К оглавлению	УДК 553.98:[552 + 53]
	© А.В. Синьков, В.Ф. Козяр, Л.Д. Колотущенко, 1991

Обоснование коэффициентов нефтегазонасыщенности залежей в условиях АНПД и водонасыщенности пород

А.В. СИНЬКОВ, В.Ф. КОЗЯР (ВНИГИК), Л.Д. КОЛОТУЩЕНКО (Ленанефтегазгеология)

Задача достоверного определения коэффициентов нефтегазонасыщенности коллекторов (Кнг) по данным электрических (ЭК) и электромагнитных (ЭМК) видов ГИС является одной из наиболее труднорешаемых даже при достаточном петрофизическом и метрологическом обеспечении вследствие низкой надежности нахождения истинного удельного электрического сопротивления частей пластов, не затронутых проникновением фильтрата промывочной жидкости (ПЖ). Решение ее еще более затрудняется в случае аномально низкого водосодержания продуктивных коллекторов. Характер и глубина проникновения, оказывающие существенное влияние на показания зондов и результаты ЭК и ЭМК, зависят от геологических особенностей и условий вскрытия бурением изучаемых разрезов. В отдельных регионах страны неблагоприятное сочетание последних в ряде случаев не дает достоверного решения задачи существующим аппаратурным и методическим обеспечением количественной интерпретации [2]. Недоучет влияния глубоких зон понижающего проникновения в продуктивных коллекторах и специфики их низкой водонасыщенности ведут к систематическому занижению результатов определения , и в итоге за величину подсчетного параметра нередко принимаются минимально возможные значения Кнг, отражающие не естественную насыщенность пород, а аппаратурно-методические возможности ГИС в конкретных геолого-технических условиях. При отсутствии достоверных сведений о реальной водонасыщенности, получаемых по данным керна в скважинах на безводных ПЖ, это приводит к занижению запасов нефти и газа.

Затруднения при ГИС и потери запасов, связанные с Кнг, устраняются изменением технологии разбуривания изучаемых разрезов. Для этого отдельными скважинами на месторождении отложения продуктивных горизонтов вскрываются на ПЖ с различными, часто противоположными свойствами (проводящих и непроводящих, фильтрующихся и слабофильтрующихся, водосодержащих и практически безводных), формирующих в коллекторах разные по размерам и свойствам зоны проникновения. Применение ПЖ, осуществляемое с целью повышения качества вскрытия коллекторов, способствует также повышению достоверности решения других геологических [4] и технологических [1] задач. Опыт таких работ получен в основных нефтегазоносных районах Сибирской платформы, где количество типов ПЖ достигло в последние годы трех - пяти.

Определяющее влияние на технологию бурения скважин на Сибирской платформе и условия выполнения ГИС оказывают комплекс слагающих разрезы карбонатных, терригенных и хемогенных пород, поглощения ПЖ закарстованными породами и пластовыми интрузиями, аномально низкое пластовое давление (АНПД) и температура. Охлажденность недр и присутствие в разрезах нескольких галогенных толщ вызывают необходимость бурения скважин на высокоминерализованных либо безводных ПЖ во избежание размыва пластов солей и гидратообразования. Потенциальная возможность возникновения последних сохраняется в данных термобарических условиях при вскрытии газонасыщенных коллекторов на пресных ПЖ [3].

До настоящего времени регионально нефтегазонасыщенные терригенные отложения венд-кембрия (?) вскрывались бурением исключительно на высокоминерализованных хлоридно-натриевых раствоpax (рассолах), которые в процессе бурения принимают вид бесструктурной шламовой суспензии плотностью 1160-1280 кг/м³. В условиях АНПД репрессии на коллекторы при этом достигают 13 МПа. При отсутствии глинистых корок это приводит к постоянным поглощениям в пласты рассолов низкого(0,05-0,08 Ом-м при 20 °С), образованию в продуктивных отложениях глубоких зон понижающего проникновения и толстых шламовых корок, а также ухудшению фильтрационных свойств прискважинной части коллекторов. За время разбуривания продуктивных горизонтов объемы поглощенного рассола изменяются в зависимости от коллекторских свойств пород и величины репрессии на пласты от единиц до 300 м³ и более [3]. В то же время при АНПД применение для бурения глинистых ПЖ, обеспечивающих образование плотных глинистых корок, нежелательно вследствие растущих репрессий на коллекторы и возможного их гидроразрыва.

