К оглавлению

Определение продуктивности низкоомных песчаных коллекторов

Н.Д. Гусаков

Промышленные скопления нефти в юго-западной части Прикумской равнины приурочены к песчаным пластам нижнего мела, содержащим высокоминерализованные воды. Удельные сопротивления, определенные для таких пластов по результатам БКЗ, очень низки (от 0,3 до 3 ом м), особенно у пластов с пористостью выше 20%. В этих условиях наличие нефти почти не сказывается на увеличении сопротивления высокопористого пласта. Так, например, на промысле Озек-Суат один из пластов нижнего мела, имеющий сопротивление 1 ом м, оказался промышленно нефтеносным. Между тем, в начале разведки этот пласт, по данным промысловой геофизики, интерпретировался как водоносный, и испытание его на продуктивность было задержано.

Аналогичную характеристику имеют некоторые нефтеносные пласты на месторождениях Зимняя Ставка, Величаевка и Колодезное.

При подсчете запасов нефти в низкоомных песчаных коллекторах и при интерпретации данных промысловой геофизики на новых площадях необходимо было решить вопрос об однозначном определении характера насыщающей пласт жидкости (вода или нефть) и о положении водонефтяного контакта. Соответствующая методика была разработана Грозненской лабораторией ВНИИГеофизики.

При полном замещении пластовой воды фильтратом бурового раствора и в случае водоносности пласта относительное сопротивление зоны фильтрации будет:

где r_D - удельное сопротивление зоны фильтрации, определенное по левой ветви кривой бокового электрического зондирования;

rф - удельное сопротивление фильтрата бурового раствора при температуре пласта.

Если пласт нефтеносный, то нефть в зоне фильтрации вытеснится фильтратом бурового раствора неполностью. Остаточная нефтенасыщенность составит около 20%. Относительное сопротивление зоны фильтрации Р_п' для нефтеносного пласта, при прочих равных условиях, будет несколько больше, чем для водоносного пласта Р_п' > Р_п, т. е. Р_н = Р_п' / Р_п >=1.

Величина Р_п для интерпретируемого пласта определяется по графику зависимости Р_п от относительной амплитуды ПС (V₀/V_p), где V₀ - амплитуда аномалии ПС против интерпретируемого пласта (рисунок) и V_p - против опорного пласта. За опорный взят пласт нижнего мела мощностью около 50 м, представленный чисто водоносным песчаником.

Практика показала, что для описываемых районов величина амплитуды аномалии ПС против нефтеносной части пласта не ниже аномалии ПС против водоносной части пласта и зависит в основном только от его коллекторских свойств.

Сопоставление результатов испытания скважин со значениями Р_н показывает, что при Р_н <=1,1 пласт можно считать насыщенным водой, а при Р_н>=1,2 насыщенным нефтью. При значениях Р_н между 1,1-1,2 трудно установить, какой жидкостью насыщен пласт.

Ниже в таблице приводятся значения Р_н и результаты испытания некоторых скважин Прикумской равнины по IX пласту.

Определенные величины Р_н были использованы при подсчете запасов для выявления водонефтяного контакта на ряде месторождений Прикумской равнины и в новых разведочных районах. Достоинством такого способа интерпретации является возможность использования непосредственно материалов БКЗ с применением обычных палеток.

При определении Р_н могут быть получены противоречивые данные, когда повышенные значения обусловлены не нефтеносностью, а появлением карбонатного материала в пласте. В глинистых пластах значения Р_н занижены. Например, один из пластов месторождения Зимняя Ставка представлен глинистым песчаником, в котором определить водонефтяной контакт по Р_н почти невозможно. Однако для чистых песчаников этот метод дает хорошие результаты.

Для другого пласта месторождений Озек-Суат и Величаевка, представленного чистым песчаником, по ряду скважин был определен коэффициент водонасыщения по известной формуле:

где Р_п - относительное сопротивление пласта, определенное по графику (см. рисунок);

r_B - сопротивление пластовой воды при температуре пласта, определенное по анализам проб вод из пласта;

r_п - сопротивление пласта по результатам БКЗ.

Коэффициент водонасыщения для этого пласта в нефтеносной части колеблется от 30 до 50%. Среднее значение К_в по пласту около 35%, что хорошо согласуется с промысловыми данными. Сопоставление К_в с результатами испытания показывает, что при значениях К_в >60% пласт не содержит промышленной нефти.

При подсчете запасов были использованы коэффициенты пористости пласта, определенные по промыслово-геофизическим данным. Пористость находили по относительным амплитудам ПС, в качестве реперного брали один из пластов нижнего мела. Ошибка в определении пористости составляла ±3% от ее абсолютного значения для каждого отдельного случая. Но так как коэффициент пористости подсчитывался по всей площади пласта, то среднее значение пористости имело меньшую величину ошибки.

Озек-Суатская промыслово-геофизическая экспедиция

Таблица

Месторождения	Рн	Интервалы		Результат испытания
		обработки	испытания
Озек-Суат	1,54	3174-3182	3172-3179	Фонтан нефти
То же	1,38	3181-3184,5	3177-3183	То же
»	3,2	3198-3201	3195-3202	»
»	0,8	3197-3198	3200-3204	Вода
»	0,9	3209-3212	3207-3210	То же
»	1,06	3224-3225	3235-3242	» »
»	0,65	3241-3243	3240-3243	» »
Зимняя Ставка	16	3091-3101	3093-3097	Фонтан нефти
То же	3,2	3104-3124	3105-3109	То же
»	1,08	3113-3120	3114-3118	Вода
»	1	3126-3149	3125-3133	То же
»	1,13	3131-3141	3132-3136	Вода с пленками нефти
»	1,08	3109-3112	3109-3112	Вода
Величаевка	1,71	3090-3097	3089-3095	Фонтан нефти
То же	1,0	3120-3127	3121-3138	Вода
Правобережное	1,68	3099-3106	3100-3103	Фонтан нефти

Рисунок