Разделение пластов по характеру насыщения на поздней стадии разработки нефтяных месторождений с применением различных систем заводнения пресной нагнетаемой водой весьма сложно из-за идентичности электрических и нейтронных свойств нефти и пресной воды. Решение этой задачи особенно затруднено в условиях резкой литологической зональной неоднородности пластов и изменения коллекторских свойств по вертикали. Указанные причины обусловливают получение притоков безводной нефти или пресной воды во время пробной эксплуатации пластов при низких значениях r_п, равных 1,5-5-10 Ом-м. Поэтому, прежде всего, необходимо расчленить объект разработки на неоднородные по литологическому составу и коллекторским свойствам пласты и прослои с последующим установлением характера насыщения каждого выделенного прослоя.

Эти сведения необходимы и при вводе объекта в разработку, так как не вся перфорированная мощность пласта участвует в эксплуатации (как и в нагнетательной скважине, не вся перфорированная мощность пласта принимает воду). Наиболее оптимальным для решения указанной задачи, по нашему мнению, является комплексирование ядерно-физических методов, с помощью которых изучаются коллекторские свойства, и опробователей на каротажном кабеле (ОПК).

Одним из новых методов, показания которого зависят от коллекторских свойств пласта, т. е. от объема свободного флюида в его порах, является ядерно-магнитный каротаж (ЯМК). ЯМК обладает высокой разрешающей способностью по вертикали и позволяет выделять прослои мощностью 0,4 м.

Нами проанализированы материалы замеров ГК, НГК, ПС и ЯМК в терригенных отложениях девона Татарии по 120 скважинам, в которых к тому же методом ОПК выполнено 950 исследований. Проведенный анализ показал, что для детального литологического расчленения объекта разработки по коллекторским свойствам наибольшей информативностью обладает ЯМК. Так, в скв. 6940 Чишминской ( рис. 1 ) пласт в интервале 1729-1736,4 м, по данным ПС, характеризуется как однородный коллектор. Однако, по данным ЯМК, в средней части этого пласта (1737,6-1734 м) выделяется глинистый прослой, который очень слабо намечается по ГК и НГК. При тонком переслаивании песчаников и алевролитов в интервале 1747-1760 м, по материалам ЯМК, пласты с подвижным флюидом уверенно расчленяются как по мощности, так и по пористости. По изменению ПС и ГК в средней части пласта в интервале 1752,6-1758,6 м эти прослои трудно однозначно отнести к коллекторам, в то же время, по ЯМК, весь пласт характеризуется как коллектор. Наблюдается тесная связь между величиной сигнала ИСФ и скоростью притока ОПК (V/t). Причем наличие сигнала ИСФ является надежным критерием получения притока флюида из пласта прибором ОПК. Так, из 139 бесприточных операций ОПК в 130 случаях отсутствовал сигнал ИСФ (более 92%). Статистический анализ значений относительных параметров А_g, А_ng и a_пс, рассчитанных по методике [1, 2], и сведений о приточности пласта, по данным ОПК, показал, что при отсутствии материалов ЯМК максимальную информативность по выбору точек для опробования имеет ГК (наибольшая вероятность получения притока при A_g<0,16, а при A_g>0,55 вероятность получения притока практически исключается), менее информативны методы НГК и ПС. Для оценки возможности расчленения пласта по проницаемости, по данным ЯМК, результаты его измерений были сопоставлены с данными ОПК в виде параметра скорости притока V/t, который функционально связан с проницаемостью.

На рис. 2 , а графически изображена корреляционная зависимость между K_{п.эф.ямк} и V/t, выведенная по результатам исследований 135 нефтеносных и обводненных пластов (коэффициент корреляции >0,8). Это убедительно свидетельствует о том, что показания ЯМК связаны не только с K_п.эф, но и с проницаемостью пласта.

