СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НАЧАЛЬНОГО ФЛЮИДОНАСЫЩЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2003 года по МПК E21B47/00 E21B43/00 

Изобретение относится к нефтегазопоисковой геологии, связано с выявлением характера водонасыщенности продуктивных пластов, а также с оценкой их нефтенасыщенности и может быть использовано при подсчете начальных запасов месторождений нефти.

Поровое пространство пласта соответствует объему пор, занятому пластовым флюидом, который может состоять из подвижной части нефти, неподвижной части нефти, свободной воды и физически связанной воды в различных сочетаниях. Известны многочисленные способы определения параметров флюидонасыщения нефтяного пласта [1. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник/Под ред. В.В.Стасенкова и И.С.Гутмана. -М.: Недра, 1996, 270 с.; 2. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США. -М.: Недра, 343 с. ] . Однако до настоящего времени не выработан единый методический подход получения параметров подвижной и неподвижной частей нефтенасыщенности для подсчета запасов нефти с дифференциацией по их подвижности, а также свободной и связанной водонасыщенности. Такая ситуация является следствием использования различных по физической сущности параметров, большого количества применяемых методов, включающих лабораторные, геофизические и гидродинамические, а также неоднозначности трактовки понятий и получаемых результатов применительно к огромному разнообразию структуры запасов нефти на различных стадиях разработки месторождений.

Известен способ оценки содержания высоковязких компонент нефти в нефтеносных пластах по [3. Аксельрод С.М. и др. Оценка содержания высоковязких компонент нефти в нефтеносных пластах по данным ЯМКУ/Геология нефти и газа. 1988, 9, с. 41-44], в соответствии с которым по заведомо водоносным пластам строится на основе данных методов ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), нейтронного гамма-каротажа (НТК) и гамма-каротажа (ГК) опорная зависимость в виде уравнения регрессии: 1-ИСФ^ЯМК/Кп^НГК = a + q + ΔI^ГК - где ИСФ^ЯМК индекс свободного флюида, а - свободный член уравнения, q - коэффициент пропорциональности, ΔI^ГК - относительная естественная радиоактивность, а Кп - открытая пористость. Для этой зависимости вычисляется доверительный интервал σ, определяемый средним квадратичным отклонением. Путем нанесения аналогичных координат для пласта количество остаточных высоковязких компонент оценивается по разности значений ординат пласта выше опорной зависимости и ее проекции на опорной зависимости (с учетом доверительного интервала σ). Определяемая величина 1-ИСФ^ЯМК/Кп^НГК известным способом для водонасыщенного пласта соответствует остаточной (связанной) водонасыщенности, а в нефтеносных пластах характеризуется как остаточной водонасыщенностью, так и остаточными высоковязкими компонентами (неподвижной частью) нефти. Параметр ΔI^ГК пропорционален остаточной водонасыщенности. Открытая пористость коллекторов, представленных мелкозернистыми песками и глинистыми алевролитами, способом [3] определяется с использованием данных НГК.

Недостатком этого способа является:
- низкая достоверность определения Кп только по данным НТК, так как для терригенных отложений необходимо применять данные комплекса кривых нейтронного каротажа (НК) и ГК;
- определение количества остаточных высоковязких компонент графическим способом;
- определение количественного содержания только остаточных высоковязких компонент, то есть неподвижнной части нефтенасыщенности, которая может являться лишь частью возможных составляющих флюидонасыщения пласта.

Задачей изобретения является способ, позволяющий получить параметры, характеризующие флюидонасыщение порового пространства пласта, а именно подвижную и неподвижную части нефтенасыщенности, а также свободную и связанную водонасыщенность. Использование параметров подвижной и неподвижной частей нефтенасыщенности позволяет повысить точность определения величины и качества начальных запасов нефти продуктивного пласта. Поставленная задача, решается на основе данных комплекса методов геофизического исследования скважин (ГИС). Для решения указанной задачи предлагаемым способом в условиях необсаженного ствола скважины осуществляют запись кривых скважинных промыслово-геофизических исследований, проводят их интерпретацию с последующим определением различных типов пористости породы и на их основе рассчитывают искомые параметры флюидонасыщения пласта: подвижную и неподвижную части начальной нефтенасыщенности, а также свободную и связанную водонасыщенность.

Способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта включает измерение геофизических характеристик в разрезе скважин, законченных бурением, и получение по результатам исследования скважин значений параметров: открытой пористости (Кп) - методами НК и ПС, эффективной пористости (Кп_эф) - по корреляционным зависимостям Кп_эф=f (Кп), динамической пористости (КП_дин) - методом ЯМК, водонасыщенности и начальной нефтенасыщенности (Кн) - методами НК, ГК и удельного электрического сопротивления, что позволяет определять подвижную часть (Кнп) и неподвижную часть (Кнн) нефтенасыщенности, а также свободную (Квсв) и связанную (Квс) водонасыщенность.

Технический результат предлагаемого способа заключается в возможности получения на основе комплекса методов ГИС значений неподвижной части нефтенасыщенности, подвижной части нефтенасыщенности, свободной водонасыщенности и связанной водонасыщенности - параметров пласта, необходимых для увеличения достоверности подсчета величины и качества запасов нефти и оценки характера насыщения вскрытых пластов.

