Универсальная методика оценки нефтегазонасыщенности песчано-глинистых коллекторов

 

Методика разработана С. Г. Комаровым и Э. Ю. Миколаевским для оценки характера насыщенности глинистых песчаников любого типа. Согласно этой методике песчано-глинистый коллектор представляется состоящим из двух компонент — глинистой и неглинистой (чистой). Остаточная водонасыщенность чистой компоненты в нефтегазонасыщенной породе мала, k_во≈0,1. По формуле (1.50) получаем: Р_но=k_во^-2≈100. Следовательно, значение электропроводности чистой компоненты в общей электропроводности нефтегазоносной породы на два порядка ниже значения электропроводности глинистого материала. Уже при содержании нескольких процентов глинистого материала влияние его на общую электропроводность нефтегазоносной породы будет значительным. Можно предполагать, что удельные сопротивления глинистых компонент нефтеносных и водоносных пород мало различаются между собой.

При оценке нефтегазонасыщенности глинистых коллекторов допускают, что нефтегазонасыщенность глин равна нулю. В этом случае фактическая нефтегазонасыщенность

где k_{нг. ч} — нефтегазонасыщенность чистой компоненты, в нефтегазоносной зоне пласта равная 0,8—0,9; k_{п. ч} — пористость чистой компоненты.

Для песчано-глинистых коллекторов в большей части случаев k_п≈k_{п. ч} и

Из (XIII.23) следует, что нефтегазонасыщенность песчано-глинистого пласта рассчитывается с учетом коэффициента нефтегазонасыщенности чистой компоненты и объемной глинистости. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности чистой компоненты в общем случае — сложная задача, как это следует из выражений (1.54) и (1.55). В связи с этим был сделан вывод о целесообразности оценки нефтегазонасыщенности глинистого песчаника не по коэффициенту увеличения сопротивления Р_н, вычисленному обычным способом, а путем сравнения значений удельного сопротивления ρ_вп пласта при 100%-ной водонасыщенности и ρ_нг при предельной нефтегазонасыщенности, рассчитанных по (I.42), (I.44), (I.52) и (I.53). В этом случае необходимо располагать данными об объемной глинистости пласта k_гл для каждого исследуемого интервала. Величину k_гл рекомендуется определять по относительной естественной гамма-активности J_γ с помощью выражений (IV.2), (XI.7).

Обработку каротажных данных для оценки нефтегазонасыщенности песчано-глинистых коллекторов проводят в следующем порядке.

1.  По комплексу геолого-геофизических данных в разрезе выделяют пласты-коллекторы, которые разделяют на неглинистые (чистые) и глинистые.

2.  Для глинистых коллекторов определяют объемную глинистость k_гл.

3.  Находят исходные данные коллекторов: ρ_п, ρ_в.ч (удельное сопротивление неглинистой части пласта при водонасыщенности 100%) и ρ_гл. Величину ρ_в.ч определяют по значениям Р_пред и ρ_в: Р_пред — по k_п.ч. Приближенное значение ρ_в.ч можно вычислить по (I.29). За величину ρ_гл принимают удельное сопротивление глин, вмещающих рассматриваемый пласт.

4.  Значения ρ_вп и ρ_нг рассчитывают по формулам (I.42), (I.44), (I.52) и (I.53), руководствуясь характером размещения глинистого материала в пласте. При малых k_гл глинистый материал чаще всего рассеян по породе. В случае k_гл>30 % влияние различия в характере распределения глин на показания удельного сопротивления невелико и можно пользоваться любым вариантом. Если характер пласта не выяснен, целесообразно пользоваться средними значениями из двух вариантов.

5.  Удельное сопротивление пласта ρ_п сравнивают с расчетными значениями ρ_нг и ρ_вп и оценивают характер насыщения пласта. Если ρ_п приближается по величине к рнг или рвп, пласт считают соответственно нефтегазоносным или водоносным.

Когда ρ_вп<ρ_п<<ρ_нг, выясняют промышленную нефтегазоносность пласта. Для этого в формулах (1.52), (1.53) вместо k_во=0,1 используют значение критической водонасыщенности k_{во. кр}≈0,4. Если в этом случае ρ_п>ρ_нг, пласт считается нефтегазоносным, При ρ_п<ρ_нг— водоносным.

6. По формулам (XIII.22) и (XIII.23) подсчитывают коэффициент нефтегазонасыщенности пласта.

Пример. Необходимо определить характер насыщения пласта при следующих исходных данных: ρ_п=6 Ом·м; ρ_в=0,025 Ом·м; ρ_гл=2,5 Ом·м; k_{п. ч}=0,2; I_nγ=7,6·0,72·10^-14 А/кг; I_γч=6,8·0,72·10^-14 А/кг; I_γгл=8,3·0,72·10^-14 А/кг. Для этого пласта среднее значение k_{гл ср}=0,65; ρ_в.ч=ρ_вk^-2_{п ч}=0,025·0,2^-2Ом·м.

Относительная величина естественной гамма-активности I_γ, вычисленная по (IV.2), (Х.7):

Если за остаточную водонасыщенность чистой компоненты принять величину 0,1, то согласно (I.42), (I.52)

Как видно, расчетная величина ρ_нг приближается к значению ρ_п. Следовательно, пласт нефтегазоносный, можно предположить, что он характеризуется тонким чередованием прослоев песков и глин.

По (XIII.23) определяем k_нг=0,9(1—0,34)≈0,6.

На основе рассмотренной выше методики рекомендованы количественные критерии для оценки характера насыщения песчано-глинистого пласта, На этих критериях базируется методика разделения пластов на нефтегазоносные и водоносные с помощью автоматический обработки геофизической информации