ся - арчи-дахнова

а-коэфхарактериз степень сцементированности ГП (0,4-1,4); m-структурный показатель характериз структуру порового простр ГП, n- показатель смачиваемости пород

Рп= ρнп/(ρвРп)

2)По объемному водородосодержанию

W=КпКв, Кн=1-W/Кв

Эта зависимость строится на данных керна на РНО!(те он отбирается из естеств услов)→Кн получ довольно точно. Далее раствор меняют на РВО и делают измерения сопротивления, сопоставляют и получают.

3)Баланс пористости ()

Кн по балансу пористости определяется по формуле:

Кн=(К¯пгис - К¯прасч)/ К¯пгис,

где К¯пгис– средняя пористость, определенная по кривой влагосодержания Wв;

К¯прасч– средняя пористость определенная для водонасыщенной части коллектора (ниже ВНК), либо определенная в водонасыщенных коллекторах. Она определяется по формуле:

К¯прасч = √1/Pп ,гдеPпнаходим из зависимости ρвп = Рп·ρв , где ρв = 0,045 Омм, а ρвпопределяем по кривой БК в водонасыщенной части коллектора ниже ВНК, либо в водонасыщенных коллекторах (берем среднее значение ρвп, определенное в нескольких коллекторах).

- ф-ла Шелла

Кн=1-Кв

4)через параметр пористости

Используя следующие зависимости находим Кн:

Кн = 1 – Ков

ℓn Pн = 3,797·Ков + 2,293

Рн = ρнп/Pп·ρв, где ρв = 0,045 Ом·м

ℓg Pп = - 1,925·ℓg Кпо + 4,031

гдеКпо(определенное по кривой влагосодержания Wв с учетом введения всех поправок).

ρнпопределяем по кривой БК в нефтенасыщенном коллекторе (либо в нефтенасыщенной части коллектора, если есть ВНК).

36. Характеристика объекта исследований в скважине.

В разрезах, сложенных осадочными породами, последние залегают отдельными слоями или пластами с более или менее четкими границами раздела, ориентированными в первом приближении перпендикулярно к оси скважины. Под пластом, являющимся объектом геофизических исследований, подразумевается слой с одинаковыми по мощности литологической характеристикой и физическими свойствами (УЭС,естественная радиоактивность, скорость распространения упругих колебаний и др.).При определении УЭС пород большое осложняющее влияние оказывает сама скважина. При проходке скважины различные горные породы, приведенные в контакт с буровым раствором, изменяются неодинаково. Плотные монолитные с минимальной пористостью не претерпевают изменений, и тогда буровой раствор контактирует со средой, физические свойства которой не изменены. Если породы хрупкие, на контакте со скважиной может образоваться слой с частично нарушенной структурой пласта и как бы образованной вблизи скважинной зоны искусственной трещиноватостью. Глинистые породы на контакте с буровым раствором, как правило, набухают, размываются и выносятся буровым раствором, в результате чего диаметр скважины в таких интервалах может значительно увеличиться, а на контакте глины с раствором образуется небольшой глубины зона набухшей либо растрескавшейся чешуйками глины. Изменение пласта коллектора мощностью h, залегающего среди вмещающих пород с удельным сопротивлением ρвм и обладающего значительной

пористостью и проницаемостью, на контакте со скважиной (диаметром dс) бывает наиболее существенным. В связи с этим объект исследования при поисках таких полезных ископаемых, как нефть, газ, питьевая вода, оказывается весьма сложным и требует знания его специфических особенностей. Вскрытие коллекторов всегда ведется при условии, что давление в скважине превышает пластовое. Это вызывает фильтрацию жидкости из скважины в пласт. При этом, если поровые каналы в коллекторе достаточно тонки и представляют собой сетку, как в фильтре, на стенке скважины образуется глинистая корка, толщиной hгк, с удельным сопротивлением ρгк, а фильтрат бурового раствора проникает в пласт, создавая зону проникновения диаметром D с удельным сопротивлением ρзп.. Физические свойства в коллекторе при этом значительно

