К оглавлению	УДК 550.832
	© Коллектив авторов, 1991

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов неокома Уренгойского месторождения

Г. В. ТАУЖНЯНСКИЙ, Е. П. КРОПОТОВА, О. М. НЕЛЕПЧЕНКО, В. В. ФЕДОРЦОВ (Тюменьгеология), М. Т. БОНДАРЕНКО (ВНИИгеофизика)

Запасы газа, газоконденсата и нефти Уренгойского месторождения рассматривались в ГКЗ СССР неоднократно [3]. По рекомендации ГКЗ, не утвердившей в 1983 г. значительную часть запасов нефти нефтяных оторочек неокома, Главтюменьгеологией была составлена программа их целенаправленного доизучения. В частности, программой ставилась задача уточнения коэффициента нефтегазонасыщенности (Кнг) коллекторов неокома и разработка методики ее определения по данным ГИС. С этой целью на месторождении пробурены две скважины (207, 572) с помощью раствора на нефтяной основе (РНО).

В скв. 207 керн отобран при бурении одного ствола, а ограниченный комплекс ГИС (ИК, РК) выполнен во втором стволе из-за аварии в первом. Это не позволило выполнить комплексную обработку результатов анализов керна и ГИС с целью получения петрофизического обеспечения определения Кнг с использованием прямых определений водонасыщенности по Заксу [2]. В скв. 572 отобран керн и выполнен обширный комплекс ГИС в три цикла: на РНО, после замены РНО на глинистый раствор и после расширения ствола скважины. По всем пластам обеспечен очень высокий (до 100 %) вынос керна, на котором выполнен большой объем лабораторных работ.

При анализе результатов определения водонасыщенности (Кво) по прямому методу установлено, что в пласте БУ8 на глубине 2730,8 м наблюдается скачкообразное уменьшение Кво при практически одинаковых коллекторских свойствах выше и ниже этой глубины, а затем постепенное уменьшение водонасыщенности вниз по разрезу, несмотря на то что свойства пород в указанном направлении ухудшаются. При выяснении причины такого изменения Кво оказалось, что с этой глубины герметизация керна проводилась с нарушением правил. Керн заворачивали в целлофановую пленку, которая впитывает и пропускает воду. В результате была частично утеряна естественная влажность пород, что подтверждается результатами эксперимента, заключающегося в следующем.

Сухие образцы взвешивали и насыщали раствором NaCl с концентрацией 15 г/л, затем заворачивали в сухой целлофан (который также взвешивали) и полиэтиленовую пленку. Образцы помещали в эксикатор с крышкой на двое суток. По истечении этого времени образцы и целлофан взвешивали.

Мокрый целлофан помещали в 100 г бидистиллированной воды, получали водную вытяжку и определяли ее минерализацию и химический состав. Результаты этих экспериментов полностью подтвердили сделанное предположение. Образцы потеряли за это время в среднем 29 % воды. Вместе с водой целлофан отбирает и соль. Концентрация ее во влаге целлофана оказалась почти такой же (в среднем 12,8 г/л), как и в насыщающем растворе.

Количество потерянной воды зависит от времени, в течение которого образцы были завернуты в целлофан. Поскольку разгерметизация и анализы образцов выполнялись сверху вниз по разрезу в течение трех месяцев, то последние керны находились наибольшее время в целлофане и, следовательно, водонасыщенность их искажена в наибольшей степени. Этим и объясняется постепенное уменьшение водонасыщенности к забою скважины. Так, по пласту БУ₁₄ в некоторых интервалах коллекторов при пористости (Кп) 13-14% и проницаемости (Кпр) 5-8*10^-3 мкм² водонасыщенность составляет 15-18 %, а отдельных образцов менее 10 %, что маловероятно. Только первые 169 образцов, относящихся к пласту БУ8, признаны качественными. Они были завернуты в полиэтиленовую пленку и хорошо загерметизированы. Результаты лабораторных анализов по ним являются достоверными и были использованы для петрофизического обоснования определения Кнг.

Основной петрофизической зависимостью, которую устанавливают по данным скважины на РНО, является связь удельного сопротивления от объемной влажности [2]. По результатам анализов качественного керна по скв. 572 не удается установить такую зависимость. Можно выделить лишь три интервала, по которым имеется достаточное количество определений по прямому методу в аппаратах Закса. Однако по диапазону изменения свойств пород и количеству пластов этого явно недостаточно для уверенного построения зависимости , которую можно было бы использовать для определения Кнг пластов БУ_8-14 Уренгойского месторождения.

С целью повышения статистической обоснованности зависимости, расширения диапазона коллекторов по влажности были привлечены другие данные. Задача заключалась в том, чтобы использовать результаты определения на центрифуге. Поскольку эти данные косвенные и могут существенно отличаться от истинных, то их необходимо корректировать по результатам прямого метода. Были сопоставлены значения Кв, определенные в аппаратах Закса и на центрифуге по качественным образцам. Полученная зависимость описывается уравнением  с коэффициентом корреляции r=0,82. Она использовалась для исправления значений , по которым затем рассчитывалась объемная влажность в интервалах пластов, расположенных в зонах предельного насыщения. При сопоставлении  и  в этих интервалах получена зависимость . На рис. 1 пунктиром показана погрешность определения.