Проведенные исследования [3] показали, что в ряде случаев по данным ЯМК удается разделить нефтеносные и обводненные пласты по величине времени продольной релаксации Т₁. Время Т₁ зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости у водоносных коллекторов находится в пределах 200-600 мс, а у нефтеносных 700-1000 мс. Кроме того, нефтеносные пласты из-за остаточной нефти, находящейся в порах прискважинной части пласта, имеют две компоненты в характеристике продольной релаксации. Указанные признаки могут быть использованы для уточнения характера насыщающего пласт флюида при высоком r_в. Однако в условиях сложного строения структуры порового пространства коллекторов и применяемой технологии их вскрытия (высокие значения Dр “скважина- пласт”, обработка промывочной жидкости нефтью и т. д.). задача разделения их по насыщению решается неоднозначно. На рис. 2 , б показана зависимость между К_{п.эф.ЯМК} в точках отбора проб и скоростью притока V/t (л/мин) ОПК, выведенная по результатам исследований 72 обводненных пластов, условия насыщения которых подтверждены при пробной эксплуатации, и по 63 нефтеносным пластам. Причем усредненное значение скорости притока V/t нефтеносных проб выбиралось по тем, в составе флюида которых объем нефти превышал 1 л. Указанное распределение приведено для условий, когда Dр<6 МПа (при больших значениях Dр отбор нефти в объеме более 1 л маловероятен). Как следует из приведенной зависимости, четкого разделения нефтеносных и обводненных пластов не наблюдается, что, вероятно, объясняется близостью характера и вещественного состава флюидов в зоне проникновения. Поэтому разделение пластов по насыщению в условиях заводнения должно происходить на основе комплексного использования данных ядерно-физических методов (ЯФМ) и анализа пластовых флюидов, отбираемых ОПК. Пример комплексного использования материалов ЯФМ и ОПК приведен на рис. 3 . Породы в интервале 1631,4-1635,2 м в скв. 10 852 Миннибаевской по стандартному комплексу ГИС могут быть охарактеризованы как песчаники нефтеносные. По данным ЯМК, четко выделяется как пласт-коллектор только часть рассматриваемого интервала, которая имеет, по данным ВДК, характерные для нефтеносного объекта значения диэлектрической проницаемости е. Пласт в интервале 1639-1654 м, по ЯФМ, квалифицируется (r_п=60 Ом-м) как неоднородный. По результатам анализа пластовых флюидов, отобранных с помощью ОПК, до глубины 1642 м пласт определяется как нефтенасыщенный (C₀₁ = 32-33 %, k₅ = i-C₅/n-C₅>1, содержание непредельных УВ 0-0,008%), ниже - обводненный (резкое уменьшение содержания C₀₁ до 2,6%, обусловленное длительной промывкой пласта, k₅<1, возрастание SС_nН_2n до 6,4%). На обводненность данного интервала указывает и повышение значений диэлектрической проницаемости e (до 22 отн. ед.). По данным ЭК и РК, пласт в интервале 1655,6-1658 м охарактеризован как низкопористые песчаники с пониженным нефтенасыщением (r_п= 15-10 Ом-м). По данным ЯМК, коллекторы выделяются в интервалах 1656-1656,8 и 1757,2- 1758 м. По результатам анализа пластовых флюидов, отобранных из-выделенных интервалов, они квалифицируются как нефтенасыщенные (C01 = 40-42%, S2С_an = 2-8%, k₅> 1, SС_nН_2n отсутствуют). При совместном испытании указанных прослоев получен приток безводной нефти.

Таким образом, в условиях неоднородного по литологическому составу и коллекторским свойствам: объекта разработки для разделения нефтеносных и обводненных в процессе эксплуатации пластов для повышения эффективности исследования бурящихся скважин необходимо комплексное использование материалов ЯФМ и анализа пластовых флюидов, отбираемых опробователями на каротажном кабеле.

1. Вендельштейн Б.Ю., Ларионов В.В. Использование данных промысловой геофизики при подсчете запасов нефти и газа. М., Недра, 1964.
2. Дахнов В.Н., Долина Л.П. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. М., Гостоптехиздат, 1959.
3. Методическое руководство по проведению ядерного магнитного каротажа и интерпретации его данных / С.М. Аксельрод, В.И. Даневич, В.М. Запорожец и др. - М., ВНИИЯГГ, 1973.

Рис. 1. Результаты использования ЯМК для детального литологического расчленения по скв. 6940 Чишминской площади

Рис. 2. Графики зависимости Кп.эф ЯМК от скорости притока V/t для нефтенасыщенных и обводненных пластов (а) и раздельно нефтенасыщенных и обводнённых (б).

Пробы из пластов: 1 - обводненных (n=72), 2 - нефтеносных с V нефти более 1 л (n = 63)

Рис. 3. Пример комплексного использования данных ЯФМ и анализа пластовых флюидов при разделении пластов по нефтеводонасыщению (скв. 10 852 Миннибаевской площади)