Румак Н.П., Соколовская О.А., Таужнянский Г.В. (ЗапСибГеоНАЦ)

Одной из основных задач бурения скважин на РНО является изучение естественной водонасыщенности коллекторов. Результаты исследования керна на РНО используются для создания петрофизической основы определения коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов [1].

Среди косвенных методов определения водонасыщенности наиболее достоверна капилляриметрия, которая в зоне предельного насыщения дает остаточную водонасыщенность. Это подтверждается сравнением значений водонасыщенности по Заксу (К_ВЗ) и по капилляриметрии (К_ВО) на одних и тех же образцах (рис.1). Как видим, наблюдается полное совпадение результатов; по средним значениям расхождение на 0.6% (К_ВЗ=25.5%, К_ВО=26.1%).

Рис.1. Сопоставление коэффициентов водонасыщенности, определенных по данным капилляриметрии КВО и Закса КВЗ, для пласта Ю₁ Верхнеколикъеганского месторождения

Капилляриметрические исследования выполняются, как правило, на ограниченном количестве образцов (30-40 по каждому объекту (пласту).

Водоудерживающая способность К_ВЦ по обычной центрифуге при стандартных режимах определяется на всех образцах.

В связи с этим при определении коэффициента нефтегазонасыщенности по объемной влажности в ЗапСибГеоНАЦ разработана методика получения зависимости ρ_π(ω_В), основанная на комплексном использовании данных каротажа и результатов определения водонасыщенности косвенными методами (по данным центрифуги К_ВЦ и капилляриметрии К_ВО).

Суть методики заключается в следующем.

В скважинах выбираются пласты, расположенные в зоне предельного насыщения и удовлетворяющие требованиям по выносу керна и количеству определений петрофизического параметра на 1 м разреза. Для них определяются средние значения пористости и остаточной водонасыщенности, которая находится через К_ВЦ путем исправления ее по графику К_ВО(К_ВЦ). Типичная зависимость получена по значениям К_ВО и К_ВЦ, измеренных на одних и тех же образцах (рис.2).

Рис.2. Сводная зависимость коэффициента остаточной водонасыщенности КВО от водоудерживающей способности КВЦ

По-видимому, эта зависимость, по крайней мере для юры, будет универсальной, поскольку данные по Равенскому, Верхнеколикъеганскому и другим месторождениям хорошо дополняют и усиливают ее.

По значениям К_ВО и К_П рассчитывается объемная влажность, то есть так же, как и в случае со скважинами на РНО [1]. Удельное сопротивление пластов определяется по обычной методике.

Правомочность такого подхода при установлении зависимости ρ_π(ω_В) обеспечивается совпадением водонасыщенности по Заксу и капилляриметрии (рис.1), а также хорошими результатами при получении зависимости с использованием КВЦ по другим рядовым скважинам.

Например, на рис.3 приведена зависимость ρ_π(ω_В), которая получена по данным скв.205 Верхнеколикъеганского месторождения, пробуренной на РНО. По скв.58, 70 и 75 этого же месторождения, пробуренным на РВО, были выделены интервалы (пласты) с высоким выносом керна, по которым определены ρ_π и ω_В=К_ПК_ВО. При этом остаточная водонасыщенность определялась по графику К_ВО(К_ВЦ), а также по графику К_ВЗ(К_П) в тех случаях, когда не было К_ВЦ.

Рис.3. Зависимости удельного сопротивления от объемной влажности по пласту Ю₁ Верхнеколикъеганского и Харампурского месторождений

Как видно из рис.3, точки с ω_В, при расчете которой использовались значения К_ВО, не противоречат зависимости ρ_π(ω_В), когда ω_В получена по К_ВЗ.

Разработанная методика установления зависимости ρ_π(ω_В) опробована при подсчете запасов Тарасовского и Харампурского месторождений.

Зависимости ρ_π(ω_В) для пласта Ю₁ Харампурского и Верхнеколикъеганского месторождений полностью совпадают (рис.3). Не исключено, что для района, включающего эти месторождения, зависимость ρ_π(ω_В) будет единой.

Аналогичным способом получена зависимость ρ_π(ω_В) для пластов БП Тарасовского месторождения (рис.4).

Рис.4. Зависимость удельного электрического сопротивления от объемной влажности для пластов группы БП Тарасовского месторождения

При построении использовались керновые данные по скв.254 на РНО. Зависимость ρ_π(ω_В) типа «ГИС-керн» по этой скважине получить не представляется возможным, так как она пробурена в неоптимальных условиях, а вскрытые продуктивные пласты оказались маломощными.

Зависимость ρ_π(ω_В) рекомендуется дополнять точками, соответствующими водоносным пластам, по которым имеются представительные определения КП по керну или надежные его определения по каротажу.

Имеется принципиальная возможность получить и промежуточные значения ω_В для пластов, находящихся в зоне частичной нефтегазонасыщенности, если использовать номограммы типа приведенной на рис.5. Номограмма получена в лаборатории петрофизического обоснования запасов нефти и газа ВНИГНИ. Однако при этом необходимо точно знать положение ВНК (ГНК). При таком подходе получается завершённая зависимость ρ_π(ω_В) во всем диапазоне изменения водонасыщенности коллекторов.

Рис.5. Номограмма для определения водонасыщенности коллекторов в зависимости от пористости и высоты расположения над уровнем ВНК для пласта Ю11+2 Харампурского месторождения

Сравнение результатов определения К_НГ по стандартной методике и по объемной влажности показывает, что средневзвешенные значения К_НГ хорошо согласуются в случае использования зависимости Р_π(К_π), полученной в условиях, приближенных к пластовым. Расхождения порядка 1-2% могут быть вызваны несколькими причинами (недостоверная минерализация воды, недостаточно эффективно учитываются пластовые условия зависимостью Р_π(К_π) и другие).

Разработанная методика получения зависимости ρ_π(ω_В) при комплексном использовании стандартных и специальных петрофизических исследований достаточно эффективна и может использоваться в практике работ. Она опробована при подсчете запасов и, по-видимому, позволит в некоторых случаях отказаться от бурения скважин на РНО.

Выводы

1. Разработана методика определения коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов, основанная на комплексном использовании данных скважин на РНО, результатах капилляриметрии керна и геофизических исследований скважин.
2. Показана необходимость детальных петрофизических исследований керна, включающих измерения параметров в условиях, приближенных к пластовым, с целью создания петрофизической основы для количественной интерпретации материалов ГИС.

Литература

1. Таужнянский Г.В., Петросян Л.Г., Петерсилье В.И. Обоснование коэффициента нефтенасыщенности коллекторов месторождений Среднего Приобья.// Геология нефти и газа.-1987.-№ 1.-С.11 .