Изобретение основано на следующем.

Открытая пористость соответствует объему пор, занятому пластовым флюидом, который может представлять собой различные комбинации из подвижной нефти (VН_п), свободной воды (Vвсв), неподвижной нефти (Vнн) и связанной воды (Vвc): Кп=(Vнп+Vвсв+Vнн+Vвс)/V, где V - объем породы. Эффективная пористость представляет собой объем открытых пор, за исключением той части, которая заполнена связанной водой: Кп_эф=(Vнп+Vвсв+Vнн)/V. За динамическую пористость принимается объем порового пространства, занятого способным перемещаться флюидом: Кп_дин=(Vнп+Vвсв)/V. Основываясь на указанных предпосылках и выполнив входящие в предлагаемый способ действия, в том числе, определив по отдельным интервалам разреза пласта значения его емкостных параметров: Кн, Кв, Кп, Кп_эф, Кп_дин, можно по формулам рассчитать искомые значения параметров флюидонасыщения пласта: подвижной и неподвижной частей нефтенасыщенности, а также свободной и связанной водонасыщенности.

Неподвижная часть нефтенасыщенности предлагаемым способом определяется непосредственно как разность эффективной и динамической пористости, отнесенной к открытой пористости: Кнн=(Кп_эф-Кп_дин)/Кп 100%, а связанная водонасыщенность оценивается по уравнению: Квс=(Кп-Кп_эф)/Кп100%. Кроме этого, рассчитывается подвижная часть нефтенасыщенности: Кнп=Кн-Кнн и свободная водонасыщенность: Квсв=Кв-Квс. В отличие от известного способа предлагаемым способом будут охарактеризованы количественно все возможные составляющие флюидонасыщения порового пространства пласта.

Результаты, получаемые с помощью предложенного способа, по разрезу двух скважин Миннибаевской площади, приведены в таблице, которая содержит значения параметров подвижной и неподвижной нефтенасыщенности, а также свободной и связанной водонасыщенности.

Для нефтедобывающих предприятий и негосударственных недропользователей одним из основных вопросов является реальная оценка запасов нефти и экономическая эффективность их извлечения. Подсчет запасов нефти с использованием параметров подвижной и неподвижной частей нефтенасыщенности, получаемых предлагаемым способом, позволяет повысить точность определения величины и качества начальных запасов нефти продуктивного пласта и решать вопросы, связанные с выбором наиболее рациональных путей его разработки.

Изобретение относится к нефтегазопоисковой геологии и предназначено для выявления характера водонасыщенности продуктивных пластов и оценки их нефтенасыщенности, а также может быть использовано при подсчете начальных запасов месторождений нефти. Техническим результатом изобретения является определение параметров, характеризующих флюидонасыщение порового пространства пласта, а именно подвижную и неподвижную части нефтенасыщенности, а также свободную и связанную водонасыщенность, что позволяет повысить точность определения величины и качества начальных запасов нефти продуктивного пласта. Для этого измеряют геофизические характеристики в разрезе скважин, законченных бурением. По результатам исследования скважин определяют значения параметров: открытой пористости (Кп) - методами нейтронного каротажа и гамма-каротажа, эффективной пористости (Кп_эф) - по корреляционным зависимостям Кп_эф=f(Кп), динамической пористости (Кп_дин) - методом ядерного магнитного каротажа, водонасыщенности (Кв) и начальной нефтенасыщенности (Кн) - методами нейтронного гамма-каротажа, гамма-каротажа и удельного электрического сопротивления. По определенным параметрам вычисляют параметры неподвижной части нефтенасыщенности в виде разности эффективной и динамической пористости, отнесенной к открытой пористости: Кнн=(Кп_эф-Кп_дин)/Кп100%, связанной водонасыщенности: Квс=(Кп-Кп_эф)/Кп100%, подвижной части нефтенасыщенности: Кнп=Кн-Кнн и свободной водонасыщенности: Квсв=Кв-Квс. 1 табл.

Способ определения параметров начального флюидонасыщения нефтяного пласта, включающий измерение геофизических характеристик в разрезе скважин, законченных бурением, получение по результатам исследования скважин значений параметров: открытой пористости (Кп) - методами нейтронного каротажа и гамма-каротажа, эффективной пористости (Кп_эф) - по корреляционным зависимостям Кп_эф= f(Кп), динамической пористости (Кп_дин) - методом ядерного магнитного каротажа, водонасыщенности (Кв) и начальной нефтенасыщенности (Кн) - методами нейтронного гамма-каротажа, гамма-каротажа и удельного электрического сопротивления, и позволяющий на их основе определять параметры неподвижной части нефтенасыщенности в виде разности эффективной и динамической пористости, отнесенной к открытой пористости: Кнн= (Кп_эф-Кп_дин)/Кп100%, связанной водонасыщенности: Квс= (Кп-Кп_эф)/Кп100%, подвижной части нефтенасыщенности: Кнп= Кн-Кнн и свободной водонасыщенности: Квсв= Кв-Квс.