В последние годы снижение интенсивности поглощений достигается регулированием свойств ПЖ. Для уменьшения репрессий на пласты в скважинах продуктивные горизонты вскрываются на облегченных ПЖ на УВ-основе, в качестве которых применяют водоинвертные эмульсионные растворы (ВИЭР) и известково-битумные ПЖ (ИБР). Дисперсионной средой ВИЭР служит соляро-нефтяная смесь (до 30 % объема), а дисперсной фазой - рассол (до 70 %) с добавками различных эмульгаторов и стабилизаторов. Бурение на ВИЭР устраняет образование шламовых корок, снижает кольматирующее воздействие в прискважинной части коллекторов, но не препятствует образованию зон проникновения. Достаточно высокая плотность эмульсий (1050-1100 кг/м³ и более) обусловливает репрессии на коллекторы с АНПД до 7-9 МПа и фильтрацию в пласты как стабильного ВИЭР с последующим расслоением на углеводородную и водную фазы [1], так и отдельных его составляющих [4]. Длительность фильтрации и глубина проникновения изменяются в широких пределах в зависимости от содержания в ПЖ коллоидной твердой фазы. Минимальное проникновение фильтратов ПЖ в пласты с АНПД достигается применением ИБР, основной составляющей которых является сырая нефть, загущенная различными структурирующими добавками (известь, асбест, битум и др.). Это обеспечивается еще более низкой плотностью (960-980 кг/м³) таких практически безводных ПЖ и наличием в них коллоидной твердой фазы, формирующей при фильтрации в коллекторы УВ-основы тонкие (первые миллиметры), но плотные и неразрушаемые при спуско-подъемных операциях битумные корки. Отличительной особенностью ВИЭР и ИБР является их неэлектропроводность.

Для повышения качества вскрытия коллекторов используют также ПЖ на водной основе с повышенными структурно-реологическими свойствами, в качестве которых наиболее широко применяют полимерные алюмосиликатные (ПАСР) и асбесто-сольгелевые (АСГР) ПЖ. Их дисперсионной средой являются рассолы (до 86-92 %), а в качестве дисперсной фазы, обеспечивающей необходимые структурно-реологические свойства, используются жидкое стекло, коротковолокнистый асбест, сернокислый алюминий и другие компоненты. Эти ПЖ также характеризуются низкими значениями  (0,05-0,07 Ом-м при 20 °С). Несмотря на относительно высокую плотность (1180-1300 кг/м³) и водоотдачу (4-15 см³ за 30 мин), они не способствуют поглощению низкоомного фильтрата пластами с АНПД благодаря образованию в начальный момент фильтрации в прискважинной части коллекторов тонких (до 2-3 см) зон кольматации пород дисперсной фазой ПЖ, с одной стороны, препятствуют дальнейшей фильтрации [1], а с другой - легко разрушаются при создании депрессии.

Результаты расчетов показывают, что в условиях АНПД размеры зон проникновения рассолов должны превышать глубинность исследования всех измерительных зондов ЭК. Для пластов толщиной более 6 м кривые зондирования БКЗ доходят до точки максимума, что позволяет получить сведения о  и зафиксировать неоднородное строение зон проникновения по вертикали, когда наиболее глубокое проникновение происходит по тонким высокопроницаемым прослоям. Установленная по БКЗ средняя глубина проникновения не превышает, как правило, восьми и реже 16 диаметров скважины.

