К оглавлению

Интерпретация промыслово-геофизических материалов по данным исследования консервированных кернов

А. П. Анпилогов, Л. И. Орлов

Результаты многих промыслово-геофизических исследований (микрозонды, малые зонды БКЗ, НТК, НК, ГГК и др.) зависят в значительной мере от физических свойств пород, подвергшихся воздействию фильтрата бурового раствора, от зоны проникновения и промытой зоны.

Под промытой зоной подразумевается примыкающий к стволу скважины цилиндрический слой породы толщиной 5-10 см, через который профильтровался буровой раствор в количестве не менее двух объемов порового пространства. Как показывают лабораторные исследования образцов девонских песчаников [3], при таком количестве профильтровавшейся пресной воды происходит практически полная водо- и нефтеотдача. Наличие промытой зоны возможно [3], когда в пласте по данным БКЗ наблюдается зона проникновения фильтрата бурового раствора диаметром не менее 2d (d- диаметр скважины, равный 27-30 см).

Так как в скважине против коллекторов быстро образуется глинистая корка, малопроницаемая для фильтрата раствора, то зона проникновения, по-видимому, возникает в основном в процессе разбуривания пород. Поэтому количество остаточной нефти и минерализацию воды в промытой зоне пласта-коллектора можно отождествлять с таковыми для кернов, извлеченных из того же пласта. При подъеме керна на поверхность из его пор вследствие разгазирования нефти вытесняется вода, количество дополнительно вытесненной нефти при разгазировании по данным ВНИИ [3] составляет от 0,9 до 3% и в среднем 2% от начального нефтенасыщения. Для кернов, отобранных из оценочной скв. 1406 Туймазинского месторождения, кроме пористости, проницаемости, остаточной нефтенасыщенности, водонасыщенности и содержания хлора ЦНИЛом НПУ Туймазанефть определялись удельное и относительное электрическое сопротивления.

Электрическое сопротивление законсервированных кернов замерялось сразу же после снятия парафиновой оболочки и верхнего загрязненного слоя образца при помощи кернового резистивиметра по четырехконтактной схеме с пульсатором. Относительное сопротивление определено на проэкстрагированных образцах, насыщенных четырехнормальным раствором хлористого натрия.

Результаты лабораторных исследований керна в сопоставлении с диаграммами стандартного каротажа и микрокаротажа приводятся на рис. 1.

Пользуясь данными анализов керна, можно рассчитать удельное электрическое сопротивление керна для температуры пласта (30° С) при заполнении всего порового пространства остаточной нефтью и водой, минерализация которой равна минерализации, определенной по содержанию хлора.

Средние значения необходимых для расчета величин по многочисленным анализам кернов приведены ниже.

При определении минерализации воды явно заниженные значения содержания хлора (менее 0,17%), ниже его содержания в фильтрате бурового раствора, не учитывались. Сопротивление воды определялось, исходя из того, что хлор-иона в пластовой воде девона содержится 13-14% и в составе ее и фильтрата раствора преобладает хлористый натрий.

Расчетные значения сопротивления керна r_к.п.у можно определить по формуле:

где a_t - температурный коэффициент, равный (для пересчета сопротивления с 20° С на 30° С) 0,82 [2];

p - коэффициент поверхностной проводимости, который из-за малой глинистости коллекторов принят равным 1.

Полученные средние значения сопротивления кернов при пластовых условиях для пласта Д_I, пород раздела и пласта Д_II соответственно равны 17,9; 4,4 и 12,5 омм.

Сопротивления промытой зоны r_Dп, определенные по микрозондам при помощи палеток ВУФВНИИГеофизики и Шлюмберже по известной методике [1], для этих же пластов соответственно равны 19,8; 4-50 и 14 омм. Большие пределы изменения r_Dп для пород раздела объясняются их литологической неоднородностью. Следовательно, сопротивление керна в пластовых условиях совпадает (в пределах погрешности определений) с сопротивлением промытой зоны пластов.

Сопротивление зоны проникновения, определенное по БКЗ для пластов Д_I и Д_II приблизительно равно 20-30 омм при диаметре этой зоны порядка 2 d.

При исследовании свыше 400 образцов консервированных кернов, отобранных из пластов Д_I и Д_II месторождений Башкирии и Татарии, установлено, что остаточная нефтенасыщенность кернов колеблется от 15 до 35,5% от объема пор [3]. Водонасыщенность нефтяных кернов составляла 22-66% от объема пор, причем содержание хлоридов в воде в пересчете на NaCl равно 0,2-1,6%. Так как минерализация вод пластов Д_I и Д_II составляет 22-24%, а минерализация фильтрата раствора 0,1-0,84% (содержание хлоридов в пересчете на NaCl), то погребенная вода, по-видимому, почти полностью вытесняется из нефтяных кернов с хорошей пористостью и проницаемостью.

