|
УДК 550,832.582 |
Оценка содержания высоковязких компонент нефти в нефтеносных пластах по данным ЯМК
С.М. АКСЕЛЬРОД, В.И. ДАНЕВИЧ, Д.М. САДЫХОВ (ЮжВНИИгеофизика), Г.А. ГАДЖИЕВ (НГДУ им. 26 бакинских комиссаров ПО Азнефть)
Исследования
скважин ядерно-магнитным каротажем (ЯМК) позволяют выделять пласты-коллекторы,
содержащие свободный флюид [1, 2]. С помощью количественной обработки данных
ЯМК определяется индекс свободного флюида (ИСФ). Для водоносного пласта ИСФ
совпадает с эффективной пористостью 
, которая отличается от открытой пористости Кп на
величину коэффициента остаточной (связанной) водонасыщенности 
[1]
В нефтеносных коллекторах ИСФ характеризуется как свободной водой, так и свободной (подвижной) нефтью. При ЯМК исследуется только прискважинная зона пласта (промытая зона), в которой, как правило, подвижный пластовый флюид вытеснен фильтратом промывочной жидкости. Остаточная нефть может быть представлена двумя составляющими: подвижной маловязкой нефтью, не вытесняемой из пласта из-за особенностей структуры порового пространства коллектора, и высоковязкой нефтью или битумом, которые при температуре пласта и действующем градиенте давления не перемещаются в порах породы. Высоковязкие УВ, содержащиеся в порах, не вносят вклада в ИСФ. Величина измеренного ИСФ, таким образом, характеризует ту часть порового пространства, в котором содержатся пластовая свободная вода, маловязкая подвижная составляющая остаточной нефти и фильтрат промывочной жидкости
где 
и 
- коэффициенты остаточной нефтенасыщенности
соответственно высоковязкой нефти (битума) и подвижной, 
- коэффициенты водонасыщенности,
соответствующие свободной пластовой воде, остаточной (связанной) воде и
фильтрату промывочной жидкости. Из этого следует, что при измерении по данным
ЯМК величины ИСФ и определении по материалам стандартного комплекса ГИС Кп и
суммы 
можно оценить
, что положено в
основу методики оценки содержания высоковязких УВ, не вытесняемых из нефтеносного
пласта, суть ее состоит в следующем.
Отношение ИСФ к
открытой пористости коллектора ИСФ/Кп характеризует долю объема пор, занятого
свободным флюидом. Для заведомо водоносного пласта это отношение представляет
собой коэффициент свободной водонасыщенности. Соответственно разность 1-ИСФ/Кп=
.
Для
слабоглинистого водоносного коллектора 
лежит в пределах 0,1-0,2, но увеличивается с
возрастанием рассеянной глинистости 
, которая содержит основную долю связанной воды. Для
водоносного песчаника в общем случае должна быть близкой к линейной зависимость
(1-ИСФ/Кп) от 
или
от параметра, пропорционального 
, например, от 
где а - свободный
член уравнения, q -
коэффициент пропорциональности, а 
- относительная естественная радиоактивность (двойной
разностный параметр ГК). Для коллектора, насыщенного легкой маловязкой нефтью,
также справедлива зависимость (3), поскольку, как это было указано выше,
подвижная нефть почти полностью вытесняется фильтратом промывочной жидкости из
промытой зоны коллектора, а остаточная ее часть, с точки зрения формирования
сигнала свободной прецессии, ведет себя практически так же, как и вода.
Если же в коллекторе содержатся остаточные УВ в виде битума или высоковязких компонентов нефти, то разность 1 - ИСФ/Кп будет определяться не только связанной водой, но и остаточной нефтью.
где 
- доля объема пор, занятого
битумом или высоковязкими компонентами нефти.
Поэтому
нефтеносные коллекторы, содержащие остаточные УВ, не удовлетворяют зависимости
(3). Это приводит к тому, что в пространстве параметров [(1-ИСФ/Кп), 
] пласты с остаточными УВ
будут располагаться выше уравнения 
. Разность между ординатами этой зависимости (с
учетом доверительного интервала) и значением функции (1 - ИСФ/Кп) для пласта
можно рассматривать как оценку коэффициента, характеризующего величину 
.
Таким образом,
методика выделения коллекторов с остаточными УВ в терригенных разрезах состоит
в том, что по заведомо водоносным пластам предварительно строится опорная
зависимость в виде уравнения регрессии 
, для нее вычисляются доверительные интервалы,
определяемые средним квадратическим отклонением 
, а затем в пространстве параметров
[(1-ИСФ/Кп), 
]
располагаются исследуемые пласты, представленные парами параметров (1-ИСФ/Кп) и
. Пласты, координаты
которых совпадают в пределах доверительного интервала 
с зависимостью (3), не содержат битума или
вязких компонентов нефти. Пласты, координаты которых располагаются выше линии
зависимости, включают остаточные высоковязкие УВ, и их количество оценивается
разностью ординат пласта и опорной зависимости.