При бурении на ВИЭР и ИБР глубина проникновения оценивается по данным ОПК. Получение значительных и устойчивых притоков пластовых флюидов в измерительный баллон [4] из зоны дренирования, глубина которой при пористости пород 10-20 % не превышает 0,3 м, свидетельствует, что дренированием охвачены части пласта, лишенные проникновения либо незначительно им затронутые. На малые размеры зоны проникновения в пластах, разбуренных на ИБР, указывает также влияние газа на показания нейтронного каротажа (НК), отмеченное исключительно во всех скважинах, вскрывших газонасыщенные интервалы залежей. Следовательно, с учетом УВ-состава фильтратов ИБР за пределами аппаратурных ограничений измерения  единичными зондами индукционного (ИК) и диэлектрического (ДК) каротажа отражают сопротивления пластов. В высокоомных (более 60-80 Ом-м) породах, каковыми являются продуктивные коллекторы с аномально низким содержанием остаточной воды, возможно занижение   вследствие несовершенства стандартного аппаратурного обеспечения ИК [2].

Глубина проникновения фильтрата ВИЭР больше, чем ИБР. На это при прочих равных условиях однозначно указывает существенно меньшее влияние газа на показания НК, проявляющееся лишь в 18 % случаев. Кроме того, неоднозначная фильтрация в пласты водосодержащих ВИЭР с последующим их расслоением либо рассолов из их состава не исключает возможности образования в продуктивных коллекторах зон понижающего проникновения и систематического занижения по этой причине значений , определяемых по данным единичных зондов ИК. Это доказывают результаты целенаправленных повторных измерений ИК во времени, выполненных в одной из скважин региона в процессе разбуривания продуктивных отложений через одно-два долбления по мере углубления забоя, отражающие закономерное увеличение проводимости (S_K) пород (рисунок) и устойчивое формирование зоны понижающего проникновения. Наличие свободного неэмульгированного рассола в прискважинной части коллекторов подтверждается его содержанием в жидкой фазе проб ОПК, где он представляет основную часть отобранного фильтрата. Количество последнего может достигать 1/3 объема жидкой фазы пробы. На относительно глубокое проникновение ВИЭР и их компонентов указывает тот факт, что при зондировании с помощью ОПК (последовательном отборе проб из одного и того же интервала пласта) признаки фильтратов этих ПЖ не отмечаются лишь в третьей - пятой пробах (см. рисунок). В этих условиях использование данных ДК для надежного нахождения  также ограничено малой глубинностью исследования существующего аппаратурного обеспечения метода [2], которая не превышает размеров зоны проникновения водосодержащих ВИЭР.

При вскрытии коллекторов на ПАСР и АСГР, обладающих повышенными структурно-реологическими свойствами и не способствующих длительной фильтрации в пласты, глубина проникновения фильтрата намного меньше, чем в случае рассолов, и не превышает двух - четырех диаметров скважины. Малые размеры зон проникновения фильтратов этих ПЖ также подтверждаются устойчивым влиянием газа на показания НК и УВ на показания малоглубинного зонда бокового микрокаротажа. В таких условиях возможность занижения получаемых результатовдаже в коллекторах толщиной менее 6 м при нахождении параметра по незавершенным кривым зондирования БКЗ исключается совпадением рассчитанных значений Кнг для пластов большой и малой толщины, расположенных на близких гипсометрических отметках.