Использование для построения зависимостиот  пластов, расположенных в зоне предельного насыщения, сужает рабочий диапазон зависимости. Для того чтобы его расширить, несколько точек на рис. 1 получены расчетным путем. Одна из них относится к интервалу 2782-2785,2 м, сопротивление которого равно 11 Ом-м и Кп по керну 16,5 %. На глубине 2785 м опробователем на каротажном кабеле отобрана проба воды при заполнении скважины РНО. Измеренное удельное сопротивление водыв лабораторных условиях при Т=29 °С равно 0,52 Омм, а при температуре пласта - 0,24 Омм. Используя стандартные петрофизические зависимости, можно определить для данного интервала параметр насыщения Рн=1,9, а по нему Кв= 66 %. По известным Кп и Кв для интервала находят. Таким путем получена точка на зависимости, соответствующая переходной зоне.

Аналогичным образом определена объемная влажность для интервала 2891,2-2896,8 м. Параметры его следующие: Кп=15,8%, Кв= 53,6%, . Оба интервала находятся в переходной зоне ниже ВНК. Однако, судя по найденным значениям Кв, в таких пластах имеются определенные запасы нефти.

Для интервала 2782-2785,2 м получено расчетное значениеполностью водоносного пласта по значениям через параметр пористости . Кроме того, использовали также результаты определения и УЭС, измеренные на образцах качественного керна в лабораторных условиях и приведенные к пластовым условиям по способу, описанному в работе [1]. Таким образом, получена зависимость , удовлетворяющая практически всему диапазону изменения параметров пластов от полностью водоносных до предельно нефтегазонасыщенных.

Коэффициенты нефтегазонасыщенности пластов БУ_8-14 были также определены по стандартной методике через зависимости

Однако из-за неопределенности при выборе минерализации воды, которая изменяется по средним значениям от 14 до 6 г/л (законтурная) при С_в=10г/л в переходной зоне, экспертиза пришла к заключению, что наиболее достоверные значения Кнг получены по зависимости. Они и были приняты для подсчета запасов.

Достоверность результатов определения остаточной водонасыщенности прямым методом по Заксу, а также полученной зависимости может быть сопоставлена с данными независимого метода, позволяющего оценивать объемную влажность пород. Таким методом является диэлектрический каротаж. В скв. 572 он был выполнен комплексной двухзондовой аппаратурой КДК.

В скважинах на РНО, когда зона проникновения не искажает электрические свойства продуктивных пластов-коллекторов, определение объемной влажности проводят по непосредственно измеряемым параметрам высокочастотного электромагнитного поля, а определение диэлектрической проницаемости  необязательно. Сопоставление значений, определенных по измеренным параметрам длинного и короткого зондов, подтвердило отсутствие проникновения. При построении зависимости  использовали средние значения (рис. 2). Как видно, эта связь достаточно хорошо согласуется с показанной на рис. 1, что характеризует высокую ее достоверность. Некоторые отличия (степень уравнения связи и соответственно значения численных коэффициентов) обусловлены тем, что при аппроксимации корреляционной зависимости типа каротаж - каротаж не принимались во внимание расчетные точки, соответствующие водонасыщенным пластам.

Сравнение коэффициентов К_нг, полученных через  по ВДК, с данными прямого метода в интервалах неискаженного керна показывает хорошее совпадение. Различие не превышает 1,5-2 %.

Выполненные исследования обеспечили достаточно надежное петрофизическое обоснование оценки коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов неокома Уренгойского месторождения и, кроме того, позволили сделать следующие выводы.

Способ корректировки результатов определения  по центрифуге может быть применен и на других месторождениях.

Герметизация образцов керна путем заворачивания их в целлофановую пленку не обеспечивает консервацию и приводит к потерям естественной влажности образцов пропорционально времени их хранения.

Независимое от лабораторных данных определение объемной влажности пластов и характера зависимости  обеспечивается благодаря проведению в базовых скважинах на РНО диэлектрического каротажа современной аппаратурой.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Таужнянский Г.В. Способ учета влияния термобарических условий при определении нефтенасыщенности однородных терригенных коллекторов // Геология нефти и газа.- 1986.- № 4,- С. 28-30.

2. Таужнянский Г.В., Петросян Л.Г., Петерсилье В.И. Обоснование коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов месторождений Среднего Приобья // Геология нефти и газа,-1987,- № 11,-С. 46-50.

3. Щербаков В.П. Об утверждении запасов нефти и газа в ГКЗ СССР // Геология нефти и газа.- 1990. - № 3,- С. 43-45.

Abstract

Drilling of wells on oil-base mud at the final phase of oil and gas field exploration allows one to construct a reliable dependence of specific electrical resistance on volume humidity and to improve the coefficient of oil-gas saturation of reservoirs used to calculate reserves. In some cases, however, the preservation of cores was disturbed and the laboratory determination of petrophysical relationships requires non-standard approaches. Such procedures developed for determining water saturation coefficient have been used by the authors in further studies of the Urengoy field oil fringes. The results of the definition of the water saturation coefficient by laboratory means have been correlated with the data derived from dielectric logging conducted in the base well with the help of the new combination equipment KDK.

Рис. 1. Корреляционная зависимостьотдля коллекторов неокома по скв. 572 Уренгойского месторождения.

Данные: 1 - экспериментальные, 2 - расчетные;

Рис. 2. Зависимостьот, полученная по данным интерпретации электрического и диэлектрического каротажа.