3.Определение Кп по методу потенциалов собственной поляризации.

Наряду с применением радиометрии для оценки Кп рассмотрены возможности метода потенциалов собственной поляризации. Для этой цели по 58 скважинам, охарактеризованным керном проводился анализ тесноты связи Кп ( пс) для различных классов пород и отдельных продуктивных горизонтов. Пористость пород группы АВ1-5 в целом закономерно возрастет с ростом величины параметра пс( с уменьшением глинистости пород ).

По всему массиву пластов, охарактеризованных керновыми данными, были получены зависимости Кп ( пс ), описываемые уравнениями:

АВ1-5 -Кп = 17+13,2 пс

БВ8-10 -Кп = 13+13,4 пс

БВ16-22 - Кп = 12+12,8 пс

ЮВ1-2 - Кп = 7,8+10,4 пс

При расчете зависимостей между относительной амплитудой аномалии потенциалов ПС и пористостью пород использовались наблюденные значения потенциалов собственной поляризации. В качестве опорных пластов при расчетах относительной амплитуды аномалии потенциалов ПС ( пс) использовались наиболее чистые слабоглинистые интервалы в интервале пластов АВ4-6 для пластов группы АВ, БВ6 - для пластов группы БВ8-10, ЮВ1-2 - для пластов ЮВ1/1-2 и наибольшее по разрезу значение, исправленное за несоответствие температурных условий - для пластов БВ16-22. Для исключения влияния ограниченной мощности пласта на характер зависимости пс ( Кп ) из массива были исключены пластопересечения мощностью менее 2 метров. Не учитывались также пластопересечения, охарактеризованные единичными образцами керна. Учитывались лишь интервалы с выносом керна не менее 70 % .

Метод потенциалов собственной поляризации при достаточной точности обладает наибольшей простотой в реализации. Преимущество этого метода заключается в том, что по этому способу можно определить Кп практически любого прослоя, а также по тем литологическим разностям, по которым керн не изучен и не проведен РК. Средневзвешенные значения по керну и геофизике приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8

Определение коэффициента нефтенасыщенности пород.

Коэффициент нефтенасыщенности коллекторов изучался несколькими методами:

1. Косвенными - по определению остаточной воды, в кернах остаточная вода создавалась центрифугированием, вытяжкой и капилляриметрией.

2. С использованием данных естественной влажности кернов скв.107, пробуренной на известково-битумном растворе (РНО).

3. По промысловой геофизике - по параметру насыщения Рн (Кв, Кн ).

Косвенные методы можно использовать для получения ориентировочных значений нефтенасыщенности.

В практике лабораторных исследований наибольшее распространение в силу экспрессности и простоты получили методы капиллярного впитывания и центри-фугирования. Но в связи с тем, что метод капиллярной вытяжки фильтровальной бумагой обладает большими и трудно учитываемыми погрешностями, использование его для построения связей Рн (Кв) и нахождение по ним величины Кн нецелесообразно.

Более надежным в этом отношении является метод центрифугирования. Метод прост и экспрессен, хотя также не лишен недостатков. Количество вытесненной из образца воды зависит от перепада давления, которое развивается в процессе центрифугирования на границе двух сред: вода - воздух. Метод впервые применен в грунтоведении при изучении влаги почв. В практику анализа керна нефтяных пород перенесен Р. Слободом, исследования которого показали хорошую сходимость результатов определения водонасыщенности методами центрифугирования и капилярных давлений.

Позднее О. Ф. Корчагиным были получены аналогичные результаты. Им был обобщен материал по определению Кво методом центрифугирования для пород - коллекторов Среднего Приобья, проведено сопоставление результатов с данными, полученными по скважинам, пробуренным на нефильтрующейся нефтяной основе РНО.

Другой способ определения коэффициента нефтегазонасыщенности пород получил распространение после бурения скважин с применением растворов, приготовленных на нефтяной основе.

Величина коэффициента пористости в глубинных условиях - сложная функция эффективного давления, коллекторских и литологических свойств. На территории Среднего Приобья, отличающейся платформенным развитием, наблюдается закономерное изменение эффективного давления, коллекторских свойств, минерального состава скелета и глинистой компоненты, основных литологических параметров в зависимости от глубины. При установлении зависимости между величинами пористости в глубинных условиях и глубиной естественного залегания породы последняя является интегральным параметро, определяющим термобарические условия и литологические свойства пород. Изменение пористости при подъеме керна из пласта приводит к изменению насыщенности. Количество остаточной воды при этом остается неизменным, а ее отношение к новому объему пор (то есть коэффициент водонасыщенности) становится меньшим, чем в условиях пласта. Определение нефтенасыщенности коллекторов продуктивных пластов АВ1-5 - БВ8,10 осуществлялось по традиционным связям Рн ( Кв ) и Рп ( Кп ) , увязанным с данными прямого метода связью п ( Wв ) путем уточнения соответствующей величины сопротивления пластовой воды в.

В результате экспериментов, проведенных совместно специалистами Главтюменьгеологии и института СибНИИНП, установлены зависимости Рн (Кв) и Рп (Кп) для пластов групп АВ и БВ. При увязке полученных зависимостей с данными прямого метода (связью п (в) уточнено сопротивление пластовой воды коллекторов указанных пластов. Полученные зависимости и параметры использовались при определении коэффициента нефтенасыщенности коллекторов неокома.

При расчете коэффициента нефтенасыщенности коллекторов ачимовской и юрской толщ также использовался традиционный способ. При установлении зависимости Рн ( Кв ) текущая водонасыщенность создавалась методом центрифугирования.

2.2.5 Результаты изучения нефтенасыщенности продуктивных пластов по скважинам, пробуренным на растворах с улеводородной основой

Методика исследований.

В связи с большими трудностями обоснования отдельных параметров нефтегазового пласта, а именно: для оценки его нефтенасыщенности и отработки косвенных лабораторных и промыслово-геофизических методов производится отбор керна на растворах с углеводородной основой (РУО или РНО).

К подсчету запасов 1987г. на Самотлорском месторождении с применением РНО (известково-битумные безводные - ИБР и инвертно-эмульсионные - ИЭР), было пробурено несколько скважин с отбором керна практически из всех основных продуктивных пластов.

На известково-битумном безводном растворе (ИБР) отбор керна производился в следующих скважинах: №1598 ( пл.АВ1, АВ2-3 ), №1241бис ( пл.АВ1 ), №107 ( пл.АВ2-3, пл.АВ4-5, БВ8 ), №13048 ( пл.АВ4-5 ), №5420 ( пл.БВ8 ).

На инвертно-эмульсионном растворе керн отбирался только из пласта АВ1 в скважинах №№ 7227, 15073, 1100.

Горизонт АВ1.

Скважина 1241-бис пробурена в юго-западной части месторождения, в зоне развития пород V-Vi классов проницаемости. С отбором керна пройдено 8,3м, вынос - 2,4м (29%).

По данным керна в разрезе скважины преобладают алевролиты мелкозернистые, сильно глинистые, участками известковистые с ничтожным содержанием песчаного материала. Открытая пористость пород колеблется от 10 до 23%. Нефтенасыщенность по прямому методу оказалась низкой (0-5%).

Гранулометрический состав и текстурные признаки пород по скважине 1241-бис свидетельствуют, что керн был отобран выше эффективной части пласта АВ1/1+2, и соответствует самой верхней его части.

К сожалению, после отбора керна в скважине ИБР не меняли на обычный глинистый раствор, чтобы провести полный комплекс стандартного каротажа, поэтому данные об интервалах проницаемых пропластков и их насыщении отсутствуют.

В скв.№1598, пробуренной на западном крыле Самотлорской структуры, поднято керна из пласта АВ1/1+2 3,5м. Вынос - 80%.

Пласт АВ1/1+2 представлен чередованием рябчиковых алевролитов, глин и песчаников. В верхней части разреза преобладают алевролиты средне-мелко-зернистые, плохоотсортированные, сильноглинистые, рябчиковой текстуры.

Открытая пористость варьирует от 18 до 24%. Водонасыщенность по прямому методу высокая: 79-100%, в среднем 88%, т.е. нефтенасыщенность составляет в среднем всего 12%. По промыслово-геофизической характеристике ( пс = 0,27, п=4,9омм) этот прослой глинистого “рябчика” относится к неколлектору, а нефтенасыщенность по ГИС ( 10% ) близка к определенной по прямому методу.

Ниже, под слоем глин и глинизированных алевролитов, залегают песчаники мелкозернистые, слабосцементированные, местами трещиноватые, нефтенасыщенные. По гранулометрической характеристике они соответствуют монолитам пласта АВ1/1+2, имеют высокую пористость (от 28до 32%). Водонасыщенность по прямому методу составила 32,5%. Нефтенасыщенность по ГИС близка к нефтенасыщенности по прямому методу (66 и 67,5% соответственно).

Кроме рассмотренных скважин на Самотлорском месторождении из пласта АВ1/1+2 керн изучен еще из трех скважин (№№ 7227, 15073, 1100), пробуренных на ИЭР. Разрезы этих скважин слагаются типичными для этого пласта породами. Керн в названных скважинах отбирался на высоте 42-79м от уровня ВНК, т.е. породы находятся в стабилизированной зоне нефтенасыщения.

По скв.№ 7227 было изучено 39 образцов керна из 4,6м эффективной мощности пласта. Водонасыщенность пород прямым методом составила 74%, а по центрифужному методу - 80%.

Более низкие значения водонасыщенности получены по скв.№15073, где было изучено 6 образцов керна из песчаного прослоя толщиной 1,2м. Керн представлен высокопроницаемыми (100 - 650 10^-3 мкм²) песчаноалевритистыми породами. Водонасыщенность по прямому методу составила 50,1%, а по центрифужному - 27,6%.

Горизонт АВ2-3.

В скважине № 1598 горизонт АВ2-3 представлен, в основном, песчаниками мелко-зернистыми, местами средне-мелкозернистыми, хорошо отсортированными, слабосцементированными. Ниже эффективной части горизонта развиты глинистые алевролиты и алевритистые глины.

Открытая пористость составляет в среднем 28%. Водонасыщенность по прямому методу вниз по разрезу снижается от 50% до 27%, хотя по геофизическим характеристикам такого не наблюдается. По-видимому, основной причиной повышенной водонасыщенности, определенной по керну, является проникновение РУО по трещинам, образовавшимся в процессе бурения (в РУО было значительное количество воды).

Горизонт АВ2-3 в разрезе скважины № 107 в интервале 40-60 м от уровня ВНК представлен песчаниками глинисто-алевритовыми с содержанием песчаной фракции 60-70%, глинистой - 9%. Коллекторские свойства значительно выше, чем в скв.№ 1598, и значительно отличаются от средних величин для монолитных пропластков в целом по горизонтую.

Так, пористость по скв. № 107 выше, чем в целом по горизонту на 1,9%, проницаемость - выше почти в 3 раза, а содержание остаточной воды по методу центрифугирования - в 1,4 раза. Это свидетельствует о том, что петрографическая характеристика пород горизонта АВ2-3 в скв. № 107 не характерна для монолитных пластов горизонта в целом.

Горизонт АВ4-5.