Для всех подсчетных объектов, разбуренных на рассолах, наиболее низкие величины средневзвешенных по эффективной газо- и нефтенасыщенной толщине значений нефтегазонасыщенности (К_{нг.ср.взв}) устанавливаются по материалам одно- зондового бокового каротажа (БК), глубинность которого находится в пределах зон проникновения этих ПЖ (таблица). Несколько более высокие (на 5-11 %) величины К_{нг.ср.взв} находятся по данным БКЗ, обладающего большей глубинностью. Однако влияние неоднородного строения зон проникновения рассолов находит свое отражение в занижении их до 13 % по сравнению с близкими к истинным средними величинами нефтегазонасыщенности (К_нг.ср.) и К_{нг.ср.взв}, найденными по данным керна и ДК в скважинах, вскрывших подсчетные объекты на ИБР. Наиболее полно отражают  материалы БКЗ в скважинах, пробуренных на ПАСР и АСГР, вследствие неглубокого проникновения этих ПЖ и относительно простого строения зон проникновения. Полученные при этом величины К_{нг.ср.взв} практически совпадают с истинными (см. таблицу). В данных условиях даже по результатам однозондового БК устанавливаются достаточно достоверные величины К_{нг.ср.взв}, отличающиеся от истинных лишь на 1-4 %. Материалы ИК в скважинах, вскрывших отложения продуктивных горизонтов на ВИЭР, подтверждают возможность [4] занижения нефтегазонасыщенности пород. Во всех подсчетных объектах в этом случае устанавливаются занижения величин К_{нг.ср.взв} на 4-6 %, объясняющиеся двумя причинами. Во-первых, влиянием на результаты определения р_п по данным однозондового ИК понижающего проникновения в пласты водосодержащих ВИЭР или проводящей фазы из их состава. Только по этой причине величина занижения знаний Кнг может достигать в отдельных пластовых пересечениях (улаханский горизонт) 6-8% (см. рисунок). Вторая причина связана с ограничениями существующего аппаратурного обеспечения метода в высокоомных отложениях [2]. Такими, например, являются нефтегазонасыщенные песчаники ботуобинского, ярактинского и другие продуктивные горизонты месторождений Сибирской платформы вследствие низкого (6-10 %) и аномально низкого (4-6 % и менее) содержания остаточной воды. В результате величины занижения К_{нг.ср.взв}, однозначно оцениваемые в скважинах на ИБР, могут достигать 3-7 % (см. таблицу).

Таким образом, различная достоверность определений Кнг по данным отдельных видов ГИС, связанная с конкретными геологическими, технологическими и техническими особенностями залегания, вскрытия и исследования продуктивных отложений, определяет возможность занижения величин К_{нг.ср.взв}, а, следовательно, и средневзвешенные значения нефтенасыщенности К_{н.ср.взв} и газонасыщенности К_{г.ср.взв} пород, запасов нефти и газа. Эта возможность сохраняется при разбуривании месторождений на одном-двух традиционных типах ПЖ. Повышение степени обоснованности К_{н.ср.взв} и К_{г.ср.взв} и исключение возможности занижения по этой причине запасов достигаются использованием для вскрытия продуктивных горизонтов дополнительных типов ПЖ с различными свойствами и дифференцированным подходом к определению средневзвешенных параметров. Совершенствование технологии бурения и реализация предлагаемого подхода позволили избежать потери запасов нефти и газа при окончательном рассмотрении в ГКЗ СССР запасов ботуобинского горизонта Среднеботуобинского месторождения. Впервые в практике ГРР на примере малоамплитудной нефтегазовой залежи ботуобинского горизонта Иреляхского месторождения доказаны и апробированы в ГКЗ СССР аномально высокие средневзвешенные величины нефтегазонасыщенности полиминеральных песчаников, достигающие 96 % (см. таблицу). Предлагаемый подход использован при определении и обосновании К_{н.ср.взв} и К_{г.ср.взв} нефтегазовых залежей Дулисьминского, Тас-Юряхского и Верхнечонского месторождений, по которым представление в ГКЗ СССР запасов планировалось в 1989-1990 гг. Дальнейшее совершенствование рецептур ПЖ на водной основе с улучшенными структурно-реологическими свойствами, хорошо зарекомендовавших себя даже в условиях АНПД, и массовый перевод на них основных объемов глубокого бурения позволят сократить до необходимого минимума применение неэкологичных, дорогостоящих и пожароопасных ПЖ на нефтяной основе, в том числе и ИБР.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Артамонов В.Ю., Коновалов Е.А., Афонин В.Н. Влияние буровых растворов на фильтрационные свойства газонасыщенных коллекторов // Газовая промышленность.- 1984.- № 7,- С. 20-22.

2. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований керна, опробований и испытаний продуктивных пластов /Под ред. Б.Ю. Вендельштейна, В.Ф. Козяра.- Л.: Недра,- 1988.

3. Рекомендации по методике геофизических исследований скважин и геологической интерпретации материалов для нефтегазоносных районов Восточной Сибири/А.В. Бубнов, В.Ф. Козяр, Ю.В. Николаенко и др.- Калинин: ВНИГИК.- 1984.

4. Эффективность геофизических исследований скважин, пробуренных на промывочных жидкостях с углеводородной основой / П.А. Бродский, В.Ф. Козяр, А.В. Синьков и др. // Геология нефти и газа.- 1987.- № 5.- С. 42-46.

Abstract

On the basis of the analysis and generaligation of geological and geophysical data on oil-and-gas reservoirs, established are varying degrees of reliability of the determination, from well log data, of the coefficients of oil-gas saturation of rocks related to particular geologic, technological and technical features of occurrence, tapping and research of producing formations and defining the possibility for inderstating estimates of oil and gas reserves. It has been shown that the exclusion of the possibility to understate the reserve estimates for this reason is ashieved by using additional types of washing fluids with different electric and filtrating properties, as well as by a differentiated approach to the determination of mean - weighted parameters in a number of wells in the field for tapping pay horizons by drilling.

Таблица Результаты определения средневзвешенных по эффективной толщине значений нефтегазонасыщенности подсчетных объектов

Горизонт, год рассмотрения в ГКЗ СССР	Залежь	Промывочная жидкость													Кнг.ср.взв %
		Рассол			ВИЭР		ПАСР, АСГР			ИБР
										ГИС			Керн
		Число скважин	Кнг.ср.взв %		Число скважин	Кнг.ср.взв %	Число скважин	Кнг.ср.взв %		Число скважин	Кнг.ср.взв %		Число определений	Кнг.ср.взв *	Представлено в ГКЗ СССР	Утверждено вГКЗ СССР
			БК	БКЗ				БК	БКЗ		ик	дк
Среднеботуобинское месторождение
Ботуобинский, 1980	Газовая	10	71	80	2	88									84	84
	Нефтяная	10	65	76	2	88	-	-	-	-	-	-	-	-	84	84
Ботуобинский, 1986	Газовая	10	76	81	13	87	1	87	91	1	88	91	34	90	91	91
	Нефтяная	10	68	74	15	81	1	87	90	1	87	86	10	87	88	88
Иреляхское месторождение
Ботуобинский, 1988	Газовая	1	90	96	1	92	3	94	96	1	90	97	33	97	96	96
	Нефтяная	1	88	96	4	90	2	93	96						96	96
Улаханский, 1988	Газовая	-					1	86	87	1	87	88	36	88	88	88
	Нефтяная	1	78	87	3	81	3	84	88						88	88

Определено по соотношению К_{нг.ср.взв} =1-Кв.ср

Рисунок Возможность прослеживания повторными измерениями ИКзон понижающего проникновения в продуктивных отложениях, вскрытых на водосодержащих ВИЭР (скв. 737 Иреляхского месторождения).

Порода: 1 - доломит, 2 - песчаник, 3 - аргиллит, 4 - алевролит; повторные измерения ИК после: 5 - первого и второго долблений (1.04.87 г.), 6 - третьего (2.04.87 г.), 7 - четвертого (3.04.87 г.), 8 - пятого и шестого (6.04.87 г.); при ГДК: 9 - притока не получено, 10 - приток из ствола скважины; пористость по: 11 - ГИС, 12 - керну; нефтегазонасыщенность по: 13 - ИК, 14 - керну; нефть дебитом (м³/сут): I - 125, II - 78