изменяются. Неизмененная часть пласта удельного сопротивления ρнп или ρвп, где свойства коллектора сохраняются такими же, как до его вскрытия, расположена достаточно далеко от стенки скважины. Вблизи стенки скважины поры породы наиболее сильно промыты фильтратом бурового раствора. Эта зона называется промытым пластом; ее удельное сопротивление – ρпп. Между промытой и неизмененной частями пласта расположена промежуточная зона, называемая зоной проникновения. В этой зоне пластовые жидкости смешиваются с фильтратом бурового раствора, а коэффициент нефтеили газонасыщения изменяется от минимального kно до максимального в неизмененной части пласта (kн) значения. Неоднородность пласта в радиальном направлении r называется радиальной характеристикой среды. Изучение радиальной характеристики необходимо, поскольку само существование изменения сопротивления по радиусу указывает на то, что исследуемый пласт – коллектор. При переходе от зоны проникновения с предельным значением сопротивления ρпп к водонасыщенному коллектору удельное сопротивление падает за счет того, что фильтрат бурового раствора заменяется высокопроводящей минерализованной пластовой водой. Отношение ρпп/ρвп в пределе должно равняться отношению ρф/ρв. Для нефтеносного коллектора отношение ρпп/ρнп контролируется произведением двух сомножителей Рн пп/Рн и ρф/ρв, первый из которых меньше, а второй больше единицы. При этом условии получатся три варианта радиальной характеристики в нефтеносных и газоносных пластах. Если Рн пп<<Рн, а ρф мало отличается от ρв, для нефтеносного

пласта отмечается проникновение, понижающее сопротивление коллектора (ρзп<ρп). Если ρф>>ρв, а начальный коэффициент нефтенасыщения невелик ( Рн мало отличается от Рн пп ), наблюдается зона проникновения, повышающего сопротивление нефтеносного (газоносного) коллектора. Если же произведение Рн пп/Рн · ρф/ρв ≈ 1, зона проникновения по сопротивлению не отличается от неизмененной части пласта и радиальная характеристика не позволяет отличить продуктивный коллектор от плотного пласта. Коллекторы со сложной структурой порового пространства (трещинные, кавернозные) существенно отличаются от фильтрующих коллекторов с межзерновой пористостью. При вскрытии таких коллекторов трещинами и кавернами поглощается буровой раствор, а не его фильтрат, поэтому глинистая корка не образуется. Зона

проникновения раствора и фильтрата в пласт обычно очень велика и не может быть зафиксирована. Фильтрат и раствор сначала поступают лишь в трещины, не затрагивая

блоки породы. Затем по истечении некоторого времени блоки на контакте с трещинами

видоизменяются. При изучении этого типа пород понятие «зона проникновения»

усложняется и радиальные характеристики определяются намного сложнее. Особенности изучаемых объектов при геофизических исследованиях скважин, наличие зон проникновения в коллекторах, разнообразие характеристик этих зон определяют требования к комплексу методов ГИС. Для поисков и изучения пластов- коллекторов нефти, газ, пресной воды требуется расширенный комплекс методов сопротивления, позволяющий получать информацию о разных зонах пласта. Для этого используются разноглубинные зонды разнообразных типов: трехэлектродные нефокусированные, фокусированные зонды, микрозонды.

2 вариант ответа:

При проходке скважины различные горные породы, приведенные в контакт с буровым раствором изменяются неодинаково. Плотные, монолитные, с минералогической плотностью, претерпевают незначительные изменения и тогда раствор контактирует со средой, физические свойства которой постоянны. Если породы хрупкие, то контакт со скважиной может образовать слой с частично разрушенной структурой пласта и как бы образованной вблизи скважины зоны искусственной трещиноватости.

