Определение характера насыщения пластов по ИПТ

Характеристика отобранной пробы	Наиболее вероятная интерпретация
1.Чистая нефть	В интервале имеется пласт (пласты), содержащий подвижную нефть. Водоносных пластов нет.
2.Нефть с пластовой водой в виде эмульсии или в свободном состоянии	В интервале испытания кроме нефтеносного пласта имеется водоносный пласт или подошвенная вода.
3.Нефть с буровым раствором или фильтратом	В интервале испытания имеется нефтеносный пласт, но при испытании промывочная жидкость и фильтрат не вытеснены за период притока из подпаркетного пространства.
4.Нефть с большим содержанием газа	1. В интервале испытания имеется нефтеносный пласт. При испытании давление на забое значительно ниже давления насыщения пластового флюида и в момент закрытия клапанов флюид в пробоотборнике представлял газожидкостную смесь. 2. Пробоотборник не герметичен. При его подъеме часть флюидов вытеснялась наружу через негерметичные соединения. Вследствии понижения давления часть газа выделилась из нефти. 3. К интервалу испытания приурочена залежь нефти с газовой шапкой. При испытании через инструмент и пробоотборник движется газонефтяная смесь. Для выбора одного из трех возможных заключений используются сведения геологического порядка (могут быть в данном районе залежи с газовой шапкой), признаки негерметичности пробоотборника (низкое давление в камере пробоотборника, выделение пузырьков газа или нефти в соединениях).
5.В основном газ	1. В интервале испытания имеется газоносный пласт. 2. В интервале испытания имеется нефтеносный пласт. При испытании ниже давления насыщения флюида выделилось значительное количество газа, который после закрытия запорного клапана создал под ним газовую подушку. Для выбора одного из двух возможных заключений используются данные об углеводородном составе газа по хроматограмме.
6.Незначительное количество нефти и пластовой воды	1. В интервале испытания имеется пласт с «остаточной» нефтью, незначительное содержание которой в пористой среде определяет для нее вязкую фазовую проницаемость. Фазовая проницаемость для воды значительна. 2. В интервале испытания имеется пласт, насыщенный вязкой, малоподвижной нефтью, возможно обладающей структурными свойствами, а также водоносный пласт. При испытании основную долю притока составляет пластовая вода. 3. Мощность водоносного пласта значительно превосходит мощность нефтеносного. Для выбора одного из возможных заключений могут быть использованы данные о физико-химических свойствах нефти (вязкость, Ксп, плотность), данные об углеводородном составе газа (значительное содержание бутанов и пентанов, низкое значение отношений содержания изомеров и нормальных углеводородов говорят об остаточном характере нефтенасыщения), прямые и косвенные данные, характеризующие нефтенасыщенность разреза (результаты ГИС, анализа керна, шлама, грунтов в интервале испытания). При положительных характеристиках химического состава нефти испытания следует повторить в селективном режиме.
7.Пластовая вода без признаков нефти	В интервале испытания имеется только водоносный пласт (пласты). Дополнительным подтверждением этого вывода могут служить результаты анализа газа, извлеченного из воды.
8.Пластовая вода, буровой раствор, его фильтрат	В интервале испытания имеется только водоносный пласт (пласты). Углеводородный состав извлеченного газа должен служить дополнительным критерием.
9.Фильтрат или его смесь с буровым раствором	Критерием, позволяющим судить о характере нефтенасыщенности пласта, является состав растворенного газа, близость этого газа по составу к типичным газам, пластовой воде, нефти. В поисково-разведочных скважинах испытание рекомендуется повторить в селективном режиме при более длительном вызове притока.
10.Буровой раствор	Объем извлеченной из пласта жидкости недостаточен для оценки нефтенасыщенности пласта. При отсутствии положительной КВД газа испытание повторить.

При интерпретации данных ИПТ большую роль играют результаты анализа газа, извлеченного из отобранной при испытании пробы. С учетом геологических особенностей для каждого из районов выявляются закономерности в распределении отдельных компонентов углеводородного газа в пластах с различным насыщением.

Рассмотрим характерные случаи определения вероятной насыщенности объекта по данным анализа газовой фазы пробы.

1. Газ выделен из пробы жидкости, в которой содержится нефть (или вся проба представляет собой нефть). В этом случае данные о составе нефтяного газа используются в обычном порядке, так как характер насыщения объекта однозначен.

2. Газ выделен из пробы жидкости, в которой имеются пленки нефти. В этом случае необходимо установить, является ли нефть остаточной (т.е. неподвижной) или в интервале испытания имеются пласты с подвижной нефтью, которая не извлечена в силу применения несовершенной технологии испытания. Признаки остаточного нефтенасыщения: высокое содержание в газе изобутана (более 5%) и изопентана (более 4%). Кроме того, отношение содержания изопентана к нормальному пентану как правило, меньше единицы.

3. Газ выделен из пробы жидкости, состоящей из фильтрата бурового раствора, пластовой воды или их смеси. В этом случае необходимо установить, нет ли в испытуемом интервале пластов с признаками нефти.

Если газ содержит повышенное содержание метана (более 70-80%), незначительное количество тяжелых компонентов и пониженное количество изобутана (меньше 0,3%) и изопентана (меньше 0,5%), то наиболее вероятным является отсутствие нефтеносных пластов в интервале испытания.