К оглавлению

Об определении физических параметров нефтесодержащих пород для подсчета запасов нефти в залежах по электрометрическим и радиометрическим данным

(Печатается в порядке обсуждения.)

Ф.И. КОТЯХОВ

Определение абсолютных и промышленных запасов нефти в залежах по результатам анализа кернов носит весьма приближенный характер. Дело в том, что отбор керна обычно производится из ограниченного числа разведочных и оценочных скважин; вынос его на поверхность в лучшем случае не превышает 60% от пробуренного интервала пород колонковым долотом; условия отбора керна, как правило, не обеспечивают получения истинной водонефтенасыщенности его и т. д.

Сказанное усугубляется еще тем, что объем самого керна по сравнению с объемом пласта, приходящегося на одну скважину, чрезвычайно мал.

Вследствие указанных причин оценка физических параметров пласта производится по очень ограниченному количеству данных, получаемых при анализе кернов. Поскольку отбор кернов в подавляющем большинстве случаев производится при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором, определение по ним содержания погребенной воды в продуктивном пласте не представляется возможным. Правда, это обстоятельство облегчает определение коэффициента нефтеотдачи пласта по кернам, но оно не исключает необходимости определения содержания погребенной воды, которое при изложенных условиях невозможно. Применение для этой цели при отборе кернов в качестве промывочной жидкости глинистых растворов на нефтяной основе, к сожалению, не получило до сего времени должного распространения.

В связи с этим при подсчете абсолютных и промышленных запасов нефти допускаются элементы произвольности, приводящие к существенным погрешностям.

Устранение этих недочетов при подсчете запасов нефти в залежах путем отбора керна во всех бурящихся скважинах и применения при вскрытии пласта только нефтяного раствора едва ли можно признать правильным. Нужно учитывать, что продолжительность бурения скважин при отборе кернов резко возрастает, особенно при применении нефтяного раствора, поэтому выбор такого пути привел бы к значительному снижению производительности труда в бурении. С другой стороны, это потребовало бы значительных расходов на создание специальных лабораторий с большим штатом лаборантов и научных сотрудников для анализа кернов. Поэтому масштабы отбора керна в скважинах и применение в качестве промывочной жидкости нефтяных растворов не должны выходить за разумные пределы.

Не следует также думать, что устранение изложенных недочетов в подсчете запасов нефти может быть достигнуто широкой постановкой специальных исследований, моделирующих условия формирования и разработки нефтяных залежей. Нельзя забывать, что нефтяные залежи, как правило, имеют чрезвычайно сложное и различное геологическое строение даже в пределах разрабатываемой площади. По этой причине многие процессы, происходящие в залежи в периоды ее разработки, остаются для нас неизвестными. Не более обширными являются наши знания и об условиях формирования той или иной залежи к началу ее разработки. В силу этого полноценное моделирование процессов формирования и разработки нефтяных залежей для получения исходных параметров при подсчете запасов нефти связано с непреодолимыми трудностями. Частичное же моделирование этих процессов имеет существенные погрешности. Поэтому второй путь является также малоперспективным.

Учитывая изложенное обстоятельство, в настоящее время уделяется очень большое внимание изучению возможности использования результатов электрометрических и радиометрических исследований скважин для разрешения рассматриваемой проблемы. Помимо известных уже работ в области электрометрии, имеются работы по использованию радиометрии для определения, например, плотности и пористости нефтяных пород [3, 6, 7]. Хотя эти работы представляют собой пока только начало, результаты их на наш взгляд уже позволяют использовать электрометрические и радиометрические исследования скважин для определения пористости, водо-нефтенасыщенности и нефтеотдачи продуктивных пластов. Остановимся на рассмотрении этого вопроса более подробно.

Излагаемые ниже соображения, разумеется, не ограничиваются здесь исходными зависимостями и формулами, хотя на наш взгляд они и являются наиболее приемлемыми.

Раньше [1, 2] нами было показано, что коэффициент относительного электрического сопротивления нефтяного пласта Рq зависит от коэффициента полной пористости m и коэффициента водонасыщенности a. Эта зависимость выражается следующей эмпирической формулой:

где- истинное удельное электрическое сопротивление нефтяного пласта;-удельное электрическое сопротивление погребенной воды;  и  выражены здесь в долях единицы.

Полученная формула имеет три неизвестных: , поэтому может быть использована только в том случае, если имеется возможность определения двух неизвестных в ней каким-либо другим путем.

В этом отношении решение задачи значительно облегчается использованием результатов исследований Полака и Рапопорта [3] по изучению поглощения гамма-лучей осадочными породами. На основании опытов с различными пористыми средами (песчаниками, известняками, доломитами, глинами и ангидритами) и радиоактивным кобальтом Co60, у которого средняя величина энергии гамма-излучения равна 1,25 MeV, авторы пришли к выводу, что коэффициент поглощения гамма-лучей зависит от плотности породы и определяется следующей формулой:

Где - коэффициент поглощения гамма-лучей в см-1;-плотность в г/см3.