Если фильтрат бурового раствора с сопротивлением rф заполняет среднюю часть пор, а у стенок поровых каналов остается минерализованная пластовая вода с сопротивлением r_пв, то количество оставшейся пластовой воды z (в долях объема воды) в порах определится приближенно выражением [1,2]:

где ri - общее сопротивление воды в порах керна (промытой зоны) при условии, что вся остаточная пластовая вода влияет на электропроводность.

Если остаточная пластовая вода смешивается с фильтратом раствора, то

где Сi - минерализация воды в порах породы;

Сф - минерализация фильтрата бурового раствора;

Спв - минерализация пластовой воды.

По приведенным выше данным количество остающейся в порах керна пластовой воды примерно равно 1-6% (2) и 0,4-3,4% (3) от всего объема воды в поровом пространстве.

Как видно на рис. 1 с ухудшением коллекторских свойств пород количество пластовой воды в кернах увеличивается.

Много замеров сопротивления вытяжек из керна выполнено по оценочной скв. 1207 для пласта Д_II; который здесь полностью насыщен водой. Удельное сопротивление раствора по нескольким измерениям составляет 1,15 омм, сопротивление фильтрата раствора по шести замерам 0,69 омм, сопротивление вытяжек воды из кернов (замеры на 23 образцах, отобранных равномерно по всему интервалу пласта Д_II) в среднем 0,64 омм при температуре 20° С, предельное относительное сопротивление пласта по известной пористости 13,7. Согласно этому сопротивление кернов в условиях пласта определится (если пренебречь поверхностной проводимостью):

По данным интерпретации диаграмм микрозондов сопротивление промытой зоны пласта Д_II изменяется от 7,25 до 8,7 омм.

Таким образом, и в описанном случае для водонасыщенного пласта получено хорошее соответствие электрических характеристик промытой зоны и консервированных кернов (при пересчете на 100%, насыщенность кернов водой и температуру пласта).

Используя данные определений по отдельным образцам кернов удельного электрического сопротивления, относительного сопротивления и содержания хлора (для оценки сопротивления воды в порах), можно легко рассчитать коэффициент увеличения сопротивления за счет нефтенасыщенности Q и сравнить его с водонасыщенностыо (Кв = 1-Кн), определенной для тех же образцов керна.

На рис. 2 приводится такое сопоставление для нескольких образцов(скв. 1406), из которого видно, что средняя кривая по полученным точкам в общем соответствует кривым, полученным по данным Л.П. Долиной и Л.И. Орлова, хотя и наблюдается систематическое занижение значений Q для всех точек. Это, возможно, вызвано наличием поверхностной проводимости породы или пленки воды на поверхности керна, влияние которых необходимо изучить дополнительно.

Из приведенных примеров следует, что при комплексном исследовании кернов может быть определен коэффициент максимальной нефтеотдачи по промытой зоне призабойной части пласта, изучаемой микрокаротажем, если зона проникновения фильтрата раствора, определяемая по БКЗ, достаточно велика.

ЛИТЕРАТУРА

1. Башлыкин И.И. Исследование скважин микрозондами. Гостоптехиздат, 1957.

2. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования нефтяных скважин. Гостоптехиздат, 1952.

3. Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С., Серебренников С.А. О некоторых методах определения коэффициента нефтеотдачи пласта при вытеснении нефти водой. Тр. ВНИИ, вып. XXIV. Исследования нефтеотдачи пласта. Гостоптехиздат, 1959.

ВУФВНИИГеофизика

Таблица

Пласт	Интервал, м	Содержание хлор-иона, % к воде SCl, %	Удельное сопротивление воды по содержанию хлора при 20° С, омм rпв	Относительное сопротивление Рпр	Остаточная нефтенасыщенность Кн.о, %	Коэффициент увеличения сопротивления Q, соответствующий Кн. о.
ДI	1609,0-1628,0	0,36	0,95	13,5	26,0	1,70
Породы раздела	1628,0-1634,4	1,52	0,25	12,3	27,7	1,75
ДII	1634,4-1653,6	0,45	0,78	11,2	27,4	1,75

Рис. 1. Сопоставление данных исследования кернов с каротажными диаграммами по скв. 1406 Туймазинского месторождения.

1 - песчаник; 2 - аргиллит; 3 - алевролит; 4 - известняк.

Рис. 2. Зависимость коэффициента увеличения сопротивления Q от водонасыщенности К_в.

Кривые: 1 - по данным Л.П. Долиной; 2 - по данным Л.И. Орлова; 3 - усредненная кривая по данным измерений консервированных кернов.