§ 105. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ
Коэффициент нефтенасыщения коллекторов определяют методом сопротивления. Разрабатывается способ оценки kН нейтронными методами. Коэффициент объемного газонасыщения kГ находят методами сопротивления и нейтронными.
МЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЯ
Коэффициент нефтегазонасыщения методом сопротивления определяют по параметру насыщения
РН = ρНП/ρВП (422)
Электрические удельные сопротивления ρВП изучаемой породы и ее сопротивление ρНП в условиях 100 %-ного насыщения пор пластовой водой находят способами, изложенными выше в гл. II. В тех случаях, когда электрическое удельное сопротивление не может быть определено с необходимой степенью точности, для расчета РН используют формулы (399) и (400).
В чистых коллекторах при хорошо промытой зоне проникновения фильтрата глинистого раствора (i=1) при ρФ и ρК < 1 Ом-м в условиях ПН,П и ПП,ПП =1 можно положить РН,ПП = 2. В этом случае
При более высоком сопротивлении фильтрата, приближенно приняв РН,ПППП,ПП, = 1, получим для коллекторов, насыщенных достаточно минерализованной водой (ПП,П=1), или приближенно kВ = (ρППρВ/ρНПρФ)1/n
Рассчитав РН по номограмме, приведенной на рис. 186, для заданного п в зависимости от литологии и степени гидрофобности коллектора находят искомые значения kН(kГ). Так, например, для РН = 75 будут получены следующие значения kН(kГ): 92 % (8,0 %) — карбонатный коллектор, 88,7 % (11,3 %) — песчано-глинистый гидрофильный коллектор, 83,3 % (16,7 %) — песчано-глинистый слабогидрофобный коллектор, 74,9 % (25,1 %) — песчано-глинистый гидрофобный коллектор.
Рис. 186. Номограмма для определения коэффициентов kП водо- kН(kГ) и нефтегазонасыщения по параметру РН.
I— карбонатные коллекторы; песчано-глинистые коллекторы; II — гидрофильные, IIIслабогидрофобные, IV
—гидрофобные. Величины kВ kНikГ) даны в %
Определение коэффициента kН затрудняется в гидрофобных коллекторах вследствие существенной зависимости показателя n смачиваемости от степени гидрофобности коллектора.
Наиболее точный способ определения показателя n — способ его расчета по формуле n =lg PH/lg kВ по данным измерений РИ и kВ в лаборатории на представительном керне.
255
Качественно гидрофобность коллектора устанавливают по данным петрофизического анализа керна и шлама и по величинам РН, намного превышающим их значения в гидрофильных коллекторах.
В тех случаях, когда известен коэффициент пористости kП по данным других геофизических методов, kП определяют по параметру Рω= ρПП/ρВ влажности, по данным которого с помощью номограммы, приведенной на рис. 186, находят объемную влажность и рассчитывают kН = 1 - ω/ka.
При определении kВ(kН) по параметрам РН и Рω следует остерегаться погрешностей, возникающих в случае, когда электрическое удельное сопротивление ρВ,СВ связанных вод значительно отличается от величины ρВ, В этих условиях РН = ρНПρВ/ρВПρВ,СВ
Рис. 188. Зависимость РН,ГЛ. Слоисто, включение глинистого материала.
Шифр кривых — параметр В. Пунктиром показаны участки кривых, в пределах которых точность определения kН резко понижена
Погрешности при определении коэффициента нефтегазонасыщения по параметру РН
Обратно-степенная зависимость между параметром РН и коэффициентом водонасыщения kВ =1 — ku предопределяет возможность определения kН по РН с высокой степенью точности. По грешность δkВ в оценке kВ в п раз (п — показатель смачиваемости) меньше погрешности в определении Рн. Но так как kВ относится к объему воды, обычно меньшему объема нефти, точность определения kН еще больше.