Описанная методика опробована на материалах ряда скважин. С этой целью был проведен ЯМК в разрезах IV-VI горизонтов верхнего отдела ПТ площадей Кергез, Локбатан, Аташкя, Пута-Кушхана. Эти площади находятся в поздней стадии эксплуатации и характеризуются высокой вязкостью нефтей, которые содержат до 60 % смол, имеют плотность 0,9 г/см3, и при 20 °С и ниже нетекучи. Поэтому их эксплуатация требует применения специальных мер по подогреву пласта. Дебиты скважин небольшие, иногда одновременно с нефтью из пласта поступает вода, а в начальный период эксплуатации - и газ.
Коллекторы представлены мелкозернистыми песками, глинистыми алевролитами, открытая пористость которых достигает по керновым данным 21-23 %.
Исследования ЯМК были выполнены более чем в 20 скважинах вышеуказанных месторождений.
В качестве примера приведены результаты ГИС по скв. 324 Кергез. Как видно из рис. 1, в интервале глубин 480- 545 м по кривым ЯМК четко выделяются пласты-коллекторы. В то же время некоторые пласты, прослеженные по стандартному комплексу ГИС как нефтеносные коллекторы, по данным ЯМК характеризуются очень низкими значениями ИСФ, что свидетельствует о высокой вязкости УВ и трудности извлечения их из пласта. Примером может служить пласт в интервале 518-521 м.
Зависимость 
построенная по
результатам ЯМК, НГК, ГК, проведенных в скважинах 314 и 324 (рис.
2, а), показывает, как в пространстве параметров 
распределяются точки, соответствующие
пластам с подвижным флюидом (нефтеводонасыщенности) и с окисленной нефтью. По
полученным согласно рис. 2, а данным можно оценить
содержание остаточных высоковязких УВ 
в условиях, действующих в промытой зоне пласта. Из рис. 1 и таблицы видно, что для
некоторых пластов 
УВ
высок. Однако он может быть снижен путем повышения температуры пласта.
Таким образом, совместная интерпретация данных ГИС с материалами ЯМК позволяет устанавливать наличие в нефтеносном коллекторе высоковязких УВ и оценивать их содержание при пластовой температуре.
Применение описанной методики ограничивается наличие в промытой зоне остаточного газа. В этом случае коэффициент остаточной газонасыщенности промытой зоны имеет градиент, направленный радиально от стенки скважины. Так как радиальная глубинность ЯМК меньше, чем НГК или ИННК, определенная этими методами эквивалентная пористость (водородсодержание) для интервалов, содержащих свободный газ, оказывается заниженной, что приводит к увеличению ИСФ/Кп и, следовательно, уменьшению функции 1 - ИСФ/Кп. Это проявляется в том, что у пластов, содержащих свободный газ, значения 1-ИСФ/Кп располагаются ниже линии опорной зависимости (3) (рис. 2, б).
Указанный признак однозначно свидетельствует о присутствии свободного газа в промытой зоне пласта. Однако одновременное присутствие битума и свободного газа приводит к частичной или полной взаимной компенсации эффектов, что делает неопределенной оценку содержания в пласте битума. Для решения задачи в подобных условиях необходимо привлечение еще одного метода ГИС, применяемого для оценки остаточной газонасыщенности пласта в промытой зоне, в частности плотностного гамма-гамма-каротажа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аксельрод С.М., Даневич В.И., Садыхов Д.М. Определение эффективной пористости коллекторов по данным ядерно-магнитного каротажа // Геология нефти и газа.- 1979.- № 9,-С. 31-36.
2. Ядерные магнитные методы исследования скважин / С.М. Аксельрод, В.И. Даневич, В.М. Запорожец и др.- М.: Недра.- 1976.
|
Номер скважины |
Интервал глубин, м |
ИСФ |
|
Кн |
|
|
314 |
518-519 |
8,2 |
21 |
0,21 |
0,09 |
|
538,8-539,8 |
8,4 |
16 |
0,39 |
0,22 |
|
|
572,6-580 |
2,0 |
12,5 |
0,52 |
0,48 |
|
|
324 |
472,8-474,8 |
5,6 |
22,0 |
0,70 |
0,38 |
|
492,9-495,4 |
7,9 |
28,0 |
0,68 |
0,21 |
|
|
503,5-504,3 |
7,0 |
28,0 |
0,34 |
0,21 |
|
|
518.8-519,9 |
6,6 |
24,0 |
0,45 |
0,32 |
|
|
519,9-520,9 |
5,9 |
24,0 |
0,67 |
0,34 |
|
|
523,3-525,1 |
5,7 |
22,0 |
0,68 |
0,20 |
|
|
525,1-526.4 |
5,1 |
22,0 |
0,68 |
0,35 |
|
|
526,4-527,5 |
6,8 |
22,0 |
0,70 |
0,27 |
|
|
530,1-532,6 |
7,8 |
24,0 |
0,66 |
0,26 |
|
|
532,6-534,3 |
6,1 |
24,0 |
0,66 |
0,38 |
|
|
535,3-536,6 |
8,9 |
24,0 |
0,66 |
0,32 |
|
|
537,3-538,2 |
8,5 |
28,0 |
0,29 |
0,24 |
Рис. 1. Сопоставление результатов ЯМК и кривых стандартного комплекса ГИС по разрезу скв. 324 Кергез
Рис
2. Графики выделения пластов с остаточной
нефтью и свободным газом по кривой зависимости 
месторождения Карадаг
а -скв. 324: 
, r=0,68, 
=0.11; б
-скв. 314: 
. r=0.72. 
=0.14