Нефте- газонасыщенность и методы определения

           Для выявления нефтегазонасыщенности пласта, установления запасов, состава нефти и газа, возможных дебитов и способов эксплуатации скважин выполняются работы, которые называют опробованием и испытанием пластов. Такие исследования скважин необходимы также для совершенствования технологии бурения последующих скважин, выбора плотности и других параметров бурового раствора, оборудования устья.

 Полученное значение  коэффициента нефтегазонасыщенности  соответствует эффективной толщине пачки.

 Перспективны  для оценки коэффициентов нефтегазонасыщенности  ядерные методы и методы термометрии.

 Таким образом,  оценка нефтегазонасыщенности сводится  к определению остаточной водонасыщеынооти  пласта. Наилучшим спосо-осы определения  остаточной водонасыщенности является  лабораторный анаша кернов, отобранных  при бурении скважин с применением  промывочных жидкостей на нефтяной основе.

 Понятно, что  снижение нефтегазонасыщенности  коллектора крайне неблагоприятно  отражается на нефтеотдаче. На  месторождении Урицкое, где делались  попытки замедлить продвижение  оторочки при форсированном отборе  нефти из скважин, это привело  к быстрым прорывам газа в  нефтяную зону и к загазовыва-нию  скважин. Таким образом, как  это ни парадоксально, активный  водонапорный режим залежи на  месторождении Урицкое оказал  положительное влияние на нефтеотдачу.

Однако наличие  высокой пористости и нефтегазонасыщенности  породы не определяет полезной ценности данного месторождения.

 Оценочные скважины  используются для оценки нефтегазонасыщенности  и других параметров пластов.

 При опробовании  вскрытых пластов устанавливается  их нефтегазонасыщенность путем  отбора проб содержащихся в  них жидкостей и газов, изучения  количественного и качественного  состава жидкостей и газов.  Пробная откачка нефти и газа  из скважин не превышает три  месяца.

 Для более точной  оценки пористости и нефтегазонасыщенности  установленных видов использованы  определения этих свойств по  пласту Бь Для характеристики  видов по пористости, кроме небольшого  количества керно-вых данных, привлекались результаты определения этого признака по геофизическим данным в некоторых Интервалах пласта.

 РН РН / РЕП  - параметр нефтегазонасыщенности;  рп и рвп - соответственно удельное  сопротивление нефтенасыщенного  и полностью водонасыщенного  пластов: а и Ъ - постоянные, зависящие от свойств коллектора.

 Геолого-физическая  характеристика зависит от типа  коллектора нефтегазонасыщенности  и пластовых давлений. При вскрытии  выделяются три группы пластов  с высокой проницаемостью ( чаще  всего трещиноватые) и аномально  высокими пластовыми давлениями; с высокими проницаемостью, нефтенасыщенностью  и пластовым давлением; с хорошей  геолого-физической характеристикой,  но с малым пластовым давлением.

Далее будут упомянуты  только два объекта,  промышленная нефтегазонасыщенность которых  установлена сравнительно недавно.

 РН РНП / РВП  - - параметр нефтегазонасыщенности;  рап и рвп - удельные электрические  сопротивления, соответственно, нефтенась  щенного пласта и при условии  его полной водонасыщенности; а  Ъ - постоянные, зависящие от свойств породы.

 Сказанное позволяет  уяснить причины спорадичной,  даже раритетной промышленной  нефтегазонасыщенности глинистых  толщ и технологических затруднений  при вскрытии, освоении и разработке  выявленных продуктивных зон в пелитолитах.

 Под опробованием  вскрытых пластов следует понимать  установление их нефтегазонасыщенности  путем непосредственного отбора  проб содержащихся в них жидкостей  и газов, изучения количественного  и качественного состава последних.

 Для того чтобы  исключить ошибочные выводы о  характере нефтегазонасыщенности  пласта и его коллекторских  свойствах, наряду с прямыми  методами ( получение данных по  результатам исследования скважины) используют косвенные методы, основанные  на сравнении полученных данных  с ранее известными по другим  пластам, вскрытым этой скважиной.  При сравнении результатов испытания  учитываются физико-химические свойства  нефтей, пластовых вод, газосодержание, пластовые давление и температура.

 Количественное  изучение процесса вытеснения  заключается в определении коэффициентов  текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.  Для этого проводятся периодические  исследования в скважинах, расположенных  по периметру текущих контуров  нефтегазоносности и фронтов заводнения.

 Немаловажное  значение имеет изучение коллектор-ских  свойств пород, степени нефтегазонасыщенности,  определение нижних ( кондиционных) пределов коллекторских свойств,  установление положений водонефтяного  и газоводяного контактов, построение  карт поверхности этих контактов,  определение значений эффективных  толщин пластов, построение соответствующих  карт, позволяющих установить границы  распространения продуктивных коллекторов и рассчитать объемы залежи.

 Пласт по своему  строению, коллекторским свойствам  и параметрам нефтегазонасыщенности  аналогичен модели III. Однако в отличие от нее скважина оказалась в еще более неблагоприятных условиях: естественная гидродинамическая связь ее с удаленными от ствола высокоемкими и проницаемыми участками пласта отсутствует.

 Аналогичным образом  получают средневзвешенное по  объему коллекторов значение  коэффициента нефтегазонасыщенности.

 Аналогичная методика  используется и для обоснования  средних значений коэффициента  нефтегазонасыщенности, однако в  отличие от kno он рассчитывается по нефтяной и водонефтяной зонам раздельно.

 Небольшие размеры  образцов не позволяют получать  достаточно полноценные сведения  о нефтегазонасыщенности пород  и надежно судить о величине угла падения пород.

 Геологический  предел коллекторских свойств  горных пород определяется по  корреляционным зависимостям нефтегазонасыщенности  от пористости и проницаемости,  получаемым на основании данных  по лабораторным исследованиям  кернов, отобранных при бурении  скважин на нефильтрующихся растворах  или по исследованию характера  распределения пористости нефте  - и водонасыщенных образцов керна,  отобранных при бурении скважин  на фильтрующихся растворах. Последний  метод представляется наиболее  удобным. Он заключается в том,  что результаты определения пористости  по водо - и нефтенасыщенным образцам  керна выражаются в виде полигонов  частостей распределения пористости, совмещенных на одном графике. Геологический предел определяется по тому значению, которое получается при делении области перекрытия этих полигонов на две равные части.

Обоснованное установление кондиционных ( нижних) пределов пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности  не только обеспечивает достоверность  средних значений данных параметров по скважинам и по залежи в целом, но и обусловливает правильность определения толщин и эффективного объема залежи. Знание кондиционных пределов указанных параметров является важным также при определении промышленной значимости залежи ( отнесение запасов  к балансовым или забалансовым) и  решении вопросов о способах ее разработки.

 Фильтрационно-емкостные  свойства пород-коллекторов характеризуются  следующими основными параметрами:  пористость, проницаемость,  нефтегазонасыщенность.  Изучение фильтрацион-но-емкостных  свойств пород-коллекторов проводится  на образцах керна, по данным  промыслово-геофизических исследований  скважин и по данным эксплуатации  скважин. При изучении свойств  коллекторов проводится обязательное  исследование их литологического  состава. Важным условием получения  достоверной информации о свойствах  пород-коллекторов является изучение  их на керновом материале, наиболее  точно отражающем лцтоло-гическую  изменчивость изучаемого пласта.

 На разведочном  этапе обозначается ( оконтуривается) залежь, определяется мощность и  нефтегазонасыщенность пластов  и горизонтов, подсчитываются промышленные  запасы углеводородного сырья,  разрабатываются рекомендации о  вводе месторождения в эксплуатацию.

Если коэффициент  увеличения сопротивления равен  нескольким единицам, то это указывает  на Нефтегазонасыщенность пласта; увеличение данного коэффициента свидетельствует  о большей нефте-газонасыщенности. По специальным графикам зависимости  Q от нефтегазонасыщенности находят коэффициент нефтегазонасыщен-ности для конкретных пластов.

 Метод состоит  в том, что по данным электрического  каротажа определяется коэффициент  нефтегазонасыщенности, а по нему  на основании заранее составляемых  кривых - проницаемость. Этот метод  рассчитан только на хорошо насыщенные нефтью или газом пласты; данные получаются приближенными.

 Форма и размеры  залежи, эффективная нефтегазонасыщенная  мощность, характер изменения коллекторских  свойств,  нефтегазонасыщенность  продуктивных пластов и другие  параметры, а также основные  особенности, определяющие условия  разработки залежи, изучены приближенно,  но в степени, достаточной для  проектирования разработки залежи; состав нефти, горючих газов  и содержащихся в них сопутствующих  компонентов в пластовых условиях  и условиях поверхности изучен  детально. По нефтяным залежам  проведена пробная эксплуатация  отдельных скважин. По газовым  залежам установлено отсутствие  нефтяной оторочки или определена ее промышленная ценность.

 Под технологическим  пределом понимают значения петрофизических  свойств пород, начиная с которых  они имеют такую нефтегазонасыщенность,  при которой фазовая проницаемость  для нефти или газа ( при определенном  режиме их вытеснения) становится  больше нуля. Технологический предел  позволяет определять эффективный  нефтегазонасыщенный объем пустотногр  пространства пласта и, таким  образом, подсчитывать дренируемые  запасы нефти и газа при  осуществляемом режиме вытеснения.

 Для запасов  этой категории должны быть  известны условия залегания, характер  изменения коллекторских свойств  и нефтегазонасыщенности продуктивных  пластов, качественный и количественный состав нефти и газа.

 Для запасов  этой категории должны быть  известны условия залегания, характер  изменения коллекторских свойств  и нефтегазонасыщенности продуктивных  пластов, качественный и количественный составы нефти и газа.

 Высококачественное  цементирование обсадных колонн  необходимо для однозначности  определения типа флюида, насыщающего  пласт, правильности оценки коэффициентов  начальной и текущей нефтегазонасыщенности  и эффективного осуществления  контроля за выработкой пласта.

 Количественная  интерпретация результатов геофизических  исследований скважин проводится  с целью определения эффективной  мощности продуктивных пластов,  коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности, коэффициентов проницаемости ( относительной и эффективной), продуктивности пласта и ожидаемой нефте-газоотдачи. Эти данные необходимы для составления проектов рациональной разработки месторождений, а также для контроля за ходом разработки и для подсчета запасов нефти и газа. Кроме того, данные интерпретации промыслово-геофизических диаграмм являются основой для корреляции разрезов скважин, составления структурных карт, карт схождения и карт равной мощности.

 Верхняя граница  емкости пустот и проницаемости  при 100 % - ной водонасыщенности  коллекторов, являющаяся одновременно  нижней границей нефтегазонасыщенности,  может служить косвенным показателем  условий формирования нефтяных  и газовых залежей, а также  поэтапной степени эпигенеза.  Малые значения емкости пустот  и проницаемости, по-видимому, должны  свидетельствовать о том, что  формирование нефтяных и газовых  залежей происходило и завершалось  под влиянием огромных внешних  давлений, а большие значения их – об ограниченности внешних сил. Величина этих сил, как нам представляется, поддается расчету.

 Одним из важных  параметров, необходимых для подсчета  запасов нефти и газа, проектирования  разработки, является коэффициент нефтегазонасыщенности.

 При подсчете  запасов нефти и газа объемным  методом три подсчетных параметра  - эффективная толщина, коэффициенты  открытой пустотности и нефтегазонасыщенности  - определяются по данным ГИС  с учетом данных анализа керна  и результатов опробования. Кроме  того, открытая пористость, кавернозность,  трещиноватость и нефтегазонасышенность  могут быть определены по данным  керна.