Глинистые породы на контакте с буровым раствором, как правило, набухают, размываются и выносятся буровым раствором, в результате чего диаметр скважины значительно увеличивается, а на контакте глины с раствором образуется небольшой глубины зона набухшей или растрескавшейся чешуйками глины.

Изменение пласта коллектора мощностью h, залегающего среди вмещающих пород с УЭС ρвм, и обладающего значительными пористостью и проницаемостью, на контакте со скважиной диаметром dС бывает наиболее существенным. В связи с этим объект исследования при поисках нефти, газа и воды оказывается весьма сложным и требует знания его специфических особенностей, вскрытие пластов ведется всегда при условии (рис 12)

Это вызывает фильтрацию жидкости из скважины в пласт. При обратном случае происходит фильтрация жидкости из пласта в скважину.

Когда

Это называется репрессией. Наоборот называется депрессией. В промытой зоне физические свойства изменены на 100% по отношению к первоначальной. Потом следует зона проникновения (переходная). Далее идет незатронутая проникновением зона. Если давление в пласте начинает увеличиваться и давление гидростатическое падать, этот процесс очень сложно остановить.

При этом, если поровые каналы в коллекторе достаточно тонки и представляют собой сетку, как в фильтре, на стенке скважины образуется глинистая корка толщиной h_ГК, с УЭС ρ_ГК, а фильтрат бурового раствора проникает в пласт, создавая зону проникновения диаметром D с УЭС ρ_ЗП. Физические свойства в коллекторе при этом значительно изменяются. Неизменная часть пласта УЭС ρ_НП или ρ_ВП, где свойства коллектора сохраняются такими же, как до его вскрытия, расположена достаточно далеко от стенки скважины. Вблизи стенки скважины поры породы наиболее сильно промыты фильтратом бурового раствора. Эта зона называется промытым пластом; ее УЭС – ρ_ПП. Между промытой зоной и неизменной частями пласта расположена промежуточная зона, называемая зоной проникновения. В этой зоне пластовые жидкости смешиваются с фильтратом бурового раствора, а коэффициент нефте- или газонасыщения изменяется от мин К­_НО до макс в неизменной части пласта (К_Н) значения. Неоднородность пласта в радиальном направлении r называется радиальной характеристикой среды.

Для водоносных и продуктивных коллекторов отношение ρ_ПП/ ρ_С контролируется в основном параметром пористости Р_П. Это означает, что для реальных коллекторов при изменении пористости от 10 до 26% УЭС промытой зоны пласта отличается от ρ_С в 8 – 100 раз. Когда коллекторы насыщены нефтью или газом, это отношение увеличивается пропорционально Р_НПП промытого пласта, т.е. в 1,5 – 2,5 раза. При переходе от зоны проникновения с предельным значением сопротивления ρ_ПП к водонасыщенному коллектору, УЭС падает за счет того, что фильтрат бурового раствора заменяется высокопроводящей минерализованной пластовой водой. Отношение ρ_ПП/ ρ_ВП в пределе должно равняться отношению ρ_Ф/ ρ_В. Для нефтеносного коллектора отношение ρ_ПП/ ρ_НП контролируется произведением двух сомножителей Р_НПП/Р_Н и ρ_Ф/ ρ_В, первый из которых меньше, а второй больше единицы.

В некоторых случаях при образовании зоны проникновения в продуктивном пласте происходит значительное осолонение вытесняющего нефть или газ фильтрата бурового раствора. Это приводит к образованию окаймляющей зоны низкого УЭС.

Коллекторы со сложной структурой порового пространства (трещинные, кавернозные) существенно отличаются от фильтрующих коллекторов с межзерновой пористостью. При вскрытии таких коллекторов трущинами и кавернами поглощается буровой раствор, а не его фильтрат, поэтому глинистая корка не образуется. Зона проникновения раствора и фильтрата в пласт обычно очень велика и не может быть зафиксирована.

37. Анализ результатов определения по ГИС подсчетных параметров.