Согласно (2) численный коэффициент 0,05 имеет размерность см2/г.

Таким образом., определив по гамма-гамма-каротажу коэффициент поглощения , по формуле (2) можно найти плотность пород . Пользуясь значениями  и , можно определить коэффициент полной пористости нефтяного пласта.

Вес породы нефтяного пласта слагается из веса самой породы, веса нефти и веса воды:

Вес породы (образца)

, где  и  - объем породы и ее плотность без нефти и воды.

Вес нефти в породе

 где- плотность нефти в пластовых условиях.

Вес воды в породе

 где- плотность воды в пластовых условиях.

Отсюда выражение (3) можно представить в следующем виде:

 

Отношение

, где- плотность породы с нефтью и водой.

Имея в виду, что

плотность сухой породы определим из выражения

, где- плотность зерен породы.

Подставляя в (4) вместо  и  их значения, получим

Подставив в (7) вместои  их значения из формул (1) и (2), получим

Отсюда коэффициент полной пористости нефтяного пласта определится из выражения

Известно [2], что  с достаточной для практических целей точностью можно принять равным 2,68 г/см3. Следовательно, формулу (9) можно представить также в виде

Если известно значение, то величинаможет быть найдена по графику (см. рисунок).

Таким образом, зная плотности нефти и воды в пластовых условиях, коэффициент поглощения гамма-излучения при гамма-каротаже и  по БКЗ, можно определить коэффициент пористости нефтяного пласта.

Для определения  необходимо знать удельное электрическое сопротивление погребенной воды . Величинаможет быть найдена по соответствующим кривым [4], если знать минерализацию погребенной воды в кернах, отобранных при применении нефтяного раствора. Для этой цели отбор керна па нефтяном растворе можно произвести всего лишь в двух-трех скважинах.

Определив пористость нефтяного пласта по формуле (10), легко определить его водонасыщенность по формуле (1). Таким образом, пользуясь этими формулами, можно получить исходные данные для подсчета абсолютных запасов нефти в залежах, не прибегая к повсеместному отбору керна.

По этим же формулам может быть определен коэффициент нефтеотдачи пласта. Допустим, что на разработанном обводненном участке нефтяного пласта пробурена скважина, в которой определены пористость и водонасыщенность пласта по формулам (1) и (10). Тогда, зная первоначальное количество погребенной воды в пласте по соседним скважинам, найденное раньше таким же путем, можно определить коэффициент нефтеотдачи различных интервалов пласта, используя следующую зависимость:

где- коэффициент нефтеотдачи; - коэффициент текущей водонасыщенности;- коэффициент первоначальной водонасыщенности.

В этом случае  может быть определено непосредственным измерением электропроводности пластовой воды, отобранной в этой скважине в процессе ее растартывания.

Но определение коэффициента нефтеотдачи пласта указанным путем не ограничивается. Как ранее отмечалось [2,5], он может быть определен по результатам анализа кернов, отобранных при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором. В этом случае коэффициент нефтеотдачиподсчитывается по формуле

где- коэффициент остаточной нефтенасыщенности керна; b - объемный коэффициент.

Величина  определяется по формулам (1) и (10).

Таким образом, используя результаты анализа кернов и данные электрометрических и радиометрических исследований скважин, можно получить более полные сведения о пласте для подсчета абсолютных и промышленных запасов нефти и при меньших затратах труда и средств.

Поскольку мы здесь остановились только на принципиальной стороне вопроса, отнюдь не исключается возможность и целесообразность последующего уточнения приведенных здесь зависимостей и формул, если в этом обнаружится соответствующая необходимость.

ЛИТЕРАТУРА

1.     Котяхов Ф.И. Об определении некоторых физических параметров пород по данным удельного электрического сопротивления. Геология, разведка, добыча и переработка нефти и газа. Тр. Акад. нефт. пром., вып. III, Гостоптехиздат, 1956.

2.     Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.

3.     Полак Л.С. и Рапопорт М.Б. О поглощении гамма-лучей осадочными породами. Прикладная геофизика, вып. 15. Гостоптехиздат, 1956.

4.     Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С., Казакова А.В., Румянцева Н.Н. Результаты исследований пористости и водонасыщенности тонко переслаивающихся пород газовых залежей. Вопросы физики и термодинамики пласта. Тр. ВНИИ, вып. XV. Гостоптехиздат, 1958.

5.     Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С., Требин Г.Ф., Казакова А.В. Об определении коэффициентов водонасыщения и нефтеотдачи пород по результатам анализа кернов. Нефт. хоз., № 6, 1956.

6.     Р.Е. Baker. Density Logging with Gamma Rays. Journal of Petroleum Technology, October, 1957.

7.     Дахнов В.H., Ларионов В.В., Иванов Ю.М. Применение радиоактивных изотопов для исследования коллекторских свойств горных пород. Вопросы промысловой геофизики. Тр. МНИ, вып. 15, 1955.

ВНИИ

 

Рисунок