Малая погрешность определения kН по РН, а также возможность повышения точности за счет большого числа вычислений kП предопределяют надежность способа. Необходимо заметить, что определение kН другими способами обычно не обеспечивает та кой же точности по следующим причинам.
1.При отборе керна из нефтеносных и газоносных коллекторов проникновение фильтрата глинистого раствора обусловливает изменение коэффициента нефтенасыщения в
несколько раз. При анализе керна получается величина kП более близкая к коэффициенту остаточного нефтенасыщения, чем к его первоначальному значению.
2.При бурении скважины на растворах на нефтяной основе коэффициент kН достаточно точно устанавливается только в случае отсутствия в коллекторе гравитационной воды, частично вытесняемой раствором.
3.Способы определения kН по количеству связанной воды, установленной методами лабораторного анализа (центрифугирования, капиллярной пропитки и осушения), в большинстве случаев не соответствуют условиям накопления нефти в поровом пространстве коллектора, что не обеспечивает необходимой точности оценки kН.
256
4.Коэффициент нефтегазонасыщения, установленный по геофизическим данным, относится к объему коллектора, в десятки и сотни раз превышающему объем керна,
исследуемого в лаборатории. Величина kН полученная по геофизическим данным, более полно характеризует коллектор в целом.
5.Коэффициент kН геофизическими методами определяется в естественных условиях (температура, давление) залегания коллектора.
МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
Определение коэффициента нефтегазонасыщения по данным потенциалов собственной поляризации основано на зависимостях между коэффициентом водонасыщения по связанной воде и глинистостью коллектора и между глинистостью и диффузионно-адсорбционной активностью, вследствие которых в глинистых нефтегазонасыщенных коллекторах наблюдаются корреляционные связи между Ада (αсп) и kВ (kН). При достаточно высоком корреляционном отношении эти связи могут быть использованы для определения kВ (kН) [47].
РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ
Нейтронные методы оценки коэффициента нефтенасыщения основаны на зависимости интенсивности излучений, измеряемых этими методами, от содержания в пластовых водах элементов с аномальными свойствами (например, хлора). Наиболее перспективны импульсные методы при достаточной минерализации пластовых вод по хлору. В этих условиях нейтронная поглощающая активность находится в прямой зависимости от коэффициента водонасыщения £3.
Нейтронные методы определения коэффициента газонасыщения используются в практике [43, 44]. Решение этой задачи основывается на следующих положениях,
В газоносных пластах в связи с меньшим содержанием водорода в коллекторе заданной пористости и уменьшением плотности по сравнению с водоносным пластом равного водородосодержания уравнение (202) преобразуется к виду
где НВ и НГ — водородные эквиваленты водонасыщенной и газо насыщенной долей порового пространства при термобарических условиях залегания пласта; ∆kП,Н— поправка за уменьшение плотности газоносного пласта по сравнению с водоносным равного водородосодержания.
Сопоставляя формулу (428) с формулой (202), находим, что газонасыщение коллектора вызывает уменьшение kП,Н на величину
где νН,Г,СР—среднее содержание атомов водорода в молекуле газа; МГ,СР — средняя относительная молекулярная масса газа; рПЛ — пластовое давление (в МПа); ТПЛ — температура пласта (в К); δГ.СР — средняя плотность газа при атмосферном давлении и t = 0; δВ,П — плотность воды при пластовых давлениях, температуре и минерализации; Z — поправка за сжимаемость реальных газов.
Поправка ∆kП,Н возрастает с увеличением коэффициента пористости и находится в сложной зависимости от водородного эквивалента заполнителя порового пространства Н3 = (1 — kГ) НВ + kГНГ (при AR = 0). По данным Ф. Сегесмана и О. Лиу, эта поправка удовлетворяет уравнению
и достигает максимума в области Н3= 0,5.
Коэффициент kГ соответствует истинному газонасыщению при условии, если пластовые давление, температура и состав газов в изучаемом и опорном коллекторах одинаковы. При иных условиях требуется введение соответствующих поправок (см